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:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |

«I Содержание НОВОСТИ ОТРАСЛИ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 1 ...»

-- [ Страница 2 ] --

Как показывают данные (см. рис. 4), за период с 2002 по 2012 г. газоконденсат заметно «потяжелел». В основной части кривые ИТК идут практически параллельно. Это свидетельствует о возрастании молекулярной массы компонентов конденсата при сохранении их структурно-группового состава.

В заключение можно сделать следующие выводы:

несмотря на заметное различие геофизических условий нахождения и извлечения флюидов, структурно-групповой состав их углеводородной части различается незначительно. Наблюдаемые различия в свойствах скважинных продуктов обусловлены, по-видимому, различным содержанием воды и газа;

анализ углеводородного состава растворителей-удалителей АСПО, применяемых в настоящее время (ГК месторождения Некрасовское и КС Краснодарская), показал, что их моющие характеристики далеки от оптимальных;

лучшей по комплексу моющих свойств является продукция скв. 4 Восточно-Прибрежного месторождения;

анализ динамики изменения углеводородного состава флюидов с 1988 г. по настоящее время показал, что месторождение Восточно-Прибрежное в данный момент времени правильнее классифицировать как нефтяное;

продукция месторождения по химической классификации относится к парафиновой, с суммарным содержанием алканов более 60%;

лучшей технологией для удаления АСПО, по-видимому, является термохимическая. Необходимое тепло можно подводить извне или генерировать внутри очищаемого объекта;

подбор состава растворителя и его последующее применение позволят оптимизировать эксплуатационные затраты на периодическую очистку промыслового трубопровода.

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** Список литературы 1. Турукалов М.Б. Критерии выбора эффективных углеводородных растворителей для удаления асфальто-парафиновых отложений: дис.... канд. хим. наук. - Краснодар, 2007. - 24 с.

2. Горошко С.А. Влияние ингибиторов парафино-отложения на эффективность транспорта газового конденсата месторождения Прибрежное: дис.... канд. хим. наук. - Краснодар, 2003. - 163 с.

РНПК ПОДВЕЛА ИТОГИ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: Выпуск: 12 В Рязанской нефтеперерабатывающей компании (РНПК) подведены итоги производственной деятельности за 9 мес. 2013 г. За отчетный период РНПК переработала 13 млн т нефти, что на 10% больше, чем за аналогичный период прошлого года (около 12 млн т), и выработала 12,6 млн т товарной продукции.

С РНПК отгружено около 3 млн т бензинов, более 3 млн т дизельного топлива, 848 тыс. т авиатоплива, 4,4 млн т мазута. Все виды моторного топлива РНПК, поставляемые на внутренний рынок РФ, соответствуют экологическим стандартам «Евро-4» и «Евро-5». РНПК продолжает реализацию программ повышения энергоэффективности и снижения расхода топлива и безвозвратных потерь. За 9 мес 2013 г. экономический эффект от снижения потребления электроэнергии составил 34 млн руб., тепловой энергии - 95 млн руб. Реализация проектов, инициированных сотрудниками РНПК в рамках действующей на предприятии системы непрерывных улучшений, позволила получить более 500 млн руб. дополнительной прибыли и добавленной стоимости.

В настоящее время РНПК вошла в комплексную программу повышения операционной эффективности НПЗ ОАО «НК «Роснефть». Программа включает пять направлений: оптимизацию мощностей и отборов светлых нефтепродуктов, снижение потребления энергоресурсов, эксплуатационную надежность и готовность, снижение безвозвратных потерь нефти и нефтепродуктов, снижение затрат. В ближайшие три года в РНПК запланировано провести мероприятий, нацеленных на получение экономического эффекта. Ряд проектов уже внедрен на предприятии.

По информации ОАО "НК «Роснефть»

ГАЗОВЫЕ ОТКРЫТИЯ НА СЕВЕРНОМ ШЕЛЬФЕ ВЬЕТНАМА (ТОНКИНСКИЙ ЗАЛИВ) Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 26, 27, 28, 29, 30, Выпуск: 12 УДК 550. В. П. Гаврилов (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, РФ, Москва), В. Л. Гуле в, С.М. Карнаухов («Газпром Интернешнл», РФ, Москва), Е.А. Леонова (РГУнефти и газа им. И.М. Губкина, РФ, Москва), С. П. Михайленко (СОК «Вьетгазпром», Социалистическая Республика Вьетнам, Ханой), В.

В. Рыбальченко (ОАО «Газпром», РФ, Москва), С. В. Туманов (СОК «Вьетгазпром», Социалистическая Республика Вьетнам, Ханой), В. В. Черепанов (ОАО «Газпром», РФ, Москва) E-mail: gavrilov@gubkin.ru Анализ результатов геолого-разведочных работ, проведенных СОН «Вьетгазпром» на северном шельфе Вьетнама, позволил установить целесообразность продолжения поисковых работ в этом регионе. В статье на основе сейсмических данных обосновывается грязевулканичесиая модель локальных поднятий (Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг), в пределах которых выявлены газовые залети.

Объясняются причины «заражения» залежей углекислым газом и выдвигаются предположения об очаговом характере этого явления, связанном с подвижками по сдвиговым разломам.

Ключевые слова: северный шельф Вьетнама, грязевые вулканы, газоносность.

Тонкинский залив (или залив Бак Бо) располагается между Индокитайским п-овом и о. Хайнань, его акватория делится между Китаем и Вьетнамом. В Китайской части открыт ряд газовых месторождений с залежами в отложениях олигоцен-миоцена (Яченг) и плиоцена (Донг Фэн, Ле Донг), промышленные притоки нефти получены и из палеозойских пород. Все это побудило руководство нефтяной и газовой промышленности Вьетнама начать поисковые работы на нефть и газ в своих территориальных водах. С этой целью в июне 2002 г. была создана совместная операционная компания СОК «Вьетгазпром», за которой на северном шельфе Вьетнама закреплены три лицензионных блока (111, 112,113).

В тектоническом отношении Тонкинский залив соответствует Шонгхонскому прогибу, который заполнен мощной толщей (до 15 км) преимущественно терригенных пород олигоцен-четвертичного возраста. Осадочный чехол подстилается параплатформенным карбонатным комплексом позднепалеозойского возраста (девон-карбон). Промышленная нефтегазоносность установлена в рассматриваемом регионе по всему осадочному чехлу, включая и параплатформенный комплекс, т.е. от верхнего палеозоя до плейстоцена.

Системами разломов сдвиг-раздвигового типа (разломы Шонгло, Центральный и Шонгтяи) Шонгхонский прогиб разделен на три крупных структурно-тектонических элемента:

Северо-Восточный борт, Центральная впадина (депоцентр) и Юго-Западный борт (рис. 1).

Вдоль Центрального разлома вытянута цепочка куполовидных поднятий, которые и являлись объектами геолого-разведочных работ СОК «Вьетгазпром» (блок 113). В юго-западной части Шонгхонского прогиба (блок 112) находятся еще две площади (Бач Чи и Прибрежная), на которых также проведено поисковое бурение. Все объекты закартированы морскими сейсмическими работами 2D и 3D. Площадь Прибрежная была выявлена сейсмикой 2D в объеме 2295 км, которая установила, что это неструктурная ловушка - зона выклинивания песчаных горизонтов миоцена. За весь период поисковых работ было пробурено 10 скважин: на структуре Бао Ванг пять, Бао Ден - две и по одной скважине на остальных объектах.

На структуре Бач Чи в терригенных отложениях нижнего миоцена получены признаки нефти и газа, притоки углекислого газа и сероводорода. На Прибрежной площади скв. VGP-112-PR-1X глубиной 1438,79 м вскрыла терригенные осадки плиоцена, миоцена и олигоцена, а также трещиноватые карбонатные породы палеозойского возраста, относимые нами к параплатформенному комплексу.

Из миоценовых интервалов 861-852 и 511-499 м получены незначительные притоки пластовой воды, а из палеозойских карбонатных пород - пластовая вода с углекислым газом.

Более успешное бурение проведено на структурах, расположенных в северовосточной части шельфа (блок 113). Поисковой скв. VGP-113-BD-2X, пробуренной в пределах северо-западного купола поднятия Бао Ден, в плиоценовых отложениях открыто газоконденсатное месторождение. При испытании скважины из интервалов 1327-1394 м и 1258-1294 м получены притоки метанового газа дебитами, соответственно, 145 тыс. и 290 тыс. м(3)/сут с высоким содержанием СO(2) - до 47%.

При испытании поисковой скв. VGP-113-BD-1X, пробуренной в пределах западного купола поднятия Бао Ден, из отложений плиоцена получены непромышленные притоки газа максимальным дебитом до 3 тыс. м(3)/суг с содержанием СO(2) до 53,8%. На структуре Бао Чанг, расположенной к юго-востоку от поднятия Бао Ден, в скв. VGP-113-BTR-1X получены притоки газа, на 96% состоящего из CO(2). На поднятии Бао Ванг скв. VGP-113-BV-1X, пробуренная на юго-восточном куполе, дала приток метанового газа из интервалов 1370-1390 м и 1408-1422 м. Дебиты составили, соответственно, 388 тыс. и 24,5 тыс. м(3)/сут. Содержание CO(2) -в пределах 0,24%. Позднее в четвертой скважине был получен газ с содержанием CO(2) до 64,2%.

Приведенные результаты поискового бурения нельзя назвать успешными. К позитиву можно отнести только залежи газа на структуре Бао Ванг в горизонте Н22 (плиоцен) с предварительно оцененными запасами промышленных кондиций. В то же время эти результаты поставили ряд вопросов, от ответа на которые зависит дальнейшее продолжение поисковых работ или же их завершение. К таким вопросам прежде всего следует отнести геологическую природу структур, в блоке 113 - это Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг, и выявление закономерностей насыщения залежей метанового газа диоксидом углерода (CO(2)).

По мнению большинства специалистов, указанные структуры являются глинистыми циапирами, которые затрагивают весь чехол до отложений плиоцена. Источником глинистого материала служат среднемиоценовые глины. К подобным структурам отнесены и ряд поднятий, выявленных в пределах смежного шельфа: Бао Hay, Бао Хоа, Ле Донг и др. По мнению специалистов Schlumberger, Бао Ванг - это сквозная диапировая брахиантиклиналь субмеридионального простирания, состоящая из двух куполов. Ширина тела диапира - от 4 до 10 км при протяженности - 21 км.

Исследования авторов позволяют выдвинуть принципиально иную точку зрения, а именно то, что данное поднятие является погребенным грязевым вулканом.

Известно, что диапировая складка («диапир» с греческого - «пронзаю») - это куполообразная антиклинальная структура, возникшая путем выдавливания снизу высокопластичных пород (каменная соль, глина, ангидрит), которые при своем подъеме прорезают слои, слагающие свод складки, и образуют так называемое ядро протыкания. Обычно подобные формы образуют соленосные породы, реже - глины.

Для областей соляной тектоники материнские пласты каменной соли обычно имеют толщину около 2-3 км. По мере выдавливания соли в соляные штоки, купола, гряды, стенки и т.д. первоначальный пласт теряет свою массу, деформируется, зачастую образуются пережимы мощностей до полного выдавливания, так называемые соляные окна. Солянокупольная тектоника широко развита в осадочных бассейнах мира, к наиболее крупным из них относятся Прикаспийская впадина, Мексиканский залив и Северное море.

Глинистый диапиризм встречается реже и не в таких масштабах. Естественные обнажения глинистых диапиров можно наблюдать, например, на Северном Кавказе, где роль пластичных пород играют майкопские глины. В ядре диапировых складок глинистые массы образуют хаотические формы, как результат турбулентного течения глин. Явление глинистого диапиризма генетической связи с нефтегазоносностью недр не имеет.

Грязевой вулканизм - это иное природное явление. Оно возникает при наличии восходящих потоков подземных вод, как правило, совместно с углеводородами. При своем движении вверх вода растворяет глинистые породы и в виде грязевых масс выносит их на поверхность. Растекающиеся грязевые потоки формируют конусообразные вершины, высотой иногда в сотни метров (высота грязевого вулкана Лок-Батан в окрестностях г. Баку достигает 150 м). На вершине грязевого вулкана образуется воронкообразный кратер с уходящим на глубину каналом. Корни грязевых вулканов в ряде случаев лежат на глубине 20 км и более (например, вулканы Апшеронского порога в Каспийском море). Иногда извержение грязевых вулканов сопровождается образованием целых островов, что неоднократно отмечалось в акватории Каспия.

Между грязевыми вулканами и нефтегазоносностью недр имеется генетическая связь. И.М. Губкин считал, что грязевые вулканы образуются при разрушении залежей нефти или газа. Несмотря на определенные и важные отличия между грязевыми вулканами и глинистыми диапирами, имеются и черты сходства. Эти природные явления могут встречаться совместно, что приводит иногда к некоторой путанице при их изучении и идентификации.

Рассмотрим особенности структурных форм, которые выделяются как глинистые диапиры, на примере изученных сейсмикой и бурением структур Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг, расположенных в пределах лицензионных блоков СОК «Вьетгазпром». Наиболее представительно выглядит структура Бао Чанг. На сейсмическом профиле четко обрисовывается конусообразная форма с кратером на вершине (рис. 2). В разрезе структура сложена симметрично растекающимися пластами с максимальной мощностью в центре и полным выклиниванием на склонах. Пласты имеют слоистое строение.

Геометрически конус грязевого вулкана Бао Чанг очень схож с внешним обликом грязевых вулканов, в частности с вулканом Астраханка в Кобыстанском регионе Азербайджана, что свидетельствует о грязевулканической природе структуры Бао Чанг.

Судя по сейсмическому профилю, формирование грязевого вулкана началось в конце плиоценового времени. Можно предположить, что в период его активности это был остров высотой 200-300 м с радиусом около 10-15 км. Качество сейсмического материала по данному профилю не позволяет судить о характере и глубине подводящего канала. По мере затухания грязевулканической деятельности остров-вулкан постепенно опускался в морские воды. На профиле видно, как он последовательно перекрывался субгоризонтальными осадочными слоями (см. рис. 2). В плейстоцене грязевой вулкан был полностью перекрыт четвертичными наносами и прекратил свою деятельность. Однако, судя по сейсмической картине, выделение флюидов через жерло вулкана продолжается и поныне. На профиле прослеживается субвертикальная полоса рассеивания упругой сейсмической волны, что характерно для газовой разгрузки.

На рис. 3 приводится другой сейсмический временный разрез - уже через структуру Бао Ванг. В верхней части профиля четко обрисовывается конус грязевого вулкана. Склоны его опять-таки сложены субгоризонтальными пластами сопочной брекчии, симметрично расположенными относительно осевой линии вулкана. В отличие от Бао Чанга здесь четко обозначен канал, по которому поступали флюиды из недр. Канал уходит на глубину более 12 км при ширине в среднем 1,5-2,0 км. Сейсмический рисунок канала показывает, что флюид движется по нему в рассеянном виде, сквозь него просматриваются структурные изгибы пластов, чего не должно быть в случае глинистого диапиризма, который предусматривает полное заполнение канала продуктом, в данном случае глиной.

По существующим представлениям, источником глинистого диапиризма в рассматриваемом регионе, как уже указывалось, являются среднемиоценовые отложения, толщина которых не превышает 800 м. Если посчитать объем канала на структуре Бао Ванг, то он составит около 50 км(3) при его глубине до 12 км. Это означает, что в канал должен был вместиться объем глины, равной пласту среднемиоценовых пород площадью 600 км(2), что не могло бы не сказаться на геометрической конфигурации этого комплекса. По сейсмическим же данным, среднемиоценовые пласты не деформированы, они залегают субгоризонтально с конформными поверхностями кровли и подошвы. Да и корни грязевых вулканов уходят гораздо глубже залегания пород среднего миоцена (см. рис. 3).

Грязевой вулкан Бао Ванг, так же как и Бао Чанг, в конце плиоцена - начале плейстоцена, вероятно, представлял собой морской остров, по периферии которого намывались песчаные отмели, косы, бары, дюны. Эти образования формировались за счет морских течений, морского прибоя и напрямую не связаны с источником сноса обломочного материала с о-ва Хайнань.

Петрографическое изучение песчаных наносов, накопившихся по периферии рассматриваемой структуры в плиоценовое время, показывает, что наряду с хорошо окатанными обломками часто встречаются фрагменты, имеющие остроугольную форму (рис. 4). Это обстоятельство свидетельствует, что часть обломков образовалась практически на месте своего залегания и не подверглась сколь-нибудь длительной транспортировке. По мнению авторов, это доказывает наличие суши - источника сноса обломочного материала непосредственно на месте современной структуры Бао Ванг. К этому следует добавить, что в плиоценовых осадках широко развиты споры и пыльца мангровых растений. Значит, в плиоцене Бао Ванг представлял собой островную сушу, по периферии которой в условиях приливно-отливной береговой зоны произрастали мангровые кустарники и низкорослые леса.

Газовые выделения на погребенном грязевом вулкане Бао Ванг происходят до сих пор, что также видно на приводимом сейсмическом профиле (см. рис. 3), в связи с чем на дне моря должны быть современные области разгрузки в виде сипов, курильщиков и других газоводяных источников.

Имеющийся опыт по разбуриванию грязевых вулканов показывает, что продуктивные горизонты располагаются не в кровле вулканических структур, а по их склонам, как бы притыкаясь к каналу вулкана. В качестве примера можно привести известный азербайджанский вулкан Лок-Батан. Из рис. 5 видно, что залежи нефти и газа примыкают к его каналу, как бы экранируются им. Сводовая же часть вулкана свободна от залежей углеводородов. Обращают на себя внимание глубокие корни вулкана, уходящие в нижние горизонты осадочной толщи, общая мощность которой достигает в этом районе до 15-20 км.

Отмеченная специфичность в распределении залежей нефти и газа в грязевых вулканах объясняет не совсем удачные результаты бурения в сводовой части структур Бао Чанг и Бао Ден. Эту особенность необходимо учесть при дальнейших поисково-разведочных работах в этом районе.

Все рассмотренные структуры, которые авторы интерпретируют как грязевые вулканы, находятся в центральной части Шонгхонгского прогиба в ареале действия Центрального сдвига. Их возникновение связывается напрямую с геологической деятельностью этой сдвигово-раздвиговой дислокации.

Возникновение грязевых вулканов обязано сочетанию ряда условий: это наличие в разрезе глинистых пород, значительное количество пластовых вод, источник углеводородных флюидов, крупные разломы, создающие каналы для вертикальной миграции флюидов. Совокупность необходимых условий и привела к возникновению грязевого вулканизма в центральной, наиболее прогнутой части Шонгхонгского прогиба. События могли развиваться по следующему сценарию.

Начиная с олигоцена (возможно, с эоцена) район исследования вступил в стадию активной тектоники. Интенсивное прогибание, связанное с формированием Шонгхонгского прогиба, привело к ураганной седиментации. Накопление осадков в центральной части прогиба происходило в условиях относительно глубоководного моря. Прогиб заполнялся преимущественно глинистым материалом - это отложения турбидитных потоков (турбидиты) и гравитационных масс, скользящих со склонов в центральные области прогиба (граветиты). При таких ураганных скоростях осадконакопления (до 1600 мм за 1000 лет) возникают образования с большим содержанием воды, с незавершенными геохимическими процессами.

В позднем плиоцене (примерно миллион лет назад) глинистые, с большим содержанием седиментационных вод, отложения погрузились на достаточно большие глубины. Под действием вышележащих толщ из глинистых осадков стали отжиматься седиментационные воды, которые и спровоцировали возникновение процессов грязевого вулканизма. Вместе с водами из пластов отжимались и такие газы, как метан и диоксид углерода. На ряде сейсмических профилей видно, что трубы дегазации прорывают осадочную толщу насквозь и выходят на дно моря, где и должна происходить разгрузка подземных флюидальных потоков.

Естественно предположить, что при наличии глубинного флюидального потока в месте его подъема должна быть зона аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Имеющиеся сравнительно ограниченные геологические данные подтверждают это предположение. Из материалов Schlumberger следует, что зона АВПД в пределах Шонгхонгского прогиба существует. Более того, глубина ее залегания приподнята в центральной осевой части прогиба до 1480 м (скв. Ле Донг-14- -1). В бортовых зонах прогиба кровля АВПД последовательно погружается на северо-восточном борту до глубины 4000 м (4205 м на структуре Яченг), на юго-западном борту - до глубины 3000-4000 м. Эта зона АВПД связана с Центральным разломом Шонгхонгского прогиба сдвигово-раздвигового типа и обусловлена напором восходящего водо-газового потока, который и предопределил возникновение здесь грязевого вулканизма.

Предложенная модель образования и функционирования грязевых вулканов, выработанная по материалам трех изученных поднятий - Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг, вероятно, справедлива и для других подобных структур, расположенных в центральной части Шонгхонгского прогиба. В его осевой зоне, находящейся в ареале действия Центрального сдвига, могут быть и другие грязевые вулканы с аналогичной геологической природой. Это не исключает возможность существования в этом же регионе и диапировых структур, которые также могут являться объектом дальнейших геолого-разведочных работ на нефть и газ в этом регионе.

Отрицательным фактором проведенных поисковых работ является большое содержание CO(2) в газовых залежах. Проблема пространственного развития диоксида углерода на северном шельфе Вьетнама слабо исследована. Не выяснены причины возникновения этого газа, характер подводящих каналов, закономерности их распространения в пространстве.

Предварительные исследования позволяют предположить, что заражение углекислым газом носит здесь очаговый характер и связано с тектоническими нарушениями сдвигового типа Показательна в этом отношении разведка структуры Бао Ванг: скважины, удаленные от разломов, содержат CO(2) в пределах первых процентов, а скв. 4, заложенная непосредственно на тектоническом нарушении, дала приток газа с содержанием CO(2) более 64%. С этой точки зрения необходимо пересмотреть негативные результаты бурения на площадях Бао Ден и Бао Чанг. При правильном размещении скважин на этих структурах могут быть выявлены сравнительно «чистые» залежи метанового газа, что существенно повысило бы ресурсный потенциал всего региона.

Изложенное позволяет высказаться за продолжение геолого-разведочных работ в пределах лицензионных блоков 111,112 и 113. В их основу следует положить новую (грязевулканическую) модель выявленных структур, отличную от общепринятой антиклинальной (диапировой) модели. В опоискование необходимо вовлечь и более глубоко залегающие отложения миоцена. Среди глинистых образований этого возраста могут быть и пачки трещиноватых известняков, которые можно рассматривать как коллекторские горизонты. Подтверждением возможной продуктивности миоценовых известняков являются промышленные притоки метанового газа из подобных пород, полученные фирмой ExxonMobil на блоке 117, расположенном в 50-70 км к югу от лицензионных блоков СОК «Вьетгазпром». Еще одним доводом в пользу продуктивности структур Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг служат данные проведенных в 2013 г. рекогносцированных электроразведочных исследований методом вызванной поляризации. Всем указанным структурам соответствуют положительные аномалии, которые можно интерпретировать как залежи метанового газа.

Таким образом, предлагаемые грязевулканические модели генезиса и современного строения локальных поднятий, которые являются объектами поисково-разведочных работ СОК «Вьетгазпром» на лицензионном блоке 113 северного шельфа Вьетнама, следует рассматривать как предварительные, требующие дальнейших подтверждений. С учетом новых представлений о геологической природе этих объектов необходимо продолжить геолого-разведочные работы на площадях Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг. В опоискование следует включить ниже расположенные отложения миоцена. Необходимо вернуться к доразведке структур Бао Ден и Бао Чанг, располагая новые скважины в благоприятных геологических условиях, т. е. вдали от разломов.

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] ВЫБОР ТРЕТИЧНЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДЛИТЕЛЬНЫМ ПЕРИОДОМ РАЗРАБОТКИ Дата публикации: 23.12. Автор: Е.А. Гладков (Национальный исследовательский Томский политехнический университет, РФ, Томск), E-mail: gladkov1974@mail.ru Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 31, 32, 33, 34, 35, 36, Выпуск: 12 УДК 622.276.1/. В настоящее время актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно. В статье рассмотрены основные третичные методы увеличения нефтеотдачи, применяемые на длительно разрабатывающихся месторождениях, предложена матрица по выбору оптимального метода.

Ключевые слова: третичные методы, разработка месторождений, углеводороды.

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, и средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40% [1-3]. Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах.

В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования реинвестиций весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа [4]. На первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил). На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными. На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН).

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа-с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью [5].

Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть - вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть [6].

Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент-полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением [5-7]. Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта. Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды.

Вытеснение нефти щелочными растворами. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть - раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей - один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, т. е. гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой [7].

Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы).

Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью [7].

Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, накапливается вал нефти - зона повышенной нефте-насыщенности, а за ней - зона повышенной водонасыщенности.

ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Тепловые МУН - это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне [5].

Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром - метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов:

- нефти, воды, газа.

Внутрипластовое горение. Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте - основное преимущество данного метода [3, 4].

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций. В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, оставшаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой и испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти.

Пароциклические обработки скважин. Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам [3-5].

МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Биотехнологические методы воздействия на пласты можно разделить на два основных типа по месту генерации метаболитов (продуктов жизнедеятельности), оказывающих воздействие на нефтевытеснение [3, 6, 8]:

использование продуктов, полученных биотехнологическими методами на поверхности в промышленных ферментерах: био-ПАВ, биополимеры;

развитие микробиологических процессов в пластовых условиях с получением метаболитов.

Микробиологические методы воздействия второго типа, в свою очередь, также могут быть подразделены на две основные группы по способу ввода микроорганизмов и питания. К первой следует отнести те методы, в которых в пласт вводятся культуры микроорганизмов и питательные вещества. Во вторую группу входят методы, реализация которых связана с использованием естественной пластовой микрофлоры (микрофлоры призабойной зоны, сформировавшейся при закачке) с вводом питания с поверхности. Методы второй группы разрабатываются преимущественно в России. Как показывает анализ, широко использовались в промысловой практике различных стран методы первой группы, основанные на различных схемах и способах введения питательных веществ (мелассы) и микроорганизмов.

Нагнетание биополимеров приводит к росту коэффициента нефтеотдачи вследствие [9]:

увеличения вязкости растворов до 100 мПас (и, следовательно, уменьшения соотношения подвижностей воды и нефти);

уменьшения фазовой проницаемости для загущенной воды;

закупорка трещин и высокопроницаемых зон.

В настоящее время широко применяются следующие биополимеры: ксантан, склероглюкан, полисахариде - 130, которые характеризуются более высокой устойчивостью в средах с повышенной концентрацией солей и пластовой температурой, незначительной адсорбцией, стабильностью в широком диапазоне рН, устойчивостью к механической и окислительной деструкции по сравнению с химически синтезированными полимерами. Биополимеры образуются микроорганизмами, незначительно деградируют при нагнетании. Ксантаны и глюканы получают из ферментационной жидкости в виде порошка высокой растворимости и фильтруемости.

В многочисленных лабораторных экспериментах было показано, что увеличение нефтеотдачи в пласте в ходе активизации микробиологических процессов можно объяснить комплексным воздействием таких продуктов метаболизма, как био-ПАВ, кислоты, органические растворители (спирты, кетоны) и газы (CO(2), СН(4), N(2)). Кроме того, микробная биомасса и синтезируемые микроорганизмами полисахариды могут существенным образом локально изменять фильтрационное сопротивление в зонах микробиологического воздействия, что увеличивает эффективность вытеснения нефти водой в ходе ее последующей закачки.

Лабораторные исследования показали, что продукты микробного метаболизма изменяют химические и физические свойства нефти. В результате возможно улучшение вытесняющих свойств нагнетаемой воды, а также очистка с помощью микроорганизмов призабойных зон добывающих скважин от отложений парафинов, смол и асфальтенов.

Микробное (мелассное) заводнение - метод воздействия, при котором в пласт вводятся культуры микроорганизмов и питательные вещества. Вытеснение нефти из пористых сред в этом случае происходит за счет проявления следующих механизмов:

изменения межфазного натяжения;

генерации био-ПАВ и CO(2);

изменения капиллярного давления;

вытеснения нефти из застойных зон.

Микроорганизмы хорошо развиваются, если диаметр пор в 2 раза больше диаметра организмов.

При взаимодействии микрофлоры с нефтью образуются органические кислоты (уксусная, пропионовая, масляная);

растворители (альдегиды, алкоголи, ацетон);

метан, пропан, CO(2), СО, N(2), H(2).

Широко применяются в промышленных микробиологических технологиях увеличения нефтеотдачи микроорганизмы Clostridium и Bacillus. Представители этих родов обладают значительным потенциалом для использования в процессах воздействия на нефтяные пласты вследствие способности к спорообразованию. Споры обладают меньшими размерами по сравнению с вегетативными формами микроорганизмов, что способствует более эффективной (глубокой) микробиологической обработке пласта. Они более устойчивы к стрессовым изменениям внешних условий, которые неизбежны при закачке микроорганизмов с поверхности в нефтеносный пласт.

Представители Clostridium продуцируют био-ПАВ, газы, спирты, кислоты, a Bacillus - био-ПАВ, кислоты, биополимеры.

В карбонатных коллекторах, а также в песчаниках, сцементированных карбонатами, кислотообразующие микроорганизмы улучшают нефтеотдачу вследствие растворения карбонатов.

Несмотря на то что органические кислоты, продуцируемые бактериями, слабее, чем минеральные, рН среды при культивировании микроорганизмов может достигать 2-3 единиц, хотя чаще не снижается ниже 4.

Мелассное заводнение в основном используется для разработки карбонатных коллекторов (известняки, доломиты) вследствие значительных объемов CO(2), которые могут быть получены от микроорганизмов. В случае реализации мелассного заводнения образуются только две зоны: зона нагнетаемых бродильных бактерий и зона совместного развития метанообразующих и сульфатовосстанавливающих бактерий.

ГАЗОВЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Газовые методы воздействия широко применяются в мире и практически не используются в России.

На успешность применения газовых методов в основном оказывают влияние глубина залегания (условие смесимости газовых агентов с пластовой нефтью), толщина и литология пласта [9].

Нагнетание диоксида углерода. Механизм вытеснения нефти CO(2) имеет свои особенности в зависимости от того, является процесс вытеснения смешивающимся или несмешивающимся. В случае несмешивающегося вытеснения коэффициент вытеснения нефти ниже, чем при смешивающемся. Вследствие того что в пласте имеет место трехфазная фильтрация, характеризуемая повышенным фильтрационным сопротивлением, коэффициент охвата пласта воздействием выше при полном смешивании. Основная причина малой эффективности диоксида углерода как вытесняющего агента при несмешивающемся вытеснении - его малая вязкость (в 10- раз ниже вязкости воды), обусловливающая его быстрые прорывы по крупнопористым и высокопроницаемым слоям (зонам) в добывающие скважины, резкое снижение их дебитов и охвата пластов вытеснением [3, 8].

Главные проблемы при использовании метода CO(2) связаны с наличием источников получения CO(2) вблизи от расположения месторождения, с его транспортировкой, коррозионной активностью, а также с отделением CO(2) от нефти и его регенерацией для последующей закачки.

Наряду с положительным действием CO(2) при закачке его в пласт инициируется выпадение в осадок асфальто-смолистых веществ из нефти. Это осаждение снижает проницаемость пород и осложняет извлечение нефти из пласта.

Нагнетание углеводородного газа. Технология закачки углеводородного газа предназначена для интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов, насыщенных легкими и маловязкими нефтями [3]. Надо заметить, что вытеснение нефти углеводородным газом в пластах нижнехетской свиты будет смешивающееся либо частично смешивающееся, так как для такой глубины давление нагнетания будет больше минимального давления смешиваемости, определенного лабораторными исследованиями (25,5 МПа). Такой процесс вытеснения будет характеризоваться высокой эффективностью.

Метод водогазового воздействия (ВГВ). Как показали теоретические исследования и промысловая практика, совместная закачка газа и воды повышает общую эффективность вытеснения нефти по сравнению с отдельным применением только заводнения или закачки газа [3, 8]. Нагнетание воды и газа способствует повышению охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. При оптимальном применении ВГВ нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7-15% по сравнению с обычным заводнением. Главное условие оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт - обеспечить равномерное распределение нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи, т.е. одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины. Это не всегда достижимо, поэтому эффективность может быть ниже указанной. Эффективность ВГВ на пласт с увеличением неоднородности повышается. При этом содержание газа в закачиваемой смеси также должно уменьшаться. В сильно неоднородных пластах следует применять различные методы регулирования процесса: применение пен, полимеров, изолирование высокопроницаемых слоев.

В нашей стране опытно-промышленное внедрение различных технологий ВГВ было проведено на различных месторождениях: на Ромашкинском, Озек-Суат, Гойт-Юрт, Журавлевско-Степановском, Битковском, Федоровском и Самотлорском. В последние годы экспериментальные работы были выполнены на Советском и Вахском, Восточно-Перевальном, Алексеевском, Новогоднем, Илишевском месторождениях.

Попеременное нагнетание воды и газа может быть осуществлено с помощью компрессорной и бескомпрессорной технологий водогазового воздействия.

Компрессорная технология - это наиболее распространенный способ ВГВ, но он имеет существенные недостатки. Во-первых, это проблемы экономического плана. Во-вторых, приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается: для газа в 8-10 раз, а для воды в 4-5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости призабойной зоны скважины. В-третьих, нужно отметить, что компрессорная станция как сложная техническая система нуждается в частом ремонте отдельных элементов, прерывая этим постоянство цикла закачки газа. В-четвертых, компрессоры высокого давления имеют ограничения по составу перекачиваемого газа (содержание жирных фракций не более 5%) и позволяют перекачивать только сухой газ, что снижает прирост нефтеотдачи пластов при ВГВ. Цена компрессоров, позволяющих перекачивать жирный попутный нефтяной газ, значительно возрастает. Со всеми этими проблемами столкнулись на Новогоднем месторождении. Дальнейшего расширения водогазового воздействия в этом регионе (г. Ноябрьск) в силу наличия этих трудностей не произошло.

Известна также бескомпрессорная технология с использованием газа из газовых пластов.

Ограничения в применении этого способа следующие: во-первых, на месторождении нет высоконапорных газовых пластов, во-вторых, давления на устье газовых скважин (8-11 МПа) недостаточно для закачки газа в нагнетательные скважины. Газ придется «дожимать» с помощью каких-либо устройств.

Совместное нагнетание воды и газа за рубежом обычно представлено комбинированием газовой компрессорной и водной насосной линий, которые объединяются тройниковым соединением [3]. В нашей стране совместная закачка воды и газа представлена технологиями с использованием различных бустерных плунжерных насосов, струйных аппаратов и насосно-эжекторных систем.

Одной из технологий нагнетания водогазовых смесей является технология, использующая бустерные (дожимные) насосы плунжерного типа. Плунжерные бустерные установки нуждаются в большом давлении газа на приеме (около 10 МПа), так как степень сжатия насосом водогазовой смеси не больше 4. Следовательно, в отсутствие высоконапорных источников газа невозможно избежать использования компрессора. Кроме того, в связи со сжимаемостью газа значительно снижается коэффициент заполнения рабочей камеры, а следовательно, и производительность установки по водогазовой смеси. Для увеличения производительности установка должна иметь значительные размеры либо должен устраиваться участок из нескольких установок данного типа.

Данные установки были опробованы в промысловых условиях на Восточно-Перевальном, Алексеевском и Илишевском месторождениях [3].

Известны эжекторные технологии совместной закачки воды и газа (с применением струйных аппаратов, расположенных на поверхности или над забоем скважины). Струйные аппараты (эжекторные устройства) характеризуются простотой конструкции, низкими капитальными затратами на изготовление. К сожалению, создавая достаточно однородную водогазовую смесь, эжекторные технологии могут применяться лишь в ограниченных случаях, так как струйный аппарат - это не насос, а устройство, снижающее рабочее давление. Так, в случае, когда струйный аппарат располагается на поверхности, создаваемое им давление водогазовой смеси недостаточно высокое для ее нагнетания. При расположении струйного аппарата в стволе (или на забое) скважины невозможно регулировать его работу. Для замены проточных частей струйного аппарата его приходится поднимать на поверхность. Данная система была испытана на Советском и Вахском месторождениях Томской обл. в начале 1990-х г., но информации о проведенном опыте недостаточно.

Насосно-эжекторная технология водогазового воздействия, разработанная сотрудниками кафедры РиЭНМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина под руководством профессора А.Н. Дроздова, позволяет использовать преимущества как струйных аппаратов, так и центробежных насосов. В устройстве струйного аппарата отсутствуют какие-либо движущиеся детали, что положительно влияет на общую надежность системы. Центробежные насосы используются на большинстве месторождений нашей страны, их межремонтный период достаточно продолжителен, персонал умеет с ними обращаться. Эта технология может применяться как на отдельных скважинах, кустах скважин, так и в целом на месторождении.

Эта технология предполагает получение с помощью насосно-эжекторной системы мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) на поверхности с последующей закачкой этой смеси в пласт. Газ низкого давления дожимается до давлений, необходимых для закачки смеси в пласт (до 15-20 МПа). Таким образом, технология позволяет избежать необходимости создания высокого давления газа на приеме системы. Использование в системе ПАВ позволяет не только снизить вредное влияние газа на работу дожимного насоса центробежного типа, но и создать стабильную мелкодисперсную водогазовую смесь, способную транспортироваться с поверхности в пласт, не разделяясь на составляющие.

Немаловажным является то, что при этой технологии нет ограничений по составу закачиваемого газа - можно закачивать углекислый газ, углеводородный сухой газ, обогащенный, жирный газ, вплоть до широкой фракции легких углеводородов, что очень важно для увеличения нефтеотдачи.

Кроме того, средний КПД насосно-эжекторной системы составляет 35-40%. В данной технологии это означает, что остальные 60-65% потребляемой мощности не теряются бесполезно, а идут на нагрев водогазовой смеси, что предотвращает выпадение гидратов, серьезно осложняющих процесс водогазового воздействия [4, 8], и позволяет также в определенной степени поддерживать или повышать пластовую температуру в околоскважинной зоне.

Технология разработки подгазовых зон нефтегазоконденсатных месторождений с применением пенообразующих нефтеводорастворимых агентов при заводнении через барьерные скважины создана сотрудниками ВНИИнефти им. акад. А.П. Крылова под руководством профессора ГС.

Степановой. Во ВНИИнефти начиная с 1989 по 2001 г. проводились работы по применению пенообразующих нефтеводорастворимых агентов (ПНВРА) в процессах вытеснения нефти газом и водой. При этом было показано, что эффективность этих методов близка к процессам смешивающегося и частично смешивающегося вытеснения нефти газом. Наличие ПНВРА в нефти усиливает процессы «газового подшипника», которые выражаются в высокой концентрации микропузырьков газа, адсорбированных на стенках каналов пористой среды, что снижает гидравлические сопротивления и повышает расход нефти.

Технология основана на том, что многие нефти при пропускании через них газа обладают способностью вспениваться. Чем больше в нефти асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ), тем выше ее пенообразующая способность. При незначительном содержании в составе нефтей АСПВ можно увеличить их пенообразующую способность путем добавления в них небольших количеств пенообразующих нефтеводорастворимых агентов.

Физико-химическая сущность использования ВГВ с применением пенообразующих нефтеводорастворимых агентов в подгазовой зоне заключается в том, что в процессе закачки оторочки воды, содержащей пенообразующие нефтеводорастворимые агенты, ПНВРА переходит из воды в нефть и при контактировании этой нефти с газом вспенивает ее. Вследствие этого в пласте под газонефтяным контактом образуется оторочка вспененной нефти, воды и эмульсии нефти с водой. При этом относительная фазовая проницаемость нефти растет, а газа - падает. В результате образуется пенный барьер, который позволяет эффективно вытеснять нефть к добывающим скважинам, препятствовать формированию газовых конусов и прорывам газа в добывающие скважины, а также уменьшать обводненность добываемой продукции. После закачки оторочки воды с ПНВРА переходят на барьерное заводнение. Экспериментальные исследования показали, что эффективными ПНВРА являются СНПХ-4410, «Рекод-501», АФ-9-12, КПАВ и сульфанол МР.

ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНУЮ ЗАЛЕЖЬ В качестве примера рассмотрим одно из месторождений, находящихся на последней (четвертой) стадии разработки. Более 60 лет месторождение разрабатывалось без использования методов воздействия. В таблице приведены геолого-физические характеристики месторождения и критерии применимости методов воздействия, по которым путем их сопоставления сделано заключение о применимости того или иного метода. Таким образом, из всех рассмотренных методов воздействия для продуктивного пласта месторождения по критериям применимости соответствуют нагнетание углеводородного газа по вертикальной технологии, водогазовое воздействие, мелассное заводнение и вибросейсмическое воздействие.

Для реализации метода нагнетания углеводородного газа есть все необходимое: ресурсы рабочего агента (углеводородного газа), специальное оборудование для закачки и работы системы поддержания пластового давления (ППД), удовлетворительное техническое состояние нагнетательных скважин. Этот метод долго и успешно применялся на месторождении в качестве системы ППД. Многие исследователи и ученые для таких крутопадающих пластов, как продуктивный пласт месторождения, советуют применять именно газовое воздействие по вертикальной технологии. Поэтому в качестве базовой технологии воздействия рекомендуется метод нагнетания углеводородного газа по вертикальной технологии.


Большинство известных методов воздействия, в том числе мелассное заводнение и водогазовое воздействие, предусматривают применение средств, устраняющих частично или полностью проявление какой-либо одной или нескольких основных причин снижения эффективности вытеснения нефти из продуктивных пластов. Однако применение этих методов на поздних стадиях разработки имеет значительные риски и не всегда дает ожидаемый результат. Например, некоторые исследователи утверждают, что ВГВ малоэффективно на поздних стадиях разработки. При реализации ВГВ на месторождении может отрицательно сказаться на эффективности воздействия низкая нефтенасыщенность подгазовой зоны, так как длительное время осуществлялось газовое воздействие. Для эффективной реализации мелассного заводнения необходима обводненность скважинной продукции до 95%, а оптимальное значение составляет 60-80%, потому что для нормальной жизнедеятельности бактериям необходимы парафин, асфальтены, смолы, содержащиеся в нефти, поэтому в зонах с низкой нефтенасыщенностью бактерии плохо развиваются. Учитывая очень высокую обводненность (97-98%) скважин водонефтяной зоны, активный водонапорный режим и недопустимость наличия свободного газа для развития бактерий, можно предположить невысокую эффективность мелассного заводнения.

Для обоих методов воздействия необходимы исследования на керне по вытеснению нефти рабочими агентами для обоснования метода воздействия и технологии. Кроме того, дополнительно для ВГВ необходимо исследование нефти на вспенивание, а для мелассного заводнения - на совместимость бактерий и пластовой воды. Осуществить эти исследования достаточно трудно ввиду отсутствия кернового материала.

Для реализации обоих методов необходима организация системы ППД воды, которая требует наличия источников воды, оборудования для нагнетания и удовлетворительного состояния нагнетательных скважин. Организация системы ППД водой потребует больших капитальных затрат.

Учитывая возможную невысокую эффективность ВГВ или мелассного заводнения, высокую выработку запасов (98%) и большие капитальные затраты при реализации обоих методов воздействия на месторождении, рекомендуется отказаться от применения данных методов.

Одна из основных причин низкой эффективности методов воздействия заключается в том, что в них игнорируются естественные тенденции углеводородных жидкостей к движению под действием гравитационных и капиллярных сил. Это особенно важно в таком крутопадающем пласте, как на данном месторождении. В связи с этим обращает на себя внимание вибросейсмический метод воздействия, который способен учитывать эти тенденции. Его рекомендуется применять как раз на заключительной стадии разработки. Успешные испытания вибросейсмического воздействия были проведены на соседнем месторождении, которое является аналогом рассматриваемого. Поэтому для реализации на рассматриваемом месторождении возможно рекомендовать вибросейсмическое воздействие.

В заключение можно сделать следующие выводы. Исходя из анализа разработки и подбора методов воздействия на рассматриваемом месторождении применимо в качестве базовой технологии нагнетание углеводородного газа по вертикальной технологии. В качестве дополнительного метода воздействия, ускоряющего процесс выработки запасов месторождения, рекомендуется вибросейсмическое воздействие. Эти методы воздействия были испытаны и реализованы на месторождениях Краснодарского края. Для реализации вибросейсмического воздействия рекомендуется использовать технологию, разработанную в ИПНГ РАН [9].

Однако, учитывая низкий объем извлекаемых запасов нефти, сильную изношенность инфраструктуры объектов системы ППД, закачка углеводородного газа не рекомендуется к дальнейшему применению ввиду технико-экономической нецелесообразности применения в заключительный период разработки месторождения. Возможность применения вибросейсмического воздействия носит рекомендательный характер и в случае решения о применимости данной технологии требует составления отдельного проектного документа с обоснованием и планом работ.

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** Список литературы 1. Боксерман А.А., Мищенко И. Т. Потенциал современных методов повышения нефтеотдачи пластов // Технологии ТЭК. - 2006. - N12. - 30 с.

2. Махмудбеков Э.А., Вольное А. И. Интенсификация добычи нефти: учебник. - М.: Недра, 1975. - С.

264.

3. Халиков Г.А. Газовые методы интенсификации нефтедобычи. - М.: Недра, 1997. - 192 с.

4. Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р. С. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы. Практика. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. - 292 с. 5. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. - М.:

Наука, 2000. -414с.

6. Еремин НА, Золотухин А. Б., Назарова Л. Н., Черников О.А, Выбор метода воздействия на нефтяную залежь/Под ред. И.Т. Мищенко. - М.: ГАНГ, 1995. - 190с.

7. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. - М.-Ижевск: Ин-т комп. исследований, 2004.

8. Сургучев М.Л., Горбунов А. Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. - М.:

Недра, 1991. - 347 с.

9. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. - М.: Газоил пресс, 2006. - 200 с.

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НА СУШЕ И НА МОРЕ Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 38, Выпуск: 12 О новых разработках в области геофизических исследований на суше и на море рассказывает заведующий кафедрой разведочной геофизики и компьютерных систем РГУ нефти и газа им. ИМ Губкина, профессор, д-р техн. наук Валерий Иванович Рыжков.

Корр. - Расскажите, пожалуйста, о проводимых в настоящее время в университете научных работах в области геофизических исследований на суше и на море. Можно ли говорить о положительном опыте внедрения данных разработок? Как изменился уровень подготовки студентов за последние годы?

В.Р. - У университета есть одно важное преимущество: возможность проведения комплексных исследований - наши геологи и геофизики работают вместе, анализируя данные на разных масштабах: от шлифов до сейсморазведки. Объектами наших исследований являются сложные породы-коллекторы, характеризующиеся полным набором проблем, осложняющих их разведку и разработку: глинизация, трещиноватость, засолонение. Мы работаем в разных регионах, но основным районом наших исследований в настоящий момент является Восточная Сибирь, причем как карбонатные, так и терригенные коллекторы.

Чем больше преподаватели и научные сотрудники университета задействованы в научных исследованиях на реальных объектах, тем более полным и достоверным становится объем информации, транслируемой студентам. Мы постоянно совершенствуем наш учебный процесс, вводим новые дисциплины. Теоретический курс сопровождается практическими занятиями на самом современном промышленном программном обеспечении в кафедральном компьютерном классе. Сравнение нашей магистерской программы и лучших западных образцов показало, что мы по ряду дисциплин даем даже более глубокие теоретические и практические знания, однако из-за этого проигрываем в широте знаний. Даем больше сейсмики, но меньше геологии. Практически не даем такой предмет, как «Разработка месторождений». Работа в комплексных проектных группах на производстве требует от геофизика владения смежными знаниями, позволяющими взаимодействовать с коллегами других специальностей. Для решения этой задачи с 2013 г. мы запустили новую магистерскую программу Petroleum Geoscience совместно с университетом Heriot-Watt (Эдинбург), по которой первый год магистранты учатся по нашему учебному плану, а второй год - на английском языке по плану университета-партнера. При этом все занятия проводят наши молодые преподаватели, прошедшие обучение в Heriot-Watt и получившие статус сертифицированного преподавателя (Approved Learning Partner). В результате магистры получают два диплома: РГУ нефти и газа и университета Heriot-Watt.

Корр. - Как можно охарактеризовать текущее состояние и перспективы развития российского геофизического рынка? Сталкиваются ли его участники с неурегулированными вопросами?

В.Р. - Наземная отечественная сейсморазведка является примером успешного развития высокотехнологичной отрасли промышленности. Это достигается за счет жесткой конкуренции сервисных компаний за портфель заказов нефтяников и газовиков. Качество геофизического сервиса в стране соответствует мировому уровню, внедряются современные технологии, сохраняются приемлемые цены. Другая ситуация - в морской сейсморазведке. Резко возросли объемы работ и, соответственно, объемы получаемых данных. Геофизический флот российских компаний в своем большинстве количественно и качественно не соответствует современным вызовам на шельфе. Инвесторы требуют выполнения работ в соответствии с самыми высокими международными стандартами, что предполагает наличие самых современных технологий регистрации и обработки данных. Российские геофизические компании не могут приобрести эти технологии, так как они просто не продаются. Получается, что обеспечить требуемые стандарты могут только представительства иностранных компаний в России. В последнее время мы наблюдаем экспансию западных сервисных компаний. Возможный выход - создание совместных предприятий, которым передаются современные технологии для производства работ в России. Для этого понадобятся соответствующая подготовка и переподготовка кадров.


Корр. - Какие новые возможности появились и за счет чего в области геофизических исследований скважин (ГИС) на месторождениях углеводородов и на подземных хранилищах газа (ПХГ) за последние годы?

В.Р. - Прогресс в ГИС связан с повышением точности измерений и развитием алгоритмов цифровой обработки данных за счет того, что для каждой глубины регистрируется изменение параметров геофизических полей во времени (волновая акустика, ядерный магнитный резонанс и др.). Отмечу начало широкого внедрения LWD-технологий (logging while drilling), позволяющих выполнять измерения в процессе бурения, различного вида сканеров. Главное - это разработка новых методик комплексной интерпретации в сложно построенных коллекторах. На ПХГ внедряется новая геофизическая диагностическая аппаратура (в том числе магнитоимпульсная дефектоскопия) оценки состояния скважин. Такая оценка необходима для проведения экспертизы промышленной безопасности и продления сроков безопасной эксплуатации скважин ПХГ. Разрабатываются (в том числе и у нас) новые методики оценки текущей газонасыщенности пластов.

Корр. - Каково современное состояние геофизического приборостроения в России? Расскажите, пожалуйста, о последних новинках в этой области.

В.Р. - Россия практически утратила статус мирового производителя геофизического оборудования в области сейсморазведки. В целях соответствия высоким требованиям нефтегазовых компаний к качеству геофизических работ отечественные сервисные компании закупают импортное оборудование и программное обеспечение. Производимое в РФ оборудование для геофизических исследований скважин, за редким исключением, существенно уступает западным аналогам.

Сложившаяся ситуация вызвана не только практически отсутствием в стране современных высокотехнологических производств (микроэлектроника, современные материалы и технологии), но и утратой многих научных школ в данной области из-за длительного недофинансирования.

Существуют отдельные нишевые разработки. Некоторые из них поставляются на экспорт, но это, к сожалению, все.

Корр. - Расскажите, пожалуйста, о новых технологиях сейсморазведки. Насколько эффективны данные разработки?

В.Р. - Прогресс отмечается во всех областях: регистрации, обработки и интерпретации данных.

Развитие методической части полевых работ направлено в настоящее время в сторону увеличения азимутальности съемок, т.е. регистрации всех возможных направлений подхода волн от источников для повышения качества сейсмических изображений в сложных геологических средах и оценивания анизотропных свойств пластов (в частности, определения ориентации систем трещин в карбонатных пластах-коллекторах). Помимо этого существует общая тенденция к увеличению числа каналов регистрирующих систем с одновременным уменьшением расстояний между пунктами геофизических наблюдений. В целях повышения качества сейсмических изображений западные компании продвигают технологии регистрации одиночными датчиками и отказа от их группирования в поле. Поиски путей снижения стоимости датчиков (акселерометров), а также оптимизация методов их расположения на площади работ представляют собой одно из перспективных направлений исследований.

Широкое распространение за рубежом в последние годы получили бескабельные (cable-free) и облегченные (cable-less) системы регистрации сейсмической информации, не требующие километров связующих линий.

Также стоит отметить технологии невзрывной сейсморазведки (slip-sweep и high-fidelity vibroseis), позволяющие при незначительной потере качества регистрируемых данных увеличить производительность работ в несколько раз.

Отдельно стоит отметить прогресс регистрации и обработки данных в области морской сейсморазведки. Мы наблюдаем здесь бум новых технологий, призванных увеличить производительность работ, расширить спектр сейсмического сигнала и облегчить борьбу с помехами.

Распространение широко- и полноазимутальных систем наблюдений привело к необходимости учета азимутальности в процессе обработки данных. В настоящее время идет накопление опыта и осознание эффективности различных процедур, учитывающих анизотропию реальной среды.

Последние достижения в области полевых сейсмических работ, обработки данных и построения сейсмических изображений оказали значительное влияние на интерпретацию сейсмических материалов. В настоящее время качество сейсмических данных позволяет проводить прогноз литологии и трещиноватости, определять пластовый флюид, оценивать пористость и давление. Эти успехи прежде всего связаны с достижениями в области решения обратных задач (инверсия сейсмических данных) и петроупругого моделирования (rock physics modeling). Дальнейшее развитие петроупругого моделирования будет происходить при тесном взаимодействии с теорией эффективных средств и геостатистическими методами. Основными прикладными областями будут являться сложные, неоднородные коллекторы: карбонаты, глинистые сланцы. В настоящее время в России и за рубежом становится очень актуальной вычислительная физика горных пород (computational rock physics, digital rock physics). Данные методы открывают новые возможности в изучении горных пород, которые повлияют на работу геологов, геофизиков и инженеров по резервуару.

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ - ВАЖНЫЙ ЭТАП ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ СТРАНЫ Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 40, Выпуск: 12 Первая научно-практическая конференция «Управление инновациями в нефтегазовой отрасли»

состоялась 24-25 октября 2013 г. в Москве. Организатором мероприятия выступил РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

В конференции приняли участие специалисты и ученые нефтегазовой отрасли и высшей образовательной школы России, представители деловых кругов, в том числе Союза нефтегазопромышленников России, межрегионального Научно-технического общества нефтяников и газовиков им. акад. И.М. Губкина, Российской академии естественных наук, ОАО «Зарубежнефть», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Института проблем нефти и газа РАН, а также Комитета по энергетике Госдумы РФ, Министерства экономического развития РФ и др. В ходе конференции обсуждались проблемы инновационного развития. Существует ряд негативных тенденций в ТЭК России, сдерживающих инновационный потенциал отечественной науки. Одним из таких факторов является ориентация нефтегазовых компаний на зарубежные разработки и сервис в области расширения сырьевой базы и увеличения добычи углеводородов. По словам председателя Комитета по энергетике Госдумы РФ И.Д. Грачева, следствием сложившегося положения в нефтегазовой промышленности стала ситуация, когда нефтегазовая наука создает продукт, который не может быть рационально использован внутри страны. Поэтому зачастую происходит перенос перспективных научно-технических результатов в промышленно развитые страны, где уже и осуществляется их коммерциализация, в том числе на территории РФ. Поглощение зарубежным бизнесом российского нефтегазового сервиса, особенно в высокотехнологичном инновационном секторе, ведет к сокращению финансирования НИОКР, что не способствует развитию отечественных институтов и резко удорожает добычу углеводородов.

«К 2020-2022 гг. будут практически исчерпаны запасы активной легкой нефти, которая размещена в коллекторах с хорошими параметрами. В связи с этим необходимо заместить выпадающие объемы легкой нефти запасами трудноизвлекаемыми - вязкой, сверхвязкой, тяжелой, сероводородсодержащей нефтью, - сообщил А.Н. Дмитриевский, директор Института проблем нефти и газа РАН. - Ресурсно-инновационный вариант развития экономики позволит не только предотвратить снижение добычи углеводородов, но и добавить еще 10-12 млн т к ежегодной добыче нефти».

По словам А. Н. Дмитриевского, в настоящее время рассматриваются различные варианты, один из которых предусматривает создание Фонда инновационного развития, когда стартовое финансирование новых технологий может быть обеспечено за счет государственно-частного партнерства. Компания будет получать поддержку от государства по каждому конкретному проекту, а затем, когда будет получена прибыль от внедрения инновационной технологии, дальнейшее финансирование будет идти уже за счет этой прибыли. «Главным отличительным качеством Фонда инновационного развития должны стать системность и комплексный подход к анализу и выработке альтернативных вариантов частно-государственного партнерства для повышения ресурсной базы и обеспечения роста добычи углеводородов, - отметил Э.А. Аванян, ученый секретарь НТО нефтяников и газовиков им. И.М. Губкина. -Основными составляющими такой программы должны стать: законодательное стимулирование инновационных проектов и предприятий, стандарты по повышению качества, безопасности и стимулирования инновационного развития, апробирование новых технологий и методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на опытных полигонах, а также частно-государственное финансирование точек роста - производителей нефтегазового оборудования, сервисных фирм и компаний, практикующих новые технологии добычи».

Сегодня для разведки и добычи нефти, в том числе на российском шельфе, требуются большие инвестиции, новые современные технологии и подходы. Необходимо осваивать уже существующие современные зарубежные технологии и на этой основе создавать свои новые прорывные технологии. Таким образом, становится актуальным вопрос подготовки специалистов соответствующей квалификации. Об опыте и перспективах международного сотрудничества по развитию инновационной образовательной деятельности рассказал А. Б. Золотухин, проректор по международной работе РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. «В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина были созданы совместные с ведущими зарубежными университетами магистерские программы, прокомментировал А. Б. Золотухин. - Обучение на таких программах позволяет их выпускникам соединить научные знания российской и западной школ, что создает предпосылки для синергетического эффекта. Магистранты также приобретают опыт работы в международном коллективе, знание иностранных языков и навыки работы с зарубежными источниками информации». В рамках мероприятия участники представили новые технологии, а также методы разработки месторождений.

По данным Департамента энергетики США на 2013 г., Россия является мировым лидером по запасам нефтяных сланцев. При этом к данному виду запасов в России аналитики Департамента относят керогенсодержащие породы баженовской свиты, запасы в которых и делают Россию лидером в рейтинге США. Необходимо особо отметить, что технически достижимая нефтеотдача при использовании зарубежных технологий разработки нефтяных сланцев оценена американскими авторами в 6%. Очевидно, что такое низкое значение нефтеотдачи делает создание новых способов разработки данного типа углеводородного сырья крайне актуальной задачей. С докладом «Испытания инновационных технологий разработки нефтяных месторождений баженовской свиты» выступил А.А. Боксерман, советник генерального директора ОАО «Зарубежнефть». «Имея в виду значительные перспективы добычи нефти из пород баженовской свиты в России, целесообразно не покупать за миллиарды долларов зарубежные, а создавать самим технологические решения эффективного извлечения таких запасов нефти, - отметил А.А. Боксерман. - Именно для решения этой актуальной государственной задачи руководство компании ОАО «РИТЭК» даже в отсутствие экономического государственного стимулирования приняло решение вложить значительные средства в научное обоснование нового способа разработки и его промысловые испытания на Средне-Назымском месторождении баженовской свиты». Как рассказал А.А.

Боксерман, метод основан на закачке в пласт кислородсодержащей смеси (воздуха или водовоздушной смеси) и ее трансформации в смешивающийся с пластовой нефтью высокоэффективный вытесняющий агент за счет самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов. Именно самопроизвольные внутрипластовые окислительные процессы являются основой формирования комплексного термогазового воздействия. Управление потенциалом составных компонентов такого интегрированного воздействия позволяет эффективно применять его для разработки не только месторождений легкой нефти с традиционными коллекторами, но и месторождений с нефтекерогенсодержащими породами, в частности баженовской свиты.

Термогазовый метод разработки месторождений баженовской свиты отличается тем, что его реализация позволяет не только кардинально повысить извлечение нефти из дренируемых зон, но и обеспечить извлечение нефти из недренируемых зон, а также нефти и углеводородного газа из керогена за счет его пиролиза и крекинга. Инновационное развитие страны играет большую роль в нефтегазовой отрасли. Решением существующей проблемы может стать создание эффективных условий для нефтегазовых компаний, в том числе стимулирование разработки и внедрения отечественного оборудования и методов увеличения нефтеотдачи.

О.В. Филиппова (ООО «Газоил пресс») ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ОБЪЕКТОВ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ Дата публикации: 23.12. Автор: М.В. Иванова (ОАО «Газпром промгаз», РФ, Москва), E-mail: M.

lvanova@promgaz.gazprom.ru Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 42, Выпуск: 12 УДК 347:622. Оценка качества объектов интеллектуальной собственности (ОНО целесообразна в тех ситуациях, когда результат интеллектуальной деятельности (РИД) не обладает положительными стоимостными показателями эффективности. Представленный подход оценки качества ОИС на базе матрицы ценностей позволяет расширить систему экспертизы РИД на предмет необходимости обеспечения их правовой охраны, сопровождения, а такте возможностей по их коммерциализации с учетом особенностей инновационного развития, характерных для газовой отрасли.

Ключевые слова: объект интеллектуальной собственности, управление интеллектуальной собственностью, оценка качества, ценность объекта интеллектуальной собственности, газовая отрасль.

Процессы глобализации газового бизнеса неизбежно ведут к необходимости поиска новых конкурентных преимуществ, в том числе путем повышения технологического уровня компании и поддержания позиций несомненного лидера на мировом рынке энергоресурсов. В таких условиях адекватным ответом на новые вызовы со стороны ОАО «Газпром» является создание и использование новых технологий производства наиболее востребованной продукции на основе разработанных и внедренных ОИС, решающая роль среди которых принадлежит изобретениям и полезным моделям - объектам патентных прав (ОПП). В ОАО «Газпром» создана и функционирует комплексная система управления интеллектуальной собственностью на всех стадиях жизненного цикла ОИС. Тем не менее решение одной из основных задач управления интеллектуальной собственностью, а именно выявления перспективных объектов для внедрения и использования на производстве, подразумевает постоянное совершенствование системы экспертизы РИД на предмет необходимости их правовой охраны и возможностей коммерциализации. В настоящее время в число используемых регламентов входит методика оценки ожидаемого экономического эффекта, изложенная в СТО Газпром РД 1.12-096-2004 «Внутрикорпоративные правила оценки эффективности НИОКР». Согласно этому документу все эффекты от возможного использования ОИС - коммерческие, управленческие, финансовые, поисковые, экологические, социальные и ресурсные - оцениваются в денежной форме и используются при расчете двух показателей эффективности ОИС: интегрального эффекта и индекса эффективности.

Зачастую на практике возникают случаи, когда оцениваемый ОИС не обладает положительными экономическими показателями в текущий момент, но имеет явный инновационный потенциал. В таких экономически сложных ситуациях целесообразно проведение дополнительной научно обоснованной оценки качества ОИС.

Существуют несколько подходов количественной оценки качественных показателей:

подход оценки значимости изобретений, основанный на использовании характеристических таблиц-матриц [1];

Система предварительной оценки инноваций (PIES-format), разработанная в США и использующая преимущественно рыночные критерии оценки [2];

методика, разработанная в Российском государственном институте интеллектуальной собственности и основанная на оценке данного ОПП относительно заданной базовой инновации по степени влияния на технический уровень продукции и на прибыль от реализации данной продукции [3];

квалиметрический подход к оценке значимости ОПП [4].

Несмотря на то что каждый из перечисленных подходов позволяет в той или иной степени оценивать качество ОИС, при использовании на практике выявляются некоторые существенные упущения и недостатки. Например, в подходе В.Г. Гмошинского не учитываются стоимостные показатели (в том числе, затраты на создание и внедрение ОИС) и не рассматриваются рыночные критерии оценки значимости. Методика «Система предварительной оценки инноваций»

разработана на основе данных отраслей потребительских товаров и индустрии развлечений, где создаются, как правило, новые категории продуктов, а следовательно, не учитывается специфика инновационного развития промышленных отраслей, в которых инновации направлены преимущественно на постепенное повышение функциональности существующей технической системы, а не на ее коренную перестройку.

Предлагаемый в статье методический подход качественной оценки ОИС позволяет частично преодолеть эти недостатки. Главным системообразующим элементом представленного подхода является определение ведущих направлений инновационного развития в качестве так называемых предметных областей (ПО). Расчет величин ценностей объекта выполняется на основе ключевого фактора для каждой из ПО - показателя ценности. Направления развития и показатели ценности ОАО «Газпром» приведены ниже.

Направление развития / Показатель ценности ОАО «Газпром» (предметная область) Снижение себестоимости продукции / Себестоимость продукции Экономия энергетических ресурсов / Энергоемкость продукции Улучшение потребительских качеств производимой продукции / Снижение аварийности Повышение производительности труда / Трудоемкость Повышение экологичности производства / Удельный объем выбросов загрязняющих веществ (на руб. продукции) Используя величину показателя ценности по каждой ПО, представляется возможным выполнять ранжирование ОИС для внедрения согласно вычисленным значениям ценностей ОИС.

Предметные области, образующие стороны или сферы качеств ОИС, в рамках предлагаемого метода могут задаваться, например, исходя из направлений развития ОАО «Газпром» (Программа инновационного развития ОАО «Газпром» до 2020 г.).

Практическое использование метода состоит в следующем. Допустим, что компания обладает заданными ОИС (ОИС(1)-ОИС(5)), затраты на создание и внедрение которых равны, соответственно, S(1)-S(5). Пусть предварительная оценка показала, что внедрение ОИС могло бы вызвать положительные эффекты 0 в предметных областях трех типов: I, II и III. Выполним систематизацию положительных эффектов, представив их в виде таблицы эффектов (табл. 1).

Определим ИЛ в качестве ценности j-го ОИС для ПО i-типа как отношение положительного эффекта от использования к затратам на создание и внедрение ОИС.

[Формула.

Материал доступен в pdf-версии издания.] С использованием данных табл. 1 выполняется расчет ценностей W(i)(j) для каждой ПО.

Полученные результаты образуют матрицу ценностей (табл. 2).

Матрица ценностей позволяет определить приоритетное направление для каждого ОИС, а также выявить объект с наибольшим значением ценности, который можно было бы рекомендовать к внедрению, например в составе проекта, включающего другие ОИС, имеющих высокие рыночные показатели.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |
 





 
© 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.