авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 9 |
-- [ Страница 1 ] --

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Ухтинский государственный технический

университет»

(УГТУ)

Памяти профессора,

доктора технических наук

Геннадия Васильевича Рассохина

посвящается

Рассохинские чтения Материалы международного семинара 8-9 февраля 2013 года ЧАСТЬ 1 УХТА, УГТУ, 2013 НАУЧНОЕ ИЗДАНИЕ РАССОХИНСКИЕ ЧТЕНИЯ МАТЕРИАЛЫ МЕЖДУНАРОДНОГО СЕМИНАРА (8-9 февраля 2013 года) ЧАСТЬ УДК 622. ББК 33. Р Рассохинские чтения [Текст] : материалы международного семинара (8-9 февраля Р 24 2013 года). В 2 ч. Ч. 1 / под ред. Н. Д. Цхадая. – Ухта : УГТУ, 2013. – 275 с.: ил.

ISBN 978-5-88179-748- Тема семинара в целом определена созданным Геннадием Васильевичем Рассохиным научным направлением, относящимся к области освоения газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, а также продолжением ее разработки и реализации его учениками и коллегами.

В работе семинара приняли участие ведушие специалисты отрасти: д.т.н. Б. В. Будзуляк (НП «СРО ОСГиНК»), д. т. н. Б. А. Никитин (АТН РФ, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина), ведущие ученые ОАО «Оргэнергогаз», ФГУП «ЦАГИ», СПбГГИ, УГНТУ, ТюмГНГУ, ведущие специалисты и сотрудники филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

«ПечорНИПИнефть» в г. Ухте, ООО «Газпром трансгаз Ухта», ОАО «Северные МН», а также преподаватели, сотрудники и аспиранты Ухтинского государственного технического университета.

УДК 622. ББК 33. Редакционная коллегия: д.т.н., профессор Н. Д. Цхадая (гл. редактор);

к.т.н., доцент В. Е. Кулешов (зам. гл. редактора);

д. ф.-м. н., профессор А. И. Кобрунов;

д.г.-м..н. В. Д. Порошин;

к.т.н. А. В. Назаров;

к.т.н. С. В. Петров;

к.т.н. Е. Л. Полубоярцев;

д.т.н., профессор Л. М. Рузин;

к.т.н.

О. А. Морозюк;

М. Н. Пикова (ответственный секретарь).

Материалы, помещенные в настоящий сборник, даны в авторской редакции с минимальными правками.

Техническое редактирование и компьютерная верстка О. Г. Кашежева.

© Ухтинский государственный технический университет, ISBN 978-5-88179-748- План 2013 г., позиция 9.1 (н). Подписано в печать 31.05.2013.

Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman. Формат 60х84 1/16. Бумага офсетная.

Печать трафаретная. Усл. печ. л. 15,98. Уч.-изд. л. 14,47. Тираж 100 экз. Заказ №275.

Ухтинский государственный технический университет.

169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.

Типография УГТУ.

169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, д. 13.

СОДЕРЖАНИЕ СОДЕРЖАНИЕ……………………………………………………………………………………………… Приветственное слово участникам и гостям семинара ректора УГТУ, профессора Н. Д. Цхадая……. ПЛЕНАРНЫЕ ДОКЛАДЫ…………………………………………………………………………………. Мировой газовый рынок и стратегия «ОАО «Газпром»

Будзуляк Б. В. Карасевич А. М.…………………………………………………………………………….. Комплексные исследования месторождений Ижма-Омринского района и пермокарбоновой залежи Усинского месторождения на кафедре геологии нефти и газа УГТУ Крейнин Е. Ф................................................................................................................................................. Методология поддержания и продления эксплуатационной надежности и безопасности линейной части магистральных газопроводов Халыев Н. Х., Топилин А. В., Макаров Н. В.............................................................................................. Итоги и перспективы развития молодежной инновационной лаборатории УГТУ «Математическое моделирование в наука о Земле»

Кобрунов А. И................................................................................................................................................ Альтернативные пути развития малой авиации в России Андронов И. Н., Войтышен В. С., Дунаевский А. И., Рудометкин А. П., Семенов В. Н………………. ГЕОЛОГИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ…………………………………………………………….. Оценка перпектив нефтегазоностиности ПТ нижнего плиоцена мелководной зоны Абшеронского полуострова и Бакинского архипелага по комплексным данным геолого -геофизическим исследований Рахманов Р. Р, Султанов Л. А., Наджаф-Кулиева В. М., Ганбарова Ш. А............................................... Горючие сланцы и битумы Азербайджана (геохимия и перспективы их использования) Бабаев Ф. Р., Аббасов О. Р., Мамедова А. Н., Гусейнов А. Р.................................................................... О возможном генетическом родстве нефтегазовых месторождений персидского залива и Южно-Каспийской впадины Асланов Б. С., Бабаев Н. И........................................................................................................................... К оценке перспектив нефтегазоносности Южно-Каспийской впадины Каграманов К. Н., Бабаев Н. И., Абасова Н. Ф........................................................................................... Интегрированный анализ тонкослоистого разреза в терригенных отложениях неогена по данным ГИС и керна (на примере шельфовых отложений Вьетнама) Вишератина Н. П., Куницына Т. Н., Рудзинская С. В............................................................................... Седиментационные критерии выделения зон нефтенакопления в нижнемеловых отложениях Уватского района Западной Сибири Игнатова Н. А................................................................................................................................................ Палинспастические реконструкции южной части Печоро-Кожвинского мегавала Кабалин М. Ю................................................................................................................................................ Емкостной потенциал девонских песчаников южной части Кыртаельско-Печорогородского нефтегазоносного района Мартынов А. В., Вишератина Н. П., Попова Е. В...................................................................................... Особенности формирования приразломных ловушек южной части Кыртаельско-Печорогородского нефтегазоносного района Мартынов А. В., Воробьева Л. Ф., Ходневич О. Л., Журавлева Ю. А..................................................... Генетическое и морфологическое особенности формирования неструктурных ловушек Южно-Каспийской впадины Мухтарова Х. З.............................................................................................................................................. Анализ результатов ГРР по РК средствами информационных и геоинформационных систем Овчаров Д. Л., Хозяинова Т. В., Бедарева Н. А.......................................................................................... Итерационные методы определения геолого-геофизических параметров перспективных структур Бакинского архипелага Южно-Каспийской впадины Погорелова Е. Ю............................................................................................................................................ Строение и условия формирования дзельско-джьерских отложений Лыжско-Кыртаельского вала...

Кудашкина Е. А............................................................................................................................................. РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА………………….. ……. Метод больших шлифов ВНИГРИ для повышения эффективности разработки месторождений нефти и газа Абрамов В. Н., Антоновская Т. В................................................................................................................ Решение оптимизационных задач при разработке нефтяных залежей на базе «Контрольных карт» Шухарта Багиров Б. А., Абдуллаева Л. А................................................................................................................... О прогнозировании добывных возможностей нефтяных месторождений Багиров Б. А., Магеррамов Ф. Ф, Алекперов Ф. Ф.................................................................................... Определение относительных фазовых проницаемостей с использованием автоматизированной рентгеновской установки Вокуев В. С, Остроухов Н. С., Попов А. А............................................................................................... Перспективы разработки участка «Титановый 1» Ярегского нефтяного месторождения Герасимов И. В, Перевощиков В. Г., Корепанова В. С., Ершова О. В................................................... Особенности расчета компонентного состава газа Карманова О. М., Кривцова О. Н............................................................................................................... Определение эффективности вторичного вскрытия газоотдающих интервалов при применении методов повышения конденсатоотдачи Волков А. Н., Юнусова Л. В., Галкина М. В............................................................................................. Аналитические исследования и оценка сопоставимости методов раздельного учета добываемой продукции нефтегазоконденсатных скважин(на примере Югидского НГКМ) Кривцова О. Н., Миненко М. Р., Рыжко В. П........................................................................................... Повышение качества первичного вскрытия пласта за счет снижения эффекта сальникообразования Дуркин В. В., Ионов И. В........................................................................................................................... Влияние закона фильтрации на результаты гидродинамических исследований скважины Дуркин С. М................................................................................................................................................. Математическая модель скважины, дренирующей трещиновато-пористый коллектор Дуркин С. М................................................................................................................................................. Технология промысловых газоконденсатных исследований скважин газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с крайне низким содержанием конденсата в пластовом газе с применением глубинных пробоотборников Исаков А. А., Долгушин Н. В., Постельная Н. А., Исакова А. А............................................................ Вытеснение нефти из пласта с водой насыщенным газом СО Исмаилов Р. Д.............................................................................................................................................. Исследование гранулометрического состава водонефтяных эмульсий месторождений Республики коми методом оптической цифровой микроскопии.

Костерин К. С., Некучаев В. О., Калинин С. А......................................................................................... Расчет совместного течения нагнетаемой и пластовой водыв нефтяной залежи Маракасов Б. В., Назаров А. В................................................................................................................... Перспективная оценка количества обводняющихся скважин на газовых месторождениях в слоисто-неоднородных пластах Пономарев А. И., Шаяхметов А. И............................................................................................................ Гидрохимический мониторинг как инструмент оценки эффективности работы системы ППД и изучения особенностей вытеснения нефтииз продуктивных пластов закачиваемыми и пластовыми водами (на примере залежи Р2III Харьягинского месторождения) Порошин В. Д., Гуляев В. Г., Маракасов Б. В., Радченко М. В.............................................................. Применение технологии газодинамического разрыва пласта для интенсификации продуктивных пластов среднедевонской залежи Усинского месторождения Скворцов А. А.............................................................................................................................................. Влияние различных факторов на определение фильтрационных параметров многопластовой залежи для условий совместной эксплуатации на примере Киринского ГКМ Шиков И. А, Волков А. Н., Рочев А. Н, Поляков А. В........................................................................... Оптимизация работы системы сбора и подготовки продукции газоконденсатных скважин в условиях бесплатформенных морских месторождений Мордвинов А. А., Носов А. И.................................................................................................................... Эксплуатация нагнетательных скважин в режиме отбора продукции на завершающей стадии разработки месторождений (на примере Вуктыльского НГКМ) Гирушев А. В., Юнусова Л. В., Самгина С. А.......................................................................................... Применение методов геостатистики при адаптации модели нефтяных залежей Богданович Т. И........................................................................................................................................... Динамика продуктивности добывающих скважин на завершающем этапе разработки Вуктыльскогоместорождения с применением вторичных методов повышения конденсатоотдачи....

Панкратова Е. И., Юнусова Л. В., Скачков В. А...................................................................................... МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ВНЕФТЕГАЗОВОМ ДЕЛЕ……………………………. Принцип параллелизма в передаче информации от забоя скважины Александров П. Н........................................................................................................................................ Математические модели и физико-химическая сущность косвенных методов определения октановых чисел автомобильных бензинов Мачулин Л. В............................................................................................................................................... Влияние неньютоновских свойств фильтруемой жидкости на прогнозные показатели разработки месторождений Дуркин С. М................................................................................................................................................. Моделирование технологических процессов сепарациигаза с неравновесными характеристиками...

Исмайлов Р. А.............................................................................................................................................. Моделирование кинематики для особых точек кривой восстановления давлений при гидродинамическом прослушивании Кобрунов А. И.............................................................................................................................................. Математические модели оценки связности скважин Кобрунов А. И., Мухаметдинов С. В......................................................................................................... Моделирование интервальных времен распространения сигналов при гидродинамическом прослушивании пластов.

Кобрунов А. И., Григорьевых А. В., Художилова А. Н........................................................................... Моделирование интервальных времен распространения сигналов при гидродинамическомпрослушивании пластов Кобрунов А. И., Куделин С. Г., Художилова А. Н................................................................................... Применение принципов системного анализа при решении задач автоматизированного контроля качества записи материалов геофизических исследований скважин Куделин А. Г................................................................................................................................................ Численное моделирование очистки пластовых вод нефтяных месторождений с использованием магнитных жидкостей Лютоев А. А., Смирнов Ю. Г..................................................................................................................... Технологии обработки и инверсии потенциальных полей Мотрюк Е. Н., Вельтистова О. М............................................................................................................... К вопросу автоматизированного контроля качества данных геофизических исследований скважин.

Пельмегов Р. В, Куделин А. Г.................................................................................................................... Реализация полимодальных законов распределенния нечетких множеств на примере подсчетных параметров месторождений УВ Кулешов В. Е., Могутов А. С., Путинцева Н. О....................................................................................... Разработка математической модели для определения пластового давления нефтяного залежа Рзаев А. Г., Расулов С. Р., Абасова И. А................................................................................................... Численное моделирование параметров магнитной системы для управления процессом магнитокоалесценции нефтяных эмульсий Смирнов Ю. Г., Кузнецов С. В................................................................................................................... Особенности математического и гидродинамического моделирования разработки нефтегазоконденсатных залежей в рифейскихтрещиноватых карбонатных коллекторах Восточной Сибири Петухов А. В., Долгий И. Н., Петухов А. А., Шелепов И. В.................................................................. Модель деэмульсионных процессов, протекающих при движении пластовых флюидов в скважине Рзаев Ю. Р., Нуриева И. А.......................................................................................................................... Формирование расписания работы магистрального нефтепровода на режимах Маракасов Ф. В., Чернова О. В.................................................................................................................. Реконструкция трехмерной каркасной модели пласта Яковлев С. В., Григорьевых А. В............................................................................................................... АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ…………………………………………………………………………… Приветственное слово участникам и гостям семинара ректора УГТУ, профессора Н. Д. Цхадая Уважаемые участники Пятого международного семинара «Рассохинские чтения»!

Я рад вновь приветствовать вас в стенах Ухтинского государственного технического университета от имени его многотысячного коллектива!

Четыре года назад, когда состоялись первые Рассохинские чтения, мы, организаторы, как, полагаю, и участники форума, были уверены, что в научной жизни университета и всего нефтегазового образования России произошло событие историческое. Сегодня мы можем со всей ответственностью утверждать: эта уверенность была оправданной. Мы отмечаем первый юбилей нашего форума. Он проходит уже в пятый раз, и это замечательный повод для того, чтобы оглянуться назад, оценить пройденный путь, наметить новые перспективы.

Если говорить непосредственно о Рассохинских чтениях, то за эти годы они заняли очень важное место в общей палитре научно-инновационной деятельности нашего университета. При всей многопрофильности нашего вуза нефтегазовое направление остается доминантой – как по удельному весу в образовательном процессе, так и по своему значению в научной деятельности университета. И наш семинар стал одной из точек концентрации, одним из фокусов в серии ежегодных университетских научных мероприятий. Традиция, заложенная в 2009 году, укрепилась, стала заметным и благотворным явлением в научной и образовательной деятельности всего содружества нефтегазовых вузов России, а значит, и в контексте кадровой политики всего отечественного нефтегазового комплекса.

В жизни университета за это время произошло событие, не менее эпохальное, чем получение в 1999 году Ухтинским индустриальным институтом университетского статуса.

Преобразование института в университет было мечтой и целью Геннадия Васильевича Рассохина. А теперь эта мечта продолжена и воплощена уже на новом уровне: университет вырос в полноценный университетский комплекс, объединивший собственно наш вуз, Ухтинский индустриальный техникум, Ухтинский промышленно-экономический колледж и Ухтинский горно-нефтяной колледж – учебное заведение, положившее начало нефтегазовому образованию в нашем регионе и совсем недавно отметившее весьма почтенный юбилей – восьмидесятилетие со дня основания.

Несмотря на столь очевидную разницу в весомости двух обозначенных мною юбилеев, оба они являются символическим выражением основных целей и задач нефтегазового образования: и обеспечения кадровых потребностей промышленных предприятий топливно-энергетического комплекса, и продуктивной научно-инновационной деятельности. А сближает и объединяет эти юбилеи еще одна великолепная дата, которой ознаменован 2013 год: пятидесятипятилетие нашего университета, которое мы будем отмечать 12 апреля. Пользуясь случаем, я приглашаю вас, дорогие друзья, на наш праздник.

Рассохинские чтения нацелены на повышение интенсивности и качества научного общения среди специалистов нефтегазового дела, на укрепление партнерских связей в нашей отрасли. Эти задачи наш форум, несомненно, решает. Помимо корифеев, в семинаре принимает участие молодежь, для которой это отличная площадка апробации идей под обстрелом строгой, но конструктивной критики коллег. Для многих молодых ученых, аспирантов, соискателей такое обсуждение становится хорошим преддверием к защите диссертаций.

Но у Рассохинских чтений есть и иные интересные результаты, которые можно назвать косвенными. Несколько раз в работе семинара принимал участие Глава Республики Коми Вячеслав Михайлович Гайзер. Я напомню, что, выступая на пленарном заседании третьих Чтений, в 2011 году, он высказался о необходимости создания мощного центра вузовской науки в Республике Коми и подчеркнул, что такой региональный образовательный и научный центр следует организовать на базе нашего университета. Здесь же из уст Главы прозвучала мысль о возможности создания на базе УГТУ нефтегазового кластера. Чуть позже Вячеслав Михайлович издал указ о формировании концепции инновационного территориального кластера «Нефтегазовые технологии», ядром которого выступает наш университет.

Помимо научных и научно-организационных результатов (к последним следует отнести и кластер), не будем забывать о самом важном – о концентрации памяти, которую представляют собой «именные» форумы, подобные «Рассохинским чтениям». Память о человеке должны актуализировать не только слова, но прежде всего большие и важные дела, ему посвященные. Наш семинар – из ряда таких дел.

Хочу напомнить еще об одном важном аспекте работы Пятого семинара «Рассохинские чтения». Он проходит в 2013 году, который объявлен в России Годом охраны окружающей среды. Значительное количество докладов, заявленных в программе нашего форума, посвящено решению различных проблем экологической безопасности. Я хотел бы сказать и о том, какое место занимает это направление в общем спектре жизни нашего университета. Деятельность всего образовательно-научно-инновационного комплекса УГТУ определяется четырьмя приоритетными направлениями развития университета, в том числе направлением «Экологическая безопасность и надежность нефтегазовых сооружений». Одна из двенадцати научно-педагогических школ университета носит название «Повышение безопасности жизнедеятельности в условиях Европейского Севера». С момента открытия Ухтинского индустриального института действует кафедра промышленной безопасности и охраны окружающей среды, которую тогда возглавил первый ректор Григорий Ермолаевич Панов. Сегодня кафедра ведет подготовку бакалавров по направлению «Техносферная безопасность». При кафедре открыта аспирантура по специальности «Охрана труда (нефтяной и газовой промышленности)». Разработан отдельный план мероприятий – и специальных, и традиционных, но приуроченных к Году охраны окружающей среды.

Несомненно, Пятый межрегиональный научно-практический семинар «Рассохинские чтения» станет одним из важнейших университетских мероприятий этого ряда.

И в завершение позвольте поблагодарить с этой трибуны корифеев нефтегазовой отрасли, без которых было бы невозможно становление "Рассохинских чтений", - Богдана Владимировича Будзуляка, Рудольфа Михайловича Тер-Саркисова, Бориса Александровича Никитина.

Я желаю Вам вдохновенной и плодотворной работы, уважаемые коллеги и дорогие друзья. Спасибо за внимание!

Ректор УГТУ, профессор, Председатель Совета ректоров вузов Республики Коми Н. Д. Цхадая ПЛЕНАРНЫЕ ДОКЛАДЫ УДК 622.691.4: 339. Мировой газовый рынок и стратегия «ОАО «Газпром»

Будзуляк Б. В.1, Карасевич А. М. 1 – НП «СРО ОСГиНК», г. Москва, РФ 2 – ОАО «Газпром промгаз», г. Москва, РФ Прежде всего, я хотел бы поблагодарить организаторов Рассохинских чтений за приглашение выступить на этом форуме, в котором традиционно участвуют ведущие ученые и специалисты газовой промышленности.

В своем выступлении я проинформирую Вас о крупных инвестиционных проектах, реализуемых ОАО «Газпром», о ситуации на мировом газовом рынке и возникающих в связи с этим проблемах, поделюсь своим видением приоритетных стратегических задач, стоящих перед газовой промышленностью и газовой наукой.

Наиболее крупным инвестиционным проектом, ориентированным на увеличение экспорта российского газа в Европу, является, безусловно, газопровод «Северный поток»

протяженностью 1224 км, проходящий через акваторию Балтийского моря (рисунок 1). Его строительство началось в апреле 2010 г., а уже в ноябре 2011 г. была введена в эксплуатацию 1-я нитка производительностью 27,5 млрд. куб. м в год. В апреле 2012 г. досрочно вошла в строй 2-я нитка. После вывода газопровода на проектную мощность производительность двухниточного газопровода Северный поток составит 55 млрд. куб. м в год.

Рисунок 1. Газопровод «Северный поток»

В октябре 2012 г. акционеры Nord Stream AG рассмотрели технико-экономическое обоснование строительства 3-й и 4-й ниток системы газопроводов «Северный поток» и приняли решение признать их строительство целесообразным.

В декабре прошлого года началось строительство газопровода Южный поток (рисунок 2). Этот газопровод пройдет по дну Черного моря, а затем по территориям Болгарии, Сербии, Венгрии и Словении до газоизмерительной станции Тарвизио в Италии.

Протяженность морского участка составляет 925 км, глубина моря по трассе превышает км. Проектная производительность газопровода – 63 млрд.куб.м в год. Для обеспечения подачи запланированных объемов газа на территории России предусматривается строительство 2506 км линейной части газопровода и 10 компрессорных станций мощностью 1516 МВт. Весь этот проект получил название «Южный коридор». Первые поставки газа по строящейся системе запланированы на конец 2015 г.

Рисунок 2. Газопровод «Южный поток»

Системы газопроводов «Северный и Южный поток» ориентированы исключительно на обеспечение экспортных поставок газа в Европу. При полном развитии суммарная их производительность превысит 170 млрд. куб. м в год и это – в дополнение к имеющимся незагруженным мощностям действующих транзитных газопроводов через Украину и Белоруссию.

Принимая решение о развитии газопроводных систем для экспортных поставок газа в Европу, ОАО «Газпром» исходило из оптимистического прогноза о стабильном росте спроса на газ в Европе на перспективу до 2030 года и о неизбежности наращивания импорта российского газа.

Вместе с тем в последние годы на мировом и европейском газовых рынках произошли серьезные изменения, оказавшие негативное влияние на позиции ОАО «Газпром»

и требующие определенной корректировки экспортной стратегии Общества. Так, в 2011 г.

потребление газа в Европе снизилось на 9,9% не только по экономическим причинам, но и из-за вытеснения газа более дешевым топливом – углём. При этом возросла собственная добыча угля на Европейском континенте, но главное – на 38 % за год вырос импорт угля из США.

Наращивание экспорта угля США добились за счёт самообеспечения сланцевым газом, добыча которого в 2011 году достигла 214 млрд. куб. м (это 35 % от объемов российской добычи). На рисунке 3 показана динамика добычи сланцевого газа в США. За 2011 г. прирост добычи сланцевого газа в США составил 76 млрд. м3.

По данным годового отчета Администрации по информации в области энергетики США (Energy Information Administration), объем запасов сланцевого газа США по состоянию на 2011 г. составляет 72 трлн. м3, из них технически-извлекаемые запасы – 24,4 трлн. м3. Это свидетельствует о том, что эта страна и в дальнейшем способна наращивать объемы годовой добычи газа.

Как отмечает журнал «Эксперт» (№ 44 от 05.11.2012), теперь «в самих США возник переизбыток газа, а обвалившиеся цены на него изменили структуру топливного баланса».

Американцы увеличили экспорт угля в страны ЕС по более низким ценам, где он уже начал вытеснять с электростанций природный газ. Не исключается возможность того, что к 2020 году американцы начнут поставлять сжиженный природный газ (СПГ) на европейский рынок. В настоящее время импорт СПГ в США прекращен, а по информации в СМИ, многие терминалы уже реконструируются для перехода на экспорт СПГ.

Рисунок 3. Динамика добычи сланцевого газа в США, млрд. м На рисунке 4 приведена динамика добычи газа в СССР в 1950-1967 гг., в период, когда страна серьезно занялась организацией крупномасштабной добычи природного газа взамен производства искусственного газа на базе переработки каменного угля.

Рисунок 4. Динамика добычи газа в СССР (1950-1967 гг.), млрд. м Вы видите на приведенных слайдах, что США за последние 12 лет нарастили добычу сланцевого газа более, чем на 200 млрд. м3, СССР за такой же период (1955-1967 гг.) нарастил добычу более, чем 150 млрд. куб. м природного газа. Но темпы первоначального роста производства сланцевого газа в США и природного газа в СССР примерно одинаковы.

На рисунке 5 приведены данные Министерства энергетики США по технически извлекаемым запасам сланцевого газа в мире. Извлекаемые запасы сланцевого газа на Европейском континенте (без учета России) составляют 16,0 трлн. м3 (в том числе в Польше 5,3 трлн. м3, во Франции 3,1 трлн. м3, в Норвегии 2,3 трлн. м3 и т. д. Нет сомнений в том, что, располагая такими запасами, европейские страны в ближайшие 5-7 лет сумеют наладить добычу собственного сланцевого газа. По крайней мере, подготовительные работы в этой области уже начаты в ряде стран.

Рисунок 5. Мировые технически извлекаемые запасы сланцевого газа, млрд. м Как вы хорошо знаете, в Европе продолжается активная реализация программ энергосбережения. Кроме того, Европейский союз принял решение о том, что к 2020 году не менее 20 % энергетических потребностей членов Союза должно покрываться за счет возобновляемых источников (ВИЭ).

Все эти факторы – курс на снижение энергоемкости экономики, замещение газа углем, возможный импорт СПГ из США, организация добычи собственного сланцевого газа, развитие ВИЭ – приводят к снижению спроса на российский газ.

Серьезным вызовом стало требование многих европейских стран о снижении цен на газ, что признал министр энергетики Александр Новак на конференции Gastech – 2012 в Лондоне: предложение на рынке газа превышает спрос. Конкуренция со стороны поставщиков природного газа обостряется, и, особенно, со стороны поставщиков СПГ.

С самого начала производства сланцевого газа с подачи Института проблем нефти и газа РАН в Газпроме сложилось мнение, что сланцевый газ не окажет серьезного влияния на европейский рынок, что это, дескать, пиар-компания, рассчитанная на доверчивых потребителей.

Просчет нашей науки не в том, что в стране не начата добыча сланцевого газа, а в том, что она не смогла оценить последствия появления на мировом газовом рынке этого нового продукта, и не предотвратила принятие и реализацию целого ряда крупнейших проектов, рентабельность которых на долгие годы остается сомнительной.

Очевидно, что мы стоим перед возможностью того, что новые контракты на экспорт газа (либо взамен ранее заключенных) придется принимать на принципиально новых условиях, т. е., в условиях острой конкуренции. Потери в этих случаях могут измеряться десятками миллиардов долларов или сокращением поставок газа в регион. Но хуже всего долгосрочная неопределенность, вызываемая последствиями возможного радикального пересмотра контрактных отношений, что, как нам известно, уже произошло с рядом европейских компаний.

Хочу отметить, что совершенно обоснованным было решение ОАО «Газпром» о переносе сроков обустройства Штокмановского месторождения с запасами газа 3,9 трлн. м и конденсата 56 млн. тонн (рисунок 6).

Рисунок 6. Штокмановский проект Этот объект был ориентирован на европейский и североамериканский рынки.

Суммарная добыча газа здесь планируется в объеме 71,1 млрд. м3 в год. Завод сжижения должен производить 7,5 млн. т СПГ для перевозки танкерами-метановозами на терминалы в Западной Европе и США. Очевидно, что дорогой газ Штокмановского месторождения сегодня не смог бы конкурировать на рынке в Европе, а США, благодаря «сланцевой революции» уже не нуждается в штокмановском газе.

Какое место займет ОАО «Газпром» на тесном европейском рынке, может решиться уже этой зимой. Российский газ пойдет к потребителям напрямую, в обход транзитных Белоруси, Польши и Украины, с которыми в прошлые годы возникали конфликты.

И возможно, проверив на практике надежность «Северного потока», Европа и в будущем будет отдавать предпочтение Газпрому.

Понимая ограниченность европейского рынка газа и усиливающуюся на нем конкуренцию, ОАО «Газпром» в последние годы активно осваивает газовые ресурсы Восточной Сибири и Дальнего Востока и создает здесь транспортную инфраструктуру, имея в виду выход на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР).

В рамках реализации государственной «Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР (Восточная программа)» (рисунок 7) в 2009 г. на о. Сахалин был введен в эксплуатацию первый в России завод по производству СПГ, и началась его поставка в Японию. В 2011 г. Россия экспортировала 10,5 млн. т. СПГ, что по данным Международного газового союза составляет 4,3 % мирового экспорта.

Рисунок 7. Восточная газовая программа В 2011 г. введен в эксплуатацию пусковой комплекс магистрального газопровода Сахалин-Хабаровск-Владивосток (рисунок 8). При полном развитии этот газопровод протяженностью 1800 км диаметром 1220 мм на рабочее давление 9,8 Мпа с 14 компрессорными станциями будет поставлять потребителям 30 млрд. м3 в год.

Рисунок 8. Магистральный газопровод Сахалин-Хабаровск-Владивосток В 2013 г. должно быть разработано обоснование инвестиций в строительство в г. Владивостоке завода по производству 10 млн. т СПГ в год. ОАО «НОВАТЭК» в 2010 г.

приступило к реализации проекта производства СПГ на базе Южно-Тамбейского месторождения на севере полуострова Ямал. Предполагаемый срок ввода в эксплуатацию первой очереди завода – 2016 г., второй – 2018 г.

После завершения строительства заводов СПГ в г. Владивостоке и на Штокмановском месторождении, а также завода ОАО «НОВАТЭК» на Южно-Тамбейском месторождении объем российского экспорта СПГ возрастет более чем втрое.

В октябре 2012 г. ОАО «Газпром» принято окончательное инвестиционное решение по проекту обустройства Чаяндинского месторождения в Якутии и строительству магистрального газопровода Якутия-Владивосток-Хабаровск протяженностью 3200 км диаметром 1420 мм на рабочее давление 9,8 Мпа производительностью 61 млрд. м3 в год.

Начало добычи газа на Чаяндинском месторождении намечено на 2017 г. На следующем этапе намечается строительство газопровода протяженностью около 800 км в район Хабаровска-Владивостока от Ковыктинского месторождения в Иркутской области. Эти газопроводы из Якутии и Иркутской области образуют систему, названную «Сила Сибири», общей производительностью 61 млрд. м3 в год.

«Таким образом, может быть соединена Восточная Сибирь с Западной», – отметил А. Б. Миллер. С реализацией такого проекта возникнет единая система газоснабжения страны от Запада до Востока. Создаваемая единая система добычи, транспортировки и газоснабжения Восточной Сибири и Дальнего Востока призвана придать новый импульс развитию экономики этих регионов. Вместе с тем, учитывая наличие развитой угольной промышленности и относительно низкие цены на уголь, спрос на газ в этих регионах будет ограниченным и значительные объемы газа будут направляться на экспорт.

Основным газодобывающим центром России вот уже более 30 лет является Надым Пур-Тазовский регион на Севере Тюменской области. В 2011 году на этих месторождениях было извлечено 476,6 млрд. м3 газа при общей добыче газа по «Газпрому» в целом 513,1 млрд. м3. Их доля в общем производстве газа составила почти 93 %. Но за истекший период общая выработка первоначальных запасов на основных разрабатываемых месторождениях превысила более 60 % и они перешли в стадию падающей добычи (кроме Заполярного). Ежегодное снижение добычи газа составляет от 3 до 5 % в зависимости от начала эксплуатации того или иного месторождения. По данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

общая добыча газа на Севере Тюменской области к 2020 г. составит не более 360 380 млрд. м3, т. е. снизится не менее, чем на 100-120 млрд. м3.

Компенсация падения добычи газа на действующих месторождениях Севера Тюменской области и ее наращивание в целом по стране обеспечивается за счет освоения месторождений п-ва Ямал (рисунок 9). В октябре 2012 г. введен в эксплуатацию первый пусковой комплекс Бованенковского месторождения в составе УКПГ производительностью 30 млрд. м3 газа в год и 60 скважин. Завершено строительство первой нитки газопровода Бованенково-Ухта с годовой производительностью 60 млрд. м3 в год.

По словам Председателя Правления А. Б. Миллера, добыча газа на Бованенковском месторождении в 2013 г. составит около 46 млрд. м3, в 2017 г. достигнет 115 млрд. м3 с дальнейшим развитием до 140 млрд. м3 в год. Суммарная добыча газа на п-ве Ямал в перспективе достигнет 340 млрд. м3 в год. Изменение экспортных потоков российского газа в Европу за счет ввода в эксплуатацию Северного и Южного потоков приводит к существенному снижению объемов газа, прокачиваемых по существующим газопроводам ЕСГ. Загрузка транзитно-экспортных газопроводов, проходящих через центр Европейской части страны, значительно снизится, и их функция, скорее всего, перейдет в транспортно распределительную для европейских потребителей страны. Такая перестройка потоков в ЕСГ затронет и развитие ПХГ, основная мощность которых прилегает к зоне действия основных транзитных экспортных потоков газа.

Рисунок 9. Схема обустройства месторождения акватории Обской и Тазовой губ и п-ва Ямал По прогнозам ОАО «Газпром» по первой нитке газопровода «Северный поток» в 2012 г. должно было пройти 27,5 млрд. м3 газа, однако почти за год (с ноября 2011 года по октябрь 2012 года) газопровод был загружен меньше, чем на треть. Выручка для «Газпрома»

осталась на том же уровне, а операционные расходы возросли, так как транспортировка по Nord Stream дороже, чем через транзитные страны. Эффект от ввода в эксплуатацию трубопровода Nord Stream, как полагают эксперты, будет «размазан» во времени.

Транзит газа через Украину сокращается: за первые семь месяцев 2012г. он снизился на 22 %. Причиной этому является не только пуск в эксплуатацию «Северного потока», но и снижение закупок российского газа в Европе.

Выводы и предложения (рисунок 10).

1. Сложившаяся ситуация на мировом и европейском газовых рынках, вызванная «сланцевой революцией», требует переоценки прогнозов объемов поставки российского газа в Европу на перспективу и тщательного анализа целесообразности реализации дорогостоящих проектов развития систем, предназначенных для экспортных поставок газа, с учетом ожидаемых цен на природный газ на этом рынке, себестоимости добычи и транспортировки экспортируемого газа.

2. Важной задачей является дозагрузка существующей 21-ниточной системы газопроводов СРТО – Центральные и Западные районы страны и Поволжье. Падение добычи на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона приведет к снижению загрузки этой системы к 2020 г. до 70 % от проектной пропускной способности. Для дозагрузки газотранспортной системы необходимо подключение к этой системе новых источников подачи газа.

Такими источниками на первом этапе могут быть Ямальские месторождения, от которых можно построить 2-3 газопровода общей производительностью 90 млрд. м3 в год (при этом соответственно уменьшается число ниток на системе газопроводов Ямал-Ухта), а на втором этапе – месторождения Обской и Тазовской губ. В 2018 г. здесь планируется начать разработку Северо-Каменомысского месторождения. Суммарный объем добычи газа в этом новом регионе намечается довести к 2030 г. до 50 млрд. м3 в год.

Рисунок 10. Выводы и предложения 3. Реализация новых мега-проектов не должна отодвигать на второй план важнейшую задачу поддержания высокой надежности действующих систем магистральных газопроводов. Для этого требуется своевременно и в полном объеме выполнять работы по их диагностике и капитальному ремонту.

4. В связи с строительством газопроводов нового поколения. встает задача создания нового диагностического оборудования с высоким разрешением, поскольку выход из строя газопровода на давление 9,8 Мпа может вызвать сокращение подачи газа потребителям на 90-120 млн. м3 в сутки на период проведения восстановительных работ, что недопустимо.

5. На заседании Комиссии по вопросам стратегии развития ТЭК и экологической безопасности 23.10.2012 г. Президент РФ В. В. Путин отметил «Нам нужно активно развивать производство и использование газового моторного топлива». К сожалению, эта проблема в ОАО «Газпром» решается медленно. Использование природного газа в качестве моторного топлива в 2011 г. увеличилось всего на 20,0 млн. м3 и достигло в целом по стране 350 млн. м3. Можно отметить, что в СССР годовое потребление природного газа в качестве моторного топлива достигало 1,2 млрд. м3.

Я надеюсь, что созданное недавно ООО «Газпром газомоторное топливо» придаст новый импульс этой важной проблеме.

6. Позвольте обратить внимание на одно быстро развивающееся направление деятельности. Это рост транспортировки газа по подводным морским газопроводам. С учетом намечаемого строительства экспортных морских газопроводов транспортировка по ним газа может достичь 281,0 млрд. м3, а их общая протяженность превысит 10 тыс. км. Надо уже сейчас заниматься разработкой организационной схемы управления безопасностью и надежностью таких газопроводов, созданием необходимой структуры для их обслуживания.

УДК 551.735.9 : 001. Комплексные исследования месторождений Ижма-Омринского района и пермокарбоновой залежи Усинского месторождения на кафедре геологии нефти и газа УГТУ Крейнин Е. Ф.

Научно-исследовательские работы кафедры в период 1971-1984 гг. были связаны в основном с месторождениями нефтегазодобывающего управления (НГДУ) «Войвожнефть»:

Нибельским, Вой-Вожским, Верхне-Омринским и отдельными залежами Нижне-Омринского месторождения. Их можно объединить под общим названием – геолого-промысловый анализ разработки газонефтяных залежей, влияние геологических факторов и технологий разработки на эффективность процессов нефтеизвлечения. Такого рода анализ был проведен впервые, поскольку сведения о добыче нефти, газа, воды, других параметров продуктивных пластов этих месторождений не подлежали разглашению до определенного периода времени.

В рамках этих работ были впервые опробованы и внедрены фотоколориметрические исследования (КСП) для определения притока нефти каждого из совместно эксплуатируемых скважиной пластов. С целью увеличения добычи нефти из этих пластов были экспериментально определены оптимальные концентрации применявшихся в то время поверхностно-активных веществ (ОП-10).

Инициатором фотоколориметрии и других промыслово-геохимических исследований нефтей была доцент С. С. Гейро.

В 1979-1981 гг. мы принимали участие в пересчете запасов нефти Нижне-Омринского месторождения, где в нашу задачу входила оценка показателей неоднородности, анализ разработки и расчет конечных коэффициентов нефтеотдачи продуктивных пластов статистическими методами. В 1981 г. отчет был успешно защищен в ГКЗ СССР с приростом запасов более 30 %, что в то время приравнивалось к открытию нового месторождения. За эту работу сотрудники НГДУ, «Печорнипинефть» и два наших сотрудника (А. Р. Бенч и Е. Ф. Крейнин) были награждены премией Миннефтепрома СССР.

В 1984 г. на базе проведенных исследований А. Р. Бенч была защищена кандидатская диссертация.

В 1986 г. и позднее на тему, связанную с разработкой газонефтяных залежей Тимано Печорской провинции и влияния геолого-промысловых факторов на их нефтеотдачу, были изданы сборник ВНИИОЭНГ (Москва), монография, учебное пособие и стандарт предприятия, принятый объединением «Коминефть».

В 1991-1995 гг. фотоколориметрические исследования были возобновлены на Восточно-Савиноборском месторождении (кстати, за эту работу диплом первой степени на научной конференции получил С. О. Урсегов, нынешний заведующий отделом «Печорнипинефть», а в то время студент НГПФ, стажировавшийся на кафедре геологии нефти и газа). Использование коэффициента светопоглощения асфальтенов, как одного из методов контроля за паротепловым воздействием, позднее было успешно внедрено на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.

В 1984 г. в рамках общесоюзной темы, институтом ВНИИНЕФТЬ нашей кафедре был предложен раздел «Анализ опытно-промышленной разработки месторождений высоковязких нефтей Тимано-Печорской провинции». В 1985 г. этот отчет был успешно защищен на научно техническом совете ВНИИНЕФТЬ.

В марте 1986 г. в Ухте проходила всесоюзная конференция по проблемам применения тепловых методов на месторождениях высоковязких нефтей. Одним из ее организаторов был проф. Л. П. Ярин, заведующий кафедрой теплотехники УИИ. На этой конференции нами был представлен обстоятельный доклад по анализу внедрения паротеплового воздействия (ПТВ) на пермокарбоновой (ПК) залежи Усинского месторождения. Наш доклад вызвал большой интерес у присутствовавшего на конференции руководства «Комитермнефть»

(В. Е. Кармановский, А. П. Куликов, В. Н. Басков). С кафедрой был заключен договор на предмет изучения геологического строения залежи, экспериментальные исследования влияния температуры на состав и свойства нефтей и оценки эффективности ПТВ по промысловым и геохимическим показателям. Для реализации поставленных производственниками задач при кафедре была создана геохимическая лаборатория. Для оснащения лаборатории была закуплена комплексная лаборатория органической химии с выставки Чешского оборудования.

У истоков организации промыслово-геохимических исследований на кафедре геологии нефти и газа стояли доцент С. С. Гейро, приглашенные из ЦНИЛа УТГУ З. П. Склярова, С. А. Данилевский, З. М. Кузьбожева, из ВНИИГАЗА – Т. Н. Царева, и, естественно, наши сотрудники, и студенты – это А. Р. Бенч, А. Е. Петухов, А. Н. Смирнов, В. А. Мизов, Т. Михайлова, Н. Сыромятников, В. Верещагин и др.

Результаты проведенных кафедрой ГНГ исследований 1986-1996 гг. представлялись в виде ежегодных отчетов заказчикам – «Комитермнефти», СП Нобель ОЙЛ. Ниже приводится краткое содержание этих исследований, практические рекомендации и результаты их внедрения для контроля за эффективностью теплового воздействия на различных участках пермокарбоновой залежи.

По состоянию на 1986 г. в разработке находились: участок ПТВ-1 – площадная закачка пара по 5-ти точечной системе в средний объект, участки Е-1 и Е-2 – опытные работы по организации внутрипластового горения, эталонный участок естественного режима. Продолжалось интенсивное разбуривание залежи. В последующем были организованы участки ПТВ-2, ПТВ-3, пилотный участок.

Опробовались различные схемы закачки пара: раздельно по объектам, по различным соотношениям нагнетательных и добывающих скважин (семи и девятиточечные), внедрение пароциклических обработок (ПЦО) добывающих скважин. В связи с отставанием обустройства новые скважины эксплуатировались на естественном режиме.

По мере разбуривания уточнялась геологическая модель залежи, и это было весьма важно. Были выделены зоны разуплотнения (суперколлектора). На комплексную методику их выделения в 1989 г. было получено авторское свидетельство. По опорному фонду скважин проводился систематический отбор проб нефти и воды. По анализам физико химической характеристики нефтей выполнялся следующий комплекс исследований:

плотность нефти, КСП нефти, содержание спиртобензольных смол и асфальтенов, определение общего содержания серы, сероводорода, меркаптанов и элементарной серы, хромотография, инфрокрасная спектрометрия, минерализация попутно добываемой воды.

Ежеквартально проводилось построение карт геохимических показателей, что в комплексе позволяло очертить на качественном уровне площадь залежи, находящейся под термическим воздействием на основании закономерностей, установленных по экспериментальным лабораторным исследованиям. Эти данные позволяли выделять скважины, находящиеся под термическим воздействием. В последующем было установлено, что при температуре подогрева нефти выше 80-100°C изменяется соотношение нейтральных и кислых смол, что было весьма важно, т. к. после нагрева нефти до 80°C ее вязкость не изменялась.

На основании этого была подготовлена и принята заказчиком в 1992 г. «Временная методика интерпретации геохимических данных для диагностики паротеплового воздействия на пермокарбоновую залежь», позволявшая выделение в общем дебите нефти скважин долю нефти, прогретую более чем на 100°C (ее авторы А. Р. Бенч, З. П. Склярова, А. Н. Смирнов).


В процессе исследований отрабатывались методики определительских работ, которые передавались в химическую лабораторию предприятия, поскольку объемы исследований увеличивались в связи с расширением ореала теплового воздействия.

А что произошло далее? В 1986 г. было принято правительственное решение о том, что вся добываемая выше базового уровня нефть относится к новым технологиям и, естественно, отпала необходимость обосновывать долю термической нефти, и таким образом, исследования были прекращены.

Итого, за период 1986-1996 гг., кроме ежегодных отчетов предприятиям-заказчикам, результаты наших исследований отражены в опубликованных более 20 печатных работах, докладывались на международных конференциях и симпозиумах в Москве (1987), Санкт Петербурге (1992, 1994), Казани (1994), отражены в двух докторских диссертациях (И. Ф. Чупров, А. В. Петухов). Отмечу, что еще в 1988 г. в нашем отчете производственникам, И. Ф. Чупровым была представлена математическая модель прогрева пласта на начальном этапе теплового воздействия, о чем было доложено также на семинаре Коми научного центра АН СССР. Что касается А. В. Петухова, то в библиографическом списке его монографии 2002 г. отражены все этапы его творческого пути, начиная со студенческих лет.

Результаты наших исследований нашли отражение и в учебном процессе. Так, в учебный план специализации промысловых геологов ыли введены дисциплины «Новые методы увеличения нефтеотдачи», «Нефтепромысловая геохимия и гидрохимия для контроля разработки нефтяных залежей», а также изданы учебные пособия.

В описываемый период кафедра геологии нефти и газа сотрудничала с кафедрами РЭНГМ (зав. каф. проф. Г. В. Рассохин) и теплотехники (зав. каф. проф. Л. П. Ярин). В частности, мы принимали участие вместе с М. Б. Дорфманом, Э. И. Каракчеевым и лабораторией А. И. Куклина на Яреге, проводивших исследования влияния температуры на состав и свойства нефтей в керне. В программе работ этих кафедр по проблеме Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей была поставлена задача создания отечественных мобильных парогенераторов.

С этой целью на Ухтинском механическом заводе была создана специальная лаборатория.

Планировалось обобщение многолетних исследований по тепловым методам в виде монографии. К сожалению, этим планам не удалось реализоваться по известным причинам.

Считаю важным и необходимым подчеркнуть, что в процессе проводимых исследований мы консультировались с академиком А. Х. Мирзаджанзаде, тесно сотрудничали с профессором И. М. Аметовым, привлекали к участию в выполнении отдельных разделов наших отчетов профессоров И. Ф. Чупрова, В. О. Некучаева, В.

Н. Медведева, В. И. Крупенского.

Таким образом, многолетний опыт разработки пермокарбоновой залежи и содержащийся в многочисленных отчетах, опубликованных работах, в том числе диссертационных, выполненных различными научными организациями анализ, свидетельствует о весьма сложном ее геологическом строении. Это обстоятельство, а также неординарный способ разработки с применением теплоносителей, создает множество проблем, трудно поддающихся прогнозу. В связи с этим, до настоящего времени не выработано стратегии разработки отдельных участков месторождения.

В этих условиях, как показал наш опыт сотрудничества с производственниками, эффективным может оказаться только комплексное исследование каждого участка с уточнением его геологической модели, при непременном изучении изменения физико химических показателей нефтей в процессе разработки, как одного из главных методов контроля результативности различных видов теплового воздействия.

На межрегиональных научно-технических конференциях 2007 и 2010 г. ректор УГТУ проф. Н. Д. Цхадая подчеркивал, что для решения всего комплекса проблем разработки высоковязких нефтей необходима кооперация усилий различных образовательных, научных и производственных организаций, и что именно в Ухте сложились для этого уникальные условия.

Считаю необходимым и даже обязательным хотя бы вкратце остановиться на привлечении студентов к научно-исследовательским работам кафедры. Уже на втором курсе обучения мы приглашали и отбирали наиболее подготовленных студентов, желающих участвовать в повышении своей «квалификации». При кафедре функционировала отраслевая лаборатория и была создана студенческая научно-исследовательская лаборатория, где студенты приобщались к проводимым на кафедре научным исследованиям, в том числе по заказу производственных организаций. К примеру, все участники работ геохимической лаборатории – выпускники кафедры разных лет. Ежегодно проводились студенческие конференции памяти А. Я. Кремса. Кстати, часть из поступивших к нам студентов, еще будучи школьниками, проходили подготовку в Ухтинской малой «академии», организованной Андреем Яковлевичем при участии геологических кафедр УИИ.

Наши воспитанники выезжали и с успехом выступали на студенческих конференциях нефтяных ВУЗов Москвы, Баку, Грозного и др. Большое внимание уделялось на кафедре освоению курса нефтегазопромысловой геологии, как основе для подготовки нефтяников любого профиля. Этот курс в тот период был включен в учебные планы специальностей геофизиков, буровиков, разработчиков, а позднее и экономистов. К огромному сожалению, эта дисциплина в 90-х годах была исключена из учебных планов этих специальностей.

В 2011 г. при поддержке и участии Н. Д. Цхадая было издано учебное пособие по этой важнейшей дисциплине, но до настоящего времени она в учебных планах не восстановлена.

УДК 622.691.4 - Методология поддержания и продления эксплуатационной надежности и безопасности линейной части магистральных газопроводов Халыев Н. Х., Топилин А. В., Макаров Н. В.

ОАО «Оргэнергогаз» г. Москва Единая газотранспортная система (ЕСГ) эксплуатируется в различных природно климатических условиях с большим возрастным сроком, требует особого отношения к продлению срока надежной и безопасной эксплуатации.

Анализ показал, что в современных условиях целесообразно неотлагательное проведение профилактических мероприятий по поддержанию и продлению срока службы магистральных газопроводов (МГ). Изношенность основных фондов МГ, которая составляет более 50%, и большой средний срок службы газопроводов, превышающий 26 лет, сказываются на безопасности эксплуатации. Протяженность магистральных газопроводов составляет около 170 тысяч километров и основные факторы, влияющие на надежность и безопасность ЛЧМГ, приведены на рисунке 1.

Рисунок 1 Факторы, влияющие на надежность и безопасность ЛЧ МГ.

С целью реализации отраслевых задач в 1999 г. была научно обоснована и разработана «Методология поддержания и развития эксплуатационной надежности и безопасности ЛЧ МГ ОАО «Газпром» (рисунок 2).

Перспектива III Восстановление технического состояния За счёт капремонта и гарантированного и реконструкции II срока службы Диагностика Выборочный ремонт I Магистральные газопроводы – 154 тыс. км этапы годы Рисунок 2. Методология поддержания и развития эксплуатационной надежности и безопасности ЛЧ МГ ОАО «Газпром».

Предложенная методология направлена в первую очередь на поддержание технического состояния действующей газотранспортной системы, а в дальнейшем на развитие эксплуатационной надежности и безопасности ЛЧМГ ОАО «Газпром», с последующим продлением срока службы находящихся в эксплуатации магистральных газопроводов. Реализацию программы планировалось провести несколькими этапами.

На первом этапе (1999-2002 гг.) решалась задача сокращения числа отказов на линейной части магистральных газопроводов. Это было достигнуто за счет проведения комплекса мероприятий по определению технического состояния газопроводов методами комплексной технической диагностики и выполнения выборочного ремонта на отдельных участках магистральных газопроводов (рисунок 3).

Рисунок 3 Сокращение числа аварий на газопроводов ( I этап).

Мероприятия позволили снизить аварийность на газопроводах и перейти к их ремонту в плановом порядке. На втором этапе (2003-2010 гг.) для реализации методологии разрабатывается «Концепция восстановления технического состояния и гарантированного срока службы газопроводов» (рисунок 4).

Рисунок 4 Разработка концепции восстановления технического состояния и гарантированного срока службы газопроводов ( II этап).

Концепция включает разработку новой технологии, технических средств и новых изоляционных материалов для создания условий дальнейшей эксплуатации с конкретным гарантированным сроком службы отремонтированных участков магистральных газопроводов, и для реализации концепции была принята комплексная программа по реконструкции и капитальному ремонту линейной части магистральных газопроводов. На сегодняшний день реализация задач второго этапа по поддержанию эксплуатационной надежности и безопасности магистральных газопроводов успешно решена.

Принимаемые меры по диагностическому обслуживанию, выборочному ремонту и реконструкции объектов ЕСГ позволили обеспечить снижение числа отказов на 1000 км с 0,20 до 0,1 случаев.

Как показала практика, ежегодные объемы капитального ремонта газопроводов на сегодня недостаточны для поддержания и продления надежности и безопасности газотранспортных систем. Эти объемы целесообразно увеличить, как минимум, в 3-5 раз в год и пересмотреть технические и организационные задачи для реализации цели и задач по разработке методологии поддержания и продления срока надежной и безопасной эксплуатации ЛЧ МГ в современных условиях.

За последние годы в Обществе, кроме разработки различных моделей внутритрубных дефектоскопов разработаны и внедрены наружные сканеры-дефектоскопы, которые в комплексном применении на газопроводе позволяют получить информацию о реальном техническом состоянии магистральных газопроводов.

Для системного решения вопросов надежности и безопасности в Обществе большое внимание уделяется капитальному ремонту ЛЧ МГ с целью поточно-механизированной организации производства ремонтных работ. В целом комплексное рассмотрение проблем диагностики и своевременного производства капитального ремонта ЛЧ МГ позволяет системно поддержать эксплуатационную надежность и безопасность ЕСГ ОАО «Газпром».


Поэтому для повышения эффективности и продления срока надежной и безопасной эксплуатации магистральных газопроводов разработана методология поддержания и продления срока надежной и безопасной эксплуатации ЛЧ МГ, поэтапного решения задач до 2015 года и до 2030 года (рисунок 5).

Методология поддержания и продления срока надежной и Методология поддержания и продления срока надежной и безопасной эксплуатации ЛЧ МГ в современных условиях безопасной эксплуатации ЛЧ МГ в современных условиях Цель:

Повышение эффективности и продление срока надежной и безопасной эксплуатации действующих магистральных газопроводов.

Задача:

- Разработка и внедрение методологии совершенствования технологии, техники и организации производства ремонтных работ на линейной части магистральных газопроводов.

- Разработка технологии поэтапного ремонта ЛЧ МГ без остановки транспорта газа с целью обновления газотранспортной системы до 2030 года, в целом.

Рисунок 5 Методология поддержания и продления срока надежной и безопасной эксплуатации ЛЧ МГ в современных условиях.

На данном этапе для выполнения запланированных объемов капитального ремонта ЛЧ МГ до 2015 года все необходимые технические и технологические решения имеются. Так за последние годы разработаны и внедрены новые усовершенствованные технологические схемы и технические средства для капитального ремонта ЛЧ МГ (рисунок 6).

Коллективами специалистов совместно с производственными организациями в году разработана и внедрена новая технология ремонта газопроводов в траншее с сохранением их пространственного положения.

Опытные испытания технологии и комплекса специальных технических средств проведены при капитальном ремонте ЛЧ МГ в дочерних обществах ООО «Газпром трансгаз Ухта» и ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» и приняты к внедрению при производстве ремонта магистральных газопроводов ОАО «Газпром».

В последующие годы коллективами авторов ООО «Газпром трансгаз Югорск» и ООО «Газпром трансгаз Сургут» за счет совершенствования технических средств доработана новая технология ремонта ЛЧ МГ для ремонта газопроводов в условиях болот и обводненной местности. Кроме того, коллективами авторов ООО «Газпром трансгаз Уфа» за счет проведения научно-обоснованных исследований и опытных испытаний при ремонте ЛЧ МГ предложена технология ремонта труб больших диаметров с подъемом в траншее.

В целом в настоящее время в Обществе разработаны технологии и специальные технические средства для производства ремонта ЛЧ МГ, которые позволяют производить ремонтные работы в любых природно-климатических условиях и в любое время года.

Системный анализ опыта производства ремонта магистральных газонефтепроводов показал, что для повышения эффективности эксплуатационной надежности и безопасности действующих магистральных газопроводов в современных условиях возможна тремя путями (рисунок 7).

Методология совершенствования технологии, техники и организации производства ремонтных работ на ЛЧ МГ Разработка и внедрение новой технологии ремонта линейной части магистральных газопроводов, организации и серийного газопроводов, производства комплекса технических средств, позволяющих без средств, изменения прочностных характеристик ремонтируемой трубы обеспечить эксплуатационную надежность и безопасность отремонтированного трубопровода с гарантированным сроком службы Разработка и внедрение методов Разработка и внедрение ремонта, обеспечивающих ремонта, технологии переизоляции надежную эксплуатацию газопроводов больших газопроводов в условиях Западной Сибири, на основе передовых Сибири, диаметров с подъемом в технологий, конструкций и технологий, траншее материалов Оптимальные методы организации производства капитального ремонта ЛЧ МГ Рисунок 6 Методология совершенствования технологии, техники и организации производства ремонтных работ на ЛЧ МГ Рисунок 7 Основные способы повышения эффективности и эксплуатационной надежности действующих МГ.

Первый – увеличение количества ремонтно-строительных колонн для выполнения годовых объемов работ.

Реализация этого способа трудно исполнима из-за отсутствия в настоящее время достаточного комплекса специальных технических средств для поточной технологии ремонта газопроводов в траншее с сохранением их пространственного положения. Второй – универсальный изоляционный комплекс для ремонта ЛЧ МГ. К сожалению, прекрасная идея и «космическая» технология, которые отвечали бы всем требованиям высокого качества выполнения ремонтных работ на магистральных газопроводах, на сегодня не реализованы в металле из-за высокой стоимости затрат на изготовление. Поэтому второй способ в современных условиях так же не может быть применен, т. к. требует исследований и создания такой установки.

Наиболее оптимальным вариантом является третий путь – совершенствование существующих методов ремонта ЛЧ МГ.

Для реализации поставленной цели разработана методика (рисунок 8).

Методика реализации цели Методика реализации цели Методология поддержания и продления срока надежной и безопасной эксплуатации ЛЧ МГ Технология поэтапного Методология ремонта ЛЧ МГ без остановки совершенствования технологии, транспорта газа с целью техники и организации обновления производства ремонтных работ газотранспортной системы на ЛЧ МГ в современных ОАО «Газпром» в целом условиях Совершенствование организационной структуры ремонтной службы ОАО «Газпром»

Повышение эффективности и продление срока надежной и безопасной эксплуатации действующих магистральных газопроводов Рисунок 8 Методика реализации цели.

Согласно методике, для реализации запланированных объемов ремонтных работ до 2015 года требуется комплексный подход при планировании и производстве ремонтных работ, применение рациональных технологических схем со специальными техническими средствами, а также оптимальных методов организации производства работ для каждого конкретного участка капитального ремонта ЛЧ МГ.

На сегодня если технологические схемы ремонта в целом внедрены в производство, то оптимальные методы организации производства находятся в стадии разработки и обязательным условием является создание методических документов по оптимальным методам организации производства капитального ремонта ЛЧ МГ.

Как было запланировано, начиная с 2010 года мы должны перейти к перспективным разработкам, т. е. разработке и внедрению технологии капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов без остановки транспорта газа, которые коренным образом должны изменить отношение к проблемам эксплуатационной надежности и безопасности ЛЧ МГ с точки зрения продления срока службы газотранспортной системы с учетом условий дефицита финансовых средств и новых труб для магистральных трубопроводов.

Несколько слов об обновлении газотранспортных систем в целом.

Мы все эти годы занимались поддержанием системы газопроводов для безопасной эксплуатации за счет диагностики текущего, выборочного и капитального ремонта газопроводов. Однако пришло время, когда нужно говорить о более серьезной программе продления срока службы газопроводов и вообще об обновлении газотранспортной системы в целом до 2030 года.

Основные критерии необходимости разработки методологии обновления ЛЧГТС ОАО «Газпром»:

Сложности с финансированием работ и недостаток новых труб для ремонта ЛЧ МГ.

Минимизация времени на остановку транспорта газа для выполнения ремонта газопровода. Минимизация потери газа.

Повышение качества ремонтных работ за счет применения технологии восстановления труб по заводским требованиям.

Значительное сокращение финансовых средств, выделяемых на ремонт ЛЧ МГ.

Необходимость такого подхода подтверждается еще и тем, что основным критерием является сохранение «основных фондов», в частности, линейной части магистральных газопроводов, находящихся сегодня в эксплуатации в газотранспортной системе ОАО «Газпром».

С точки зрения сохранения основных фондов, т. е. продления срока службы ЛЧ МГ, одним из важных и определяющих факторов является проблема старения сталей магистральных газопроводов и остаточный ресурс, возрастной срок. Как известно, отдельные марки сталей при сооружении имели ограниченный срок службы. Техническое состояние ЛЧ МГ в настоящее время и практика многолетнего опыта эксплуатации и ремонта показывают важность и необходимость решения проблемы продления срока службы ЛЧ МГ.

Для реализации этой задачи необходима «Разработка и внедрение технологии капитального ремонта ЛЧ МГ без остановки транспорта газа» - основа программы обновления газотранспортной системы ОАО «Газпром».

Для реализации программы обновления газотранспортной системы до 2030 года необходимо решить три комплексных проблемы (рисунок 8).

Суть методологии обновления ГТС заключается в разработке и внедрении поэтапного метода производства ремонтных работ на ЛЧ МГ. Особенность технологии заключается в производстве ремонтных работ последовательно от крана до крана на отдельном магистральном газопроводе. Производство работ необходимо выполнять на трассе на мобильных передвижных ремонтных базах с условием проведения отбраковки, повторной диагностики и нанесением на отремонтированные трубы новых изоляционных покрытий по технологии нанесения как в заводских условиях.

Обязательным условием является разработка оптимальной организационной ремонтной службы в Обществе в целом. Целью разработки организационной структуры ремонтной службы Общества является выработка оптимальных методов управления, оптимизации технических средств для производства работ, эффективное использование трудовых ресурсов и значительное сокращение финансовых средств на капитальный ремонт ЛЧ МГ.

УДК 55: 519.87 : 001.891.53 (470.13) Итоги и перспективы развития молодежной инновационной лаборатории УГТУ «Математическое моделирование в наука о Земле».

Кобрунов А. И.

«Ухтинский государственный технический университет», г. Ухта Молодёжной лаборатория математического моделирования в науках о Земле, возникла у нас в университете и доказала востребованность и устойчивость развитие. Эта лаборатория, по сути, молодежный научно-инновационный центр. Здесь собрались студенты-старшекурсники, аспиранты, молодые учёные, которые сгруппировались вокруг решения проблем математического моделирования.

Начало этой лаборатории было положено в 1994 году в процессе создании специализированных компьютерных технологий, интегрированного анализа геолого геофизических данных с целью построения геоплотностных моделей сложнопостроенных геологических сред. Задача характеризуется высоким уровнем эквивалентности, и ее решение требует специальных математических методов, а именно - развития теории решения существенно некорректных задач. Из полученных фундаментальных результатов выделилась целая серия прикладных научных задач, каждая из которых требовала своего решения. Далее следовали вопросы разработки вычислительных схем, программно алгоритмическая реализация, отработка методических вопросов. Для их решения была создана группа из аспирантов «первой волны». Параллельно в Украинском нефтяном национальном университете продолжала работу такая же группа под руководством моего ученика - профессора Александра Павловича Петровского. Эти две группы в едином проекте создавали новую технологию.

Этот первый научно-инновационный центр в УГТУ преследовал несколько целей.

Создание технологии и ее последующая эксплуатация лишь способ достижения другой – главной цели: подготовка научных кадров. Научно- исследовательская работа – это тот оселок, на котором идет доводка молодых сотрудников, в перспективе - серьезных ученых.

Этим ребятам предстоит в дальнейшем заниматься научно-исследовательской работой, решая настоящие невыдуманные задачи, с защитой кандидатских и докторских диссертаций.

И сегодня можно сказать, что нам удалось создать суперсовременную технологию с высокими инновационными перспективами.

Развитие этой инновационной группы происходило с нарастающими темпами.

Сегодня её состав и структура существенно шире. Рабочим органом группы служат еженедельные научные семинары, работа которых имеет межфакультетскую структуру. В нашем центре работают аспиранты, студенты и молодые ученые геологоразведочного факультета, Института нефти и газа, факультета информационных технологий, сотрудники ВНИИГаза (Ухтинский филиал), института «ПечорНИПИнефть». Многие из них – уже состоявшиеся ученые, а итогом их исследований послужило создание целого ряда замечательных, действительно инновационных технологий.

Например, Артём Куделин разработал особую технологию видения внутреннего строения пластов по данным электрических измерений в скважинах, намного опередив свое время. Сегодня по этой схеме уже создаются многие технологии, но он был первым, кто сумел составить изображение нефтегазовых пластов. Руководимыми им аспирантами созданы технологии автоматизированного контроля качества измерений и геофизических исследований скважин.

Еще одна великолепная разработка, просто полёт инженерной мысли, автор которой наш аспирант Андрей Григорьевых. Он решил задачу фильтрации шумов особого рода хаотических шумов. Им разработан уникальный алгоритм фильтрации на основе принципов стохастического резонанса, который позволяет убирать хаотические помехи. Нашими сотрудниками аспирантом Геннадием Жарким совместно со студентами разработаны уникальные технологии зондирования, основанные на электромагнитных волнах. Максим Барабанов разработал технологию динамического моделирования физических полей в реальном времени.

Авторы технологии нечеткого моделирования при прогнозе подсчетных параметров В. Кулешов, А. Могутов, А. Художилова, А. Григорьевых - оказались пионерами, и за нами последовали многие другие исследователи. И у нас много таких разработок, о которых можно рассказывать бесконечно.

Особенно важно отметить, что деятельность нашего коллектива дор сих пор не требовала дополнительных вложений. Даже средства вычислительной техники покупались на самостоятельно заработанные деньги. Это говорит о ее востребованности. При этом лаборатория вносит весомый вклад в имидж нашего университета. За прошедшие годы сотрудники центра участвовали в 25 научных конференциях, включая 17 международных.

Ими сделаны 83 доклада, опубликовано 15 статей в журналах, входящих в перечень ВАК, получены свидетельства о регистрации пяти программных продуктов. Информация о наших разработках помещена в учебниках по автоматизированным системам интерпретации данных. Мы предлагали свои проекты и вели работу по проектам в рамках федеральных целевых программ. Выиграли четыре гранта, откуда собственно и происходит наше финансирование. Кроме того, мы выполняем работы по заказу предприятий. Развитие в настоящее время видится в решении нескольких фундаментальных проблем. Первая из это изучение фильтрационных сопротивлений на основе гидродинамических методов пролслушивания нефтяных и газовых пластов.

Есть старая шутка. Вопрос: как заставить корову давать больше молока, но чтобы она при этом меньше ела? Ответ: да очень просто, надо ее меньше кормить и больше доить!

Приблизительно так раньше действовали нефтяники. Они «давили» на пласт, чтобы извлечь больше нефти. И мало кого интересовало, что в результате такой эксплуатации в пласте происходит закупорка пор, появляются огромнейшие зоны застоя. То есть нефть там есть, но она «не идет». И сегодняшняя проблема - узнать, где эти «стояки». Никакие традиционные скважинные исследования не дадут ответа на этот вопрос. А мы придумали, как это сделать.

В центре создан уникальный метод зондирования, основанный на принципах гидродинамической томографии. Это потребовало развития математического аппарата и исследований алгоритмов решения задач интегральной геометрии. И в результате построены вычислительные схемы, которые позволяют реконструировать неоднородность среды и методом прощупывания выяснить, где там закупорки.

Но есть и другой способ - прослушивания. Можно послушать, как «шумит»

месторождение, откликаясь на изменения давления в процессе его разработки. Это технологии из класса «умных» месторождений. Здесь также требуется разработка соответствующей модели и ее адаптация к истории разработки. Реализуется принцип моделирования гидродинамической эмиссии, на основе чего строится изображение гидродинамического сопротивления месторождения. Правда, тут мы находимся еще в самом начале пути, сформулированы только основные положения, построены модели.

Другая задача, которая нас интересует это сланцевый газ. В соответствии с современной концепцией формирование залежей углеводородов в черных сланцах и плотных коллекторах происходит по принципу капиллярно насоса (термин введен автором). При этом распределение углеводородов определяется двумя факторами. Запиранием углеводородов и формированием капиллярно - экранированных нефтяных залежей в пластах терригенных гранулярных коллекторов. В этих гидрофильных породах «капиллярное давление в системе порода – углеводороды – вода стремится не допустить перемещение углеводородного флюида из крупнозернистых (крупнопоровых) пород в мелкозернистые, (мелкопоровые), на контакте которых возникает определенной силы капиллярный барьер». Второй фактор это всасывание углеводородов (это и есть капиллярный насос) из окружающей среды. Этот последний механизм характерен для малопроницаемых коллекторов, образованных в гидрофобной поровой среде, например черные сланцы, где [1] “капиллярное давление заставляет нефть и газ проникать в наименьшие из возможных пустот, т. е. происходит впитывание углеводородов порами и трещинами наименьшего размера».

Оба эти механизма приводят к тому, что возникающие залежи не сопровождаются структурно-тектоническими или литологическими ловушками. Их изучение требует рассмотрения моделей среды с пространственно-распределёнными параметрами в протяжённых пластах с одновременным уточнением их геометрии, и принципиальной невозможностью раздельного изучения плотностных распределений и характеристик вмещающих их пластов и систем таких пластов. В этой связи одним из центральных вопросов оказывается согласование на уровне процедур инверсии гравитационного поля локальных варьируемых моделей в выделенной области и связанной с ней внешней моделью, являющейся осмысленным геоплотностным продолжением локальной внутренней модели.

Эта внешняя модель служит решением внешней краевой задачи геологического редуцирования для локальной – внутренней модели. Для моделей сред адекватных условиям рассеянных залежей углеводородов это редуцирование должно выполняться особо тщательно, поскольку в противном случае возникающие ложные аномалии на гранях стыковки внутренних и внешних моделей будут существенно превосходить эффекты распределенных источников внутренней модели и не позволяют получить объективную картину для прогнозирования рассеянных залежей углеводородов. Создание таких моделей и выработка поисковых признаков для таких месторождений интересная задача.

Следующее развиваемое направление это мониторинг за изменениями геоплотнорстной модели подземных хранилищ газа по данным высокоточной гравиметрии в процессе их эксплуатации. Здесь требуются специализированные, адаптированные под условия ПХГГ модели. Кроме того требуется методика пересчета вариации равитационных атрибутов в вариации стартовой геоплотностной модели. Это направление имеет большие перспективы, поскольку позволит существенно уменьшить скважинные исследовании при одновременном снижении рисков в принятии технологических решений в процессе эксплуатации, технологического обслуживания и расширения границ действующего ПХГ.

Библиографический список:



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 9 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.