Нефтяная промышленность чувствительна к налогообложению как никакая другая отрасль. Это обусловлено тем, что только ресурсные налоги составляют около 60 % стоимости нефти. За последние 16 лет налоговая система нефтяной отрасли претерпела большое количество изменений и до сих пор находится на стадии реформирования. Проведение налоговой реформы в отраслях топливно-энергетического комплекса стало важнейшим этапом преобразований российского законодательства. В 2019 г. введен новый налоговый режим – налог на дополнительный доход (НДД). В 2021 г. произошло расширение границ применения НДД. В связи с тем, что ко все большему числу месторождений применяется данный режим налогообложения, актуальность обсуждения его особенностей возрастает. Основная задача нового налога – это стимулирование добычи и прекращение предоставления адресных льгот при уплате налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Льготы по НДПИ не позволяют в полной мере учесть рентабельность добычи на конкретных месторождениях. В статье рассмотрены проблемы налогообложения в нефтегазовой отрасли. Приведена характеристика действующих налоговых режимов. Представлено решение вопроса о распределении НДД по эксплуатационным объектам, так как в настоящее время отсутствует определенная методика распределения НДД и это стало серьезным вызовом для многих нефтегазовых компаний, перешедших на НДД. Выполнен анализ нескольких вариантов распределения НДД по объектам разработки. Обоснован оптимальный подход к распределению налога, который позволяет сократить трудозатраты, а также оптимизировать технико-экономические расчеты.

Список литературы

1. Треть доходов бюджетной системы России оказалась связана с нефтью и газом. – https://www.rbc.ru/economics/22/08/2019/5d555e4b9a7947aed7a185de

2. Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000 г. № 117-ФЗ.

3. Налоги в нефтедобыче: Реформа 2020. – https://vygon-consulting.ru/upload/iblock/0b6/vygon_consulting_tax_reform_2020.pdf

4. Приказ Минприроды России N 639 от 20.09.2019 г. «Об утверждении Правил подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья» (Зарегистрировано в Минюсте России № 56103 02.10.2019 г.).

В работе рассмотрены основные закономерности строения подсолевого разреза Прикаспийской впадины. Собраны и актуализированы данные о строении бортов впадины, уточнена стратиграфическая привязка отложений с учетом современных знаний о существующей стратиграфической схеме региона. На основании многочисленных опубликованных и архивных фондовых материалов построены схематические литолого-стратиграфические колонки для северо-западной, северной, восточной, южной бортовых зон впадины и зоны Астраханского карбонатного массива, в которых отражены основные закономерности строения разрезов приведенных зон, а также отмечены их отражающие сейсмические горизонты. Выделяются районы с активным карбонатонакоплением, этапно происходившим от среднего-позднего девона до ранней перми. При этом самые ранние карбонаты отмечаются на северо-западном, северном и восточном бортах впадины и на Астраханском массиве. В пределах южной бортовой зоны, исключая Тенгиз-Кашаганскую подзону, до конца раннего карбона преобладало терригенное осадконакопление.  Более того, преимущественно терригенные осадки накапливались в пределах ограниченной площади Маткен-Ушмолинской подзоны на юге впадины.

Различная степень изученности, существующие разногласия в региональных стратиграфических схемах, степень полноты и достоверности выделенных стратиграфических подразделений вызывают сомнения, в связи с чем в будущем необходимы дополнительные керновые, литологические, палеонтолого-стратиграфические исследования. Возможно применение методов изотопной геохронологии, особенно в южной и юго-восточной частях Прикаспийской впадины, где существуют различные взгляды на строение и происхождение Южно-Эмбинской зоны. Северо-западный разрез также требует дополнительных исследований, уточнения возраста и корреляции горизонтов.

Список литературы

1. Решения Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы с региональными стратиграфическими схемами. Девонская система. – Л., 1990. – 60 с.

2. Состояние стратиграфической базы центра и юго-востока Восточно-Европейской платформы // Материалы совещания (Москва, ВНИГНИ, 23 –25 ноября 2015 г.). – М. : ФГБУ «ВНИГНИ», 2016. – 188 с.

3. Бюллетень Региональной межведомственной стратиграфической комиссии по центру и югу Русской платформы.– М.: РМСК, 2015. – Вып. 6. – 128 с.

4. Ржонсницкая М.А., Эйхгорн Т.Ф. Комиссия по девонской системе. Выписка из протокола заседания бюро комиссии от 17 января 1999 г.: Постановления МСК и его постоянных комиссий / под ред. Б.С. Соколов, А.И. Жамойда. – СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 1999. –Вып. 31. – С. 18.

5. Постановления Межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий. – СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2003. – Вып. 34. – С. 38-39.

6. Постановления МСК и его постоянных комиссий. – СПб. : Изд-во ВСЕГЕИ, 1997. – Вып. 29. – С. 15–17.

7. Астраханский карбонатный массив: строение и нефтегазоносность / под ред. Ю.А. Воложа, В.С. Парасыны. – М.: Научный мир, 2008. – 221 с.

8. Нефтегазоносность палеозойской шельфовой окраины севера Прикаспийской впадины / Б.М. Куандыков, Н.Г. Матлошинский, К. Сентгиорги [и др.]. – Алматы: Гылым, 2011. – 280 с.

9. Абилхасимов Х.Б. Особенности формирования природных резервуаров палеозойских отложений Прикаспийской впадины и оценка перспектив их нефтегазоносности. – М.: Издательский дом Академии Естествознания, 2016. – 244 с.

10. Стратиграфия и региональная корреляция подсолевых нефтегазоносных комплексов Прикаспийской впадины / под ред. А.К. Замаренова. – М.: Недра, 1989. – 168 с.

11. Характеристика карбонатных и терригенных подсолевых отложений востока Прикаспийской впадины и формирование в них ловушек углеводородов / И.В. Орешкин, Г.Ж. Жолтаев, Г.Е. Кулумбетова, А.И. Орешкин // Геология нефти и газа. – 2019. – № 4. – С. 5–16. - https://doi.org/10.31087/0016-7894-2019-4-5-16

12. Местные стратиграфические подразделения верхнего девона и нижнего – среднего карбона / Ю.А. Писаренко, Л.Н. Иванова, О.В. Козловская [и др.] // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2000. – Вып. 22. –С. 3–9.

13. Позднепалеозойские органогенные постройки Казахстанского сегманта Прикаспийской впадины / К.О. Исказиев, С.Ф. Хафизов, Ю.В. Ляпунов [и др.]. – М.: ЛЕНАРД, 2019. – 250 с.

Прикаспийский мегабассейн является крупным нефтегазоносным бассейном с уникальным геологическим строением. Однако регион остается малоизученным, с неравномерным бурением и ограниченными по длине сейсмическими разрезами. Наличие мощных соляных толщ и особенности морфологии создают сложности при проведении геолого-разведочных работ, их интерпретации и прогнозировании нефтегазоносности.
Результаты исследования позволили установить сложную структуру впадины, включая архейский и байкальский фундамент. Анализ геофизических материалов, особенно сейсмических данных, позволяет пересмотреть представление о строении и истории развития юго-восточной окраины Прикаспийской впадины. В пределах Северо-Каспийского и Темирского поднятий выявлены многочисленные выступы фундамента, которые перекрыты палеозойскими осадочными породами. Эти выступы содержат перспективные ловушки углеводородов на глубинах до 7–8 км. Блоковое строение фундамента определяет особенности подсолевого осадочного комплекса бассейна.
Изучение Прикаспийской впадины показало наличие изометричных поднятий, таких как Кашаган и Тенгиз, а также системы узких поднятий восточной бортовой зоны. В результате моделирования миграции углеводородов из нефтегазоматеринских толщ выявлено, что эмигрировало около 4,70 трлн. т нефтегазовых флюидов, в основном жидких. Анализ структурных карт показал возможность миграции и заполнения потенциальных ловушек в нижнепермских, визейско-башкирских и франско-фаменских нефтегазоносных комплексах.

Полученные результаты моделирования позволили успешно воспроизвести основные месторождения изучаемой территории, отражая реальные данные. Залежи на западе впадины характеризуются высоким содержанием газообразных углеводородов, в то время как на востоке преобладает жидкая фракция, более соответствующая нефтяному потенциалу восточного борта Прикаспийской впадины. В центральной части впадины формируются исключительно газовые отложения, связанные с миграцией газа из нефтегазоматеринских толщ. В северной бортовой зоне отмечается повышенное содержание жидких компонентов. Было выявлено повышенное содержание газообразных углеводородов на Астраханской платформе. На юге Каспийской акватории наблюдается скопление углеводородов во всех рассматриваемых комплексах. Моделирование также показало наличие новых перспективных зон на различных стратиграфических уровнях. Особое внимание уделяется формированию газоконденсатных скоплений в центральной части впадины.

Список литературы

1. Автоклавный тип углеводородных систем Прикаспийской нефтегазоносной провинции (Россия): условия формирования на больших глубинах / Ю.А. Волож, Л.А. Абукова, М.П. Антипов [и др.] // Геотектоника. – 2022. – № 6. – С. 59–77. - https://doi.org/10.31857/S0016853X22060078

2. Геология и геохимия нефти и газа / А.А. Бакиров, М.В. Бордовская, А.К. Мальцева, З.А. Табасаранский. – М.: Недра, 1982. – 288 с.

3. Воронов Г.В., Куантаев Н.Е. Палеозойские карбонатные отложения Прикаспийской впадины: надежды, реальность, перспективы//Особенности карбонатных пород и вопросы моделирования резервуаров// Труды КОНГ. – 2022. – Вып. 9. – С. 27-37.

4. Журавлев В.С. Сравнительная тектоника Печорской, Прикаспийской и Североморской экзогональных впадин Европейской платформы. – М.: Наука, 1972. – С. 399.

5. Абилхасимов Х.Б. Особенности формирования природных резервуаров палеозойских отложений Прикаспийской впадины и оценка перспектив их нефтегазоносности. - М.: Издательский дом Академии Естествознания, 2016. – 244 с.

6. Проблемы происхождения и развития Прикаспийской впадины / Антипов М.П. [и др.] // Геология нефти и газа. – 2009. – № 3. – C. 11–19.

7. Новый взгляд на формирование консолидированной коры Прикаспийской нефтегазоносной провинции/ Ю.А. Волож, Г.Е. Некрасов, М.П. Антипов [и др.] // В сб. Тектоника геодинамика земной коры и мантии: фундаментальные проблемы. – М.: ГЕОС, 2022. – С. 114–119.

8. Петровский В.Б. Опыт применения новых технологий обработки данных дистанционного зондирования Земли в комплексе с геофизическими методами при решении задач нефтегазовой геологии // Нефтегазоносные бассейны Казахстана и перспективы их освоения. – Алматы: КОНГ, 2015. – С. 442-453.

9. Воронов Г.В., Куантаев Н.Е., Ескожа Б.А. Глубинная нефть Прикаспия: Предпосылки, особенности, вызовы и перспективы// Каспийский регион: Проблемы строения и нефтеганосности глубокозалегающих комплексов и генетическая природа углеводородов//Труды КОНГ. – 2015. – Вып. 5. – С. 15-23.

10. Воронов Г.В., Куантаев Н.Е. Конусы выноса и турбидиты Прикаспийской впадины – новые объекты, особенности и перспективы поисков нефти и газа // Каспийский регион: Перспективы нефтегазоносности Казахстана, проблемы, пути изучения и освоения трудноизвлекаемого, нетрадиционного углеводородного сырья//Труды КОНГ. – 2017. – Вып. 6. – С. 311-321.

Прогнозирование нефтегазоносности при бассейновом 3D моделировании сопряжено с рядом неопределенностей, одной из которых является восстановление геотермической истории. В статье на примере Прикаспийской впадины рассмотрены основные проблемы, осложняющие прогноз, а также способы их решения. Целью работы является повышение точности оценки изменений термического поля в процессе развития Прикаспийской впадины.

Учет температурных измерений поверхности земли с космических аппаратов может снизить неопределенность прогнозов. Многократные измерения температуры по достаточно густой сети с различных космических аппаратов дают больше информации. Однако получение достоверных данных, характеризующих именно эндогенную составляющую теплового поля, связано с определенными трудностями.

Совмещение результатов поверхностных измерений теплового поля Земли с результатами термометрии глубоких скважин позволило получить трехмерную модель вертикального градиента теплового поля. Изменение модели во времени прослеживалось с помощью геотермического моделирования в программном обеспечении Temis Flow™. В результате моделирования получены карты распределения поверхностных температур и теплового потока, уточненные по фактическим скважинным данным. Результаты показывают неравномерное распределение температур в осадочном чехле вследствие галокинеза, что отражается на распределении степени катагенетического преобразования нефтематеринских пород: под мощными соляными диапирами катагенетическая зрелость ниже, чем в зонах утонения солей. Полученные данные позволяют точнее оценить возможные объемы генерации углеводородных флюидов. Местами на одной и той же глубине отложения под диапирами преобразованы до градации МК₃-МК₄, а в межкупольной зоне до МК₅-АК₁.

Список литературы

1. Еремеев В.А., Мордвинцев И.Н., Платонов Н.Г. Современные гиперспектральные сенсоры и методы обработки гиперспектральных данных // Исследования Земли из Космоса. – 2003. - №6. – С. 80-91.

2.  Петровский В.Б. Опыт применения новых технологий обработки данных дистанционного зондирования Земли в комплексе с геофизическими методами при решении задач нефтегазовой геологии // Нефтегазоносные бассейны Казахстана и перспективы их освоения. – Алматы: КОНГ, 2015. – С. 442-453.

3. Горный В.И., Шилин Б.В., Ясинский Г.И. Тепловая аэрокосмическая съемка. – М.: Недра, 1993. – 128 с.

4. Никитин А.А., Петров А.В., Алексашин А.С. Комплекс спектрально корреляционного анализа данных «КОСКАД 3D». - М.: МГГРУ, 2004.

5. Карта распределения температур и геотермических градиентов Арало-Каспийского региона / Ж.С. Сыдыков, С.Е. Чакабаев, М.А. Мухамеджанов [и др.]. – М.: ГУГК СССР, ГИН АН СССР, 1977.

6. Температурное поле и трехмерная геотермическая модель Прикаспийской впадины / М.Д. Хуторской, М.П. Антипов, Ю.А. Волож, Б.Г. Поляк // Геотектоника. – 2004. - №1. –С. 63-72.

7. Геотермическая карта СССР / под ред. Ф.А. Макаренко. - М.: ГУГК СССР, ГИН АН СССР, 1972.

8. Дальян И.Б. Сыдыков Ж.С. Геотермические условия восточной окраины Прикаспийской впадины // Советская геология. – 1972. – № 6.

Изучение влияния процессов образования аутигенных глинистых минералов на физические свойства пород является актуальной задачей. Литологические особенности коллекторов влияют на их фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) и подразделяются на первичные и вторичные. К первичным факторам относятся гранулометрический состав обломочной части и структурные характеристики (сортированность, размерность частиц). Вторичные факторы включают характер уплотнения отложений (межзерновые контакты) и наложенные преобразования обломочной части и цемента, среди которых выделяют аутигенное минералообразование глин. Глинистые минералы, входящие в состав цемента терригенных пород, оказывают непосредственное влияние на коллекторские свойства. Целью работы является изучение взаимосвязи коллекторских свойств породы и состава глинистых минералов, включая их форму выделения. Объектом исследований служил керновый материал пластов А, В, С. В работе проведен анализ литологических, петрофизических, петрографических, минералогических и геохимических данных. Результаты исследований показали, что глинистый цемент одновременно со стадиальными изменениями находился под влиянием наложенных эпигенетических процессов, что привело к преобразованию минерального состава глинистых частиц (каолинитизации, хлоритизации и гидрослюдизации цемента), изменению структурных характеристик глин и возникновению новых структурных политипных модификаций. Проведенное комплексное исследование позволило установить аутигенную природу каолинита и хлорита, а также стадийность их образования. Каолинит поздней генерации представлен крупными, значительной толщины частицами, напоминающими по своей форме псевдогексагональные кристаллы. Хлоритовый компонент более ранней генерации в большинстве случаев непосредственно контактирует с поверхностью обломочного зерна, чешуйки гидрослюдистого состава при этом сгенерированы позднее. Следует отметить, что увеличение гидрослюдистой и в большей степени смешаннослойной составляющей в цементе приводит к усложнению структуры порового пространства и к заметному снижению проницаемости. Вторичное минералообразование является индикатором зон коллекторов с повышенными ФЕС пород различных фациальных комплексов.

Список литературы

1. Теодорович Г.И. Аутигенные минералы осадочных пород. – М.: Гостоптехиздат, 1958. – 572 с.

2. Япаскурт О.В. Генетическая минералогия и стадиальный анализ процессов осадочного породо- и рудообразования. – М.: ЭСЛАН, 2008. – 356 с.

Под природными битумами подразумеваются полезные ископаемые органического происхождения с первичной углеводородной основой, залегающие в недрах в вязком, вязко-пластичном и твердом состоянии. Такие вещества образуют широкий спектр соединений от высокоуглеродистых разностей до отдельных классов углеводородов, содержащих асфальтово-смолистые компоненты и металлы: мальты, асфальты, асфальтиты и другие аналоги.

Осинский продуктивный горизонт нижнего кембрия (пласт Б₁) на территории Иркутской области является одним из основных для наращивания ресурсной базы углеводородов в активах ПАО «НК «Роснефть». В настоящее время на государственный баланс запасов в контуре рассматриваемого месторождения поставлено девять нефтяных залежей. Добыча битума и высоковязкой нефти позволит в будущем оптимизировать систему разработки с наиболее полным извлечением углеводородного сырья при максимальной экономической рентабельности.

В большинстве случаев нефть в осинском горизонте можно классифицировать как маловязкую, но в то же время в отложениях отмечается широкое развитие очень вязких до окисленных битумов. Наличие битума и вязких нефтей связано с тем, что рассматриваемые карбонатные отложения являются древними (низ нижнего кембрия) и характеризуются сложным строением. Преобразованность отложений ввиду длительной истории формирования обусловила высокую степень анизотропии фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), а также привела к переформированию залежей углеводородов. Доля битума в породе часто значительна и влияет на оценку ФЕС.

В статье представлена методика оценки битума в разрезе карбонатных коллекторов осинского продуктивного горизонта по данным геофизических исследований скважин. Количественное содержание битумов в пустотном пространстве определено по зависимости результатов пиролиза от времени поперечной релаксации по данным ядерно-магнитного каротажа. Учет битуминозности в пустотном пространстве позволяет оценить его объем по разрезу и по площади. По результатам исследований была выполнена количественная оценка битумов в открытых нефтяных залежах.

Список литературы

1. Словарь по геологии нефти и газа. – Л.: Недра, 1988. – 680 с.

2. Минерально-сырьевая база ПБ Республики Татарстан и ее освоение / Р.С. Хисамов [и др.] // Сб. материалов Международной научно-практической конференции «Природные битумы и тяжелые нефти». – СПб, 2006.

3. Каширцев В.А. Природные битумы северо-востока Сибирской платформы. – Якутск: Изд-во ЯФ СО АН СССР, 1988. – 126 с.

4. Безруков В.М. Твердые битумы и их связь с нефтегазоносностью и металлогенией: дис. … канд. геол.-минер. наук. – М.: ВНИГРИ, 1993. – 252 с.

5. Подготовка и переработка природных битумов / И.И. Шавалеев [и др.] // Сб. материалов Международной научно-практической конференции «Природные битумы и тяжелые нефти». – СПб, 2006.

6. Reitner J., Queric N.-V., Gernot A. Advances in Stromatolite Geobiology. Lecture Notes in Earth Sciences. – Springer, 2011. – 559 p.

7. Маслов В.П. Атлас породообразующих организмов (известковых и кремневых). – М.: Наука, 1979. – 271 с.

8. Модель осинского продуктивного горизонта (пласт Б1) на месторождениях Иркутской области / Е.А. Губина, К.А. Тихонова, О.А. Винокурова, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – №2. – С. 46-51. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-2-46-51

Эффективность солянокислотных обработок призабойной зоны (ОПЗ) продуктивного пласта зависит от его геолого-физических характеристик (пластовой температуры, трещиноватости, близости водонефтяного и газонефтяного контактов и др.), степени растворения породы при взаимодействии с кислотным составом, охвата пласта воздействием, свойств пластовых флюидов. Для оценки влияния данных параметров необходим комплексный подход при проектировании дизайна кислотной обработки горизонтальных скважин. С целью повышения эффективности кислотного воздействия в условиях рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения проведен комплекс аналитических и лабораторных исследований, направленных на определение оптимальной технологии воздействия. Основными особенностями рассматриваемого объекта являются низкая доля работающих интервалов по отношению к общей длине открытого ствола добывающих скважин, низкая пластовая температура, трещиноватый доломитизированный коллектор, риски прорыва кислотного состава в водо- и газонасыщенные части залежи. В ходе физико-химических экспериментов показана перспективность повышения эффективности воздействия кислотных составов на основе 24%-ной HCl, модифицированных взаимным растворителем, который обеспечивает увеличение скорости реакции состава с породой рифейского объекта Юрубчено-Тохомского месторождения. Для оценки действия модифицированного кислотного состава на матрицу породы проведены фильтрационные эксперименты, по результатам которых зафиксировано образование высокопроводящего канала растворения, что подтверждает эффективность действия состава. Разработан дизайн обработки горизонтальных скважин, адаптированный к условиям рифейского объекта. Приведены результаты опытно-промысловых испытаний технологии ОПЗ с применением взаимного растворителя для модификации 24%-ной HCl, в ходе которых подтверждены, выводы, сделанные на этапе лабораторных исследований, и эффективность технологии.

Список литературы

1. Fundamentals of acid stimulation / A.D. Hill, R.S. Schechter, M.J. Economides, K.G. Nolte // Reservoir Simulation. – John Wiley & Sons Ltd., 2000. – 856 с.

2. Оптимизация кислотных обработок горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах / Г.Т. Булгакова, Р.Я. Харисов, А.Р. Шарифуллин, А.В. Пестриков // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 6. – С. 102–105.

3. Hoefner M.L. Pore Evolution and Channel Formation During Flow and Reaction in Porous Media //AIChE Journal. – 1988. – V. 34. – No. 1. – P. 45–54. – https://doi.org/10.1002/aic.690340107

4. Lund K., Fogler H.S., McCune C.C. Acidization – I. The Dissolution of Dolomite in Hydrochloric Acid // Chemical Engineering Science. – 1973. – V. 28. – No. 3. – Р. 691–700.

5. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. – М.: Недра, 1985. – 184 с.

6. Влияние доломитизации карбонатных пород Восточной Сибири на эффективность кислотного воздействия / Н.А. Черепанова, Е.Н. Максимова, К.Н. Чертина [и др.] //Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 10 (646). – С. 48–53. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2022-10(646)-48-53

7. Acidizing combined with heat generating system in low-temperature dolomitized wax damaged carbonates / A.E. Folomeev, A.F. Magadiev, A.R. Khatmullin [ et al.] // SPE-202069-MS. – 2020. - https://doi.org/10.2118/202069-MS

8. Harris O.E., Hendrickson A.R., Coulter A.W. High-concentration hydrochloric acid aids stimulation results in carbonate formations //Journal of Petroleum Technology. – 1966. – V. 18. – No. 10. – P. 1291–1296.

9. A Novel Stimulation Technique for Horizontal Openhole Wells in Carbonate Reservoirs – A Case Study in Kuwait / H. Liu, C. Coston, M. Yassin [et al.] //SPE-105127-PA. – 2009. – https://doi.org/10.2118/105127-PA

10. Gelled Acid vs. Self-Diverting Systems for Carbonate Matrix Stimulation: an Experimental and Field Study / A.E. Folomeev, I.A. Taipov, A.R. Khatmullin [et al.] // SPE-105127-PA. – 2009. – https://doi.org/10.2118/105127-PA

Одним из наиболее эффективных тепловых методов увеличения нефтеотдачи коллекторов высоковязкой нефи является технология пароциклической обработки скважины. Используя данный метод, ООО «РИТЭК» удалось увеличить добычу высоковязкой нефти в Волго-Уральском нефтегазоносном регионе. Однако последовательные лабораторные исследования физико-химических процессов, происходящих в карбонатной породе при проведении пароциклической обработки пласта при температуре 250-350 °С, позволили выявить факторы, влияющие на снижение проницаемости породы и эффективности обработки. В ходе определения относительных фазовых проницаемостей в стационарном режиме при фильтрации нефти и воды отмечено существенное необратимое уменьшение проницаемости керновой модели. Расширенные исследования образцов горных пород-коллекторов высоковязкой нефти позволили выявить серию последовательных, связанных между собой процессов, лежащих в основе снижения проницаемости. К таким процессам относится частичное или полное разрушение микрокристаллической кальцитовой каемки, что приводит к последующей кольматации, локальному образованию органических гидрофобных пленок в поровом пространстве, а также формированию игольчатых техногенных кристаллов при высоких температурах.

В статье рассмотрены результаты исследований новообразованных техногенных минералов путем высокотемпературных фильтрационных экспериментов на керновой модели и гидротермального воздействия на крошку породы в пластовых условиях. Изучение породы выполнялось с применением следующих литолого-минералогических методов: петрографическое исследование шлифов, рентгенофазовый анализ, сканирующая электронная микроскопия, просвечивающая электронная микроскопия с дифракцией электронов, микрорентгеноспектральный анализ. Установлено, что в ходе гидротермального воздействия на карбонатные породы в присутствии кварца образуются минералы группы гидросиликатов кальция (тоберморит, ксонотлит и др.), которые заполняют пустотное пространства и существенно снижают фильтрационно-емкостные свойства породы, что ухудшает фильтрацию флюидов в коллекторе. Полученные результаты позволят обоснованно подойти к разработке способов предотвращения заполнения пустотного пространства новообразованными кристаллами при пароциклических обработках и обеспечить увеличение нефтеотдачи.

Список литературы

1. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений. – М.: Недра, 1992. – 320 c.

2. Roehl P.O., Choquette P.W. Carbonate Petroleum Reservoirs. – Springer New York, 1985. - 622 p.

3. Chemically evolving systems for oil recovery enhancement in heavy oil deposits / L.K. Altunina [et al.] // AIP Conference Proceedings. - 2017. - http://doi.org/10.1063/1.5013686

4. Кудинов В. Тепловые технологии разработки сложнопостроенных месторождений вязких и высоковязких нефтей // Георесурсы. – 2009. – № 2(30). - C. 16- 20.

5. A preliminary feasibility analysis of in situ combustion in a deep fractured-cave carbonate heavy oil reservoir / Ya-fei Chen [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 174. – P. 446–455. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.11.054

6. Reservoir Properties Alteration in Carbonate Rocks after In-Situ Combustion / A. Mukhametdinova [et al.] // SPE-212281-PA. – 2023. - https://doi.org/10.2118/212281-PA

7. Результаты и перспективы применения тепловых методов воздействия на месторождениях высоковязкой нефти ООО «РИТЭК» / В.И. Дарищев, О.В. Славкина, С.Я. Маланий [и др.] // Нефть.Газ.Новации. – 2022. – № 2. – C. 24–28.

8. Оценка влияния температуры на коэффициент вытеснения и проницаемость карбонатных коллекторов высоковязкой нефти по результатам лабораторных исследований / Н.В. Лесина, Н.С. Осадчая, Е.Ю. Попов, О.В. Славкина // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2022. – № 9 (369). – C. 69-75. - https://doi.org/10.33285/2413-5011-2022-9(369)-69-75

9. Определение причин снижения проницаемости карбонатных коллекторов высоковязкой нефти при увеличении температуры теплоносителя выше 100 °С на основе результатов лабораторных исследований / Н.В. Лесина, С.Н. Николаева, Т.И. Карамов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2023. – № 5 (377). – C. 55-61.

В статье рассмотрена система разработки на основе управления напряженным состоянием пласта. Данная система разработки сочетает преимущества использования горизонтальных скважин с трещинами, ориентированными поперек горизонтального ствола, для добычи флюида и горизонтальных скважин с продольной ориентацией трещин – для закачки вытесняющего агента. Необходимая ориентация достигается путем управления направлением роста трещины за счет управления напряженным состоянием пласта. Механизм, позволяющий управлять направлением трещин гидроразрыва, основан на влиянии градиента порового давления на локальное напряженное состояние массива горной породы. Однако для успешной реализации такой системы разработки необходимо провести анализ ее устойчивости к ряду геологических, геомеханических и технологических параметров. В качестве инструмента анализа использован симулятор, в основе которого лежит метод расчета направления образования и роста трещин, базирующийся на физико-математической модели напряженного состояния пласта с произвольно ориентированными трещинами и неоднородным полем давления. Модель основана на теории пороупругости с использованием критерия максимальных растягивающих напряжений для определения направления образования и расчета траектории растущей трещины. Показано, что система наиболее чувствительна параметрам, отвечающим за энергию напряженного состояния в пласте. К таким параметрам относятся, в частности, исходный контраст напряжения, а также толщина коллектора и константа Био Направление регионального напряжения не относится напрямую к энергетическому состоянию пласта, но может влиять на энергию системы трещин гидроразрыва в зависимости от их направления. Проницаемость коллектора определяет интервал времени, в котором происходит переориентация напряжения, а давление распространения трещины гидроразрыва – степень отклонения траектории трещины от исходного направления. При наблюдаемом ухудшении коллекторских свойств месторождений, реализация данной системы разработки c поперечными трещинами позволит повысить эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов.

Список литературы

1. Исследование развития трещин автоГРП на опытном участке Приобского месторождения с линейной системой разработки / В.В. Мальцев, Р.Н. Асмандияров, В.А. Байков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 5. – С. 70–73.

2. Пат. 2779696 C1, РФ. Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей. / А.И. Федоров, Д.Р. Мулюков, Р.Р. Муртазин, А.В. Колонских; патентообладатель ПАО «НК «Роснефть». – № 2022106679; заявл. 15.03.2015; опубл. 12.09.2022.

3. Салимов О.В. Гидравлический разрыв карбонатных пластов нефтяных месторождений Татарстана: дис. ... д-ра. физ.-мат. наук.– Бугульма, 2017.

4. Модификация системы разработки ТРИЗ на основе управления напряженным состоянием пласта / Р.Р. Муртазин, А.И. Федоров, П.Д. Савченко, Д.Р. Мулюков // SPE-196998-RU. – 2009. - https://doi.org/10.2118/196998-MS

5. Федоров А.И., Давлетова А.Р. Симулятор напряженного состояния пласта для определения направления развития трещин // Геофизические исследования. – 2014. – Т. 15. – № 1. – С. 15–26.

6. Блохин А.М., Доровский В.Н. Проблемы математического моделирования в теории многоскоростного континуума. – Новосибирск: Изд-во ОИГГМ СО РАН, 1994. – 183 с.

7. Черепанов Г.П. Механика хрупкого разрушения. – М.: Наука, 1974. – 640 с.

8. New Technique To Determine Biot Coefficient for Stress-Sensitive Dual-Porosity Reservoirs / H.H. Abass, A.M. Tahini, Y.N. Abousleiman, M. Khan // SPE-124484-MS. – 2009. - http://doi.org/10.2118/124484-MS

9. McPhee C., Reed J., Zubizarreta I. Core Analysis: a best practice guide. – Elsivier B.V., 2015. – 852 p.

10. Учет анизотропии упругих свойств и напряжений при планировании ГРП / А. Красников, Р. Мельников, В.А. Павлов [и др.] // SPE-196899-RU. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196899-MS

11. Лапин В.Н. Моделирование распространения трещин, нагруженных давлением вязкой жидкости: дис. ... канд. физ.-мат. наук. – Новосибирск, 2022.

Последние десятилетия человечество ищет новые пути повышения эффективности цивилизации. Научно-производственное сообщество, во-первых, учится заимствовать у природы идеи для новых технологических решений, позволяющих оптимизировать текущие процессы производства; во-вторых, все чаще пытается гармонично управлять природными явлениями. Указ Президента Российской Федерации «О развитии природоподобных технологий в Российской Федерации» придает новый импульс данному направлению. Впервые сформулирована проблематика, охватывающая вопросы изучения и технологического воспроизведения природных систем, а также эффективного управления ими (прежде всего энергетическими системами). Под направлением природоподобных технологий в первую очередь понимают задачу изучения и воспроизведения отдельных образцов живой природы. В статье предложено расширить перечень изучаемых объектов до уровня макросистем – частей экотопа. При этом решается узкая задача эффективного управления существующим экотопом или задача воспроизведения природных явлений с целью получения направленного положительного эффекта. Одним из видов направленного эффекта от применения природных явлений может быть уменьшение стоимости возведения или содержания объектов, в том числе производственных. В данном контексте в рассмотрены примеры управления следующими природными явлениями: ветровыми воздействиями, гидрологическими процессами, включая литодинамику, а также контроля состояния почв с отрицательной температурой. Кроме того, рассмотрены примеры применения различных микробиологических технологий в строительстве. При этом дано описание как способов направленного воздействия, так и минимизации отрицательных воздействий от развития нежелательных явлений. Часть приведенных примеров касается природных явлений, оказывающих наиболее существенное влияние на объекты строительства при ведении хозяйственной деятельности в Арктическом регионе.

Список литературы

1. Ковальчук М.В., Нарайкин О.С., Яцишина Е.Б. Природоподобные технологии: новые возможности и новые вызовы // Вестник Российской академии наук. – 2019. – Т. 89. – №5. – C. 455-465. - https://doi.org/10.31857/S0869-5873895455-465

2. Desjardins J. How Machines Destroy and Create Jobs // Visual Capitalist. – 2016. – June. – V. 29. – https://www.visualcapitalist.com/how-machines-destroy-and-create-jobs/

3. Mati B.M. Overview of water and soil nutrient management under smallholder rain-fed agriculture in East Africa. - IWMI, 2015. - https://www.iwmi.cgiar.org/Publications/Working_Papers/working/WOR105.pdf

4. Protection of Permafrost Soils from Thawing by Increasing Herbivore Density / C. Beer, N. Zimov, J. Olofsson [et al.] // Sci Rep. – 2020. – V. 10. – P. 4170. – https://doi.org/10.1038/s41598-020-60938-y

5. К вопросу о направлениях использования композиционных материалов на основе криогеля и методики криоструктурирования почвы в Арктической зоне России / П.В. Бурков, Б.И. Кочуров, Г.Г. Осадчая, В.Ю. Дудников // Проблемы региональной экологии. – 2020. – № 1. – С.34-40. - https://doi.org/10.24411/1728-323X-2020-11034

6. Пат. 2703142С1 РФ. Штамм Pseudoalteromonas arctica для деструкции нефти и нефтепродуктов / А.И. Шестаков, И.Н. Сережкин, Я.А. Ломова, Л.А. Гаврилова, О.О. Шестакова, О.А. Ершова, Н.В. Шабалин, А.И. Исаченко; патентообладатель ООО «Арктический научно-проектный центр шельфовых разработок». – № 2018140401; заявл. 15.11.2018; опубл. 15.10.2019.

7. Строкова В.В., Власов Д.Ю., Франк-Каменецкая О.В. Микробная карбонатная биоминерализация как инструмент природоподобных технологий в строительном материаловедении // Строительные материалы. – 2019. – № 7. – С. 66–72. – https://doi.org/10.31659/0585-430X-2019-772-7-66-72

8. Sustainability assessment, structural performance and challenges of self-healing bio-mineralized concrete: A systematic review for built environment applications / A.M. Raza, H. El Ouni, Q. Khan [et al.] // Journal of Building Engineering. – 2023. – V. 66. - https://doi.org/10.1016/j.jobe.2023.105839.

9. Konstantinou C., Wang Y. Unlocking the Potential of Microbially Induced Calcium Carbonate Precipitation (MICP) for Hydrological Applications // A Review of Opportunities, Challenges, and Environmental Considerations. Hydrology. – 2023. – V. 10(9). - Article No. 178. – https://doi.org/10.3390/hydrology10090178

10. Kendon V.M., Nemoto K., Munro W.J. Quantum analogue computing // Phil. Trans. R. Soc. A. - 2010. - V. 368. - Issue 1924. - P. 3609-3620. – https://doi.org/10.1098/rsta.2010.0017

11. Матрица применимости технологий защиты добывающего фонда скважин от негативного влияния осложняющих факторов / Д.А. Лунин, Д.А. Минченко, А.Б. Носков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – №6. – С. 74-77. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-6-74-77

В статье рассмотрены и предложены подходы к анализу и оценке возможности оптимизации использования нефтяного газа на промыслах Самарской области. Сделана выборка действующих объектов АО «Самаранефтегаз» по сжиганию углеводородного газа на факелах и проведена проверка характеристических показателей их состояния с целью оценки в качестве кандидатов для возможного дальнейшего углубления оптимизации использования нефтяного газа. Количественным критерием отбора кластера объектов-кандидатов являлось соотношение объема сжигания газа (не менее 5 млн м³/год) и степени утилизации газа на рассматриваемом объекте в целом (до 75-77 %). Для выделенной группы объектов, каждый из которых в целях обезличивания назван лицензионным участком, характеризующимся порядковым номером N и объемом сжигания газа V, проведены расчеты по моделированию относительных удельных затрат и капиталовложений при проведении традиционных и часто используемых на практике мероприятий оптимизации использования нефтяного газа. Отмечено, что продукцией скважин в Поволжском регионе довольно часто является сернистая и сероводородсодержащая нефть, что объективно снижает рентабельность использования нефтяного газа на локальных участках нефтепромыслов. Сделан акцент на необходимости детального изучения способов использования ресурсов добываемого газа применительно к условиям Поволжского региона с целью учета в каждом конкретном случае особенностей и состояния нефтепромысловой инфраструктуры, качества газа, потребности в энергии того или иного вида.

Список литературы

1. Рядинская А.П., Череповицына А.А. Утилизация попутного нефтяного газа в России: методы и перспективы производства газохимии // Север и рынок: формирование экономического порядка. – 2022. – № 2. – С. 19-34. - https://doi.org/10.37614/2220-802X.2.2022.76.002

2. Выбор методов утилизации нефтяного газа и оценка эффективности их внедрения на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» / А.Г. Гумеров, С.Г. Бажайкин, Е.З. Ильясова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 9. – С. 50-52.

3. Андреева Н.Н., Тарасов М.Ю., Иванов С.С. Использование легких жидких углеводородов при эксплуатации систем промысловой подготовки, транспорта и реализации нефтяного газа // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 11. – С. 92-94.

4. Аналитический доклад об экономических и экологических издержках сжигания ПНГ в России. - https://istina.msu.ru/publications/book/4729948/

5. Технико-экономические и экологические аспекты утилизации попутного нефтяного газа (программный комплекс) / П.М. Левшин, И.А. Мерициди, К.Х. Шотиди, П.Р. Халиков // Территория Нефтегаз. – 2011. – № 8. – С. 56-63.

6.  Гилаев Г.Г. Методы борьбы с основными видами осложнений при эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 4. – С. 62–66. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-4-62-66

7. Гилаев Г.Г. Управление технологическими процессами по интенсификации добычи нефти // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 10. – С. 74-77.

8. Гилаев Г.Г., Горбунов В.В., Гень О.П. Внедрение новых технологий повышения эффективности работы скважин на месторождениях ОАО «НК «Роснефть»-Краснодарнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 8. – С. 86-89.

9. Гилаев Г.Г., Хабибуллин М.Я., Бахтизин Р.Н. Совершенствование инфраструктуры нефтегазодобычи, как эффективный инструмент поддержания базовой добычи нефти и газа // SOCAR Proceedings. - 2021. - Special Issue No. 2. - P. 121-130. - http:// doi.org/10.5510/OGP2021SI200581

10. Особенности геологического строения и развития Муханово-Ероховского прогиба в пределах Оренбургской области / В.А. Шакиров, А.П. Вилесов, В.Н. Кожин [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2021. – № 6 (354). – С. 5-16. - https://doi.org/10.33285/2413-5011-2021-6(354)-5-16

11. Опыт проведения сейсморазведочных работ МОГТ-3D по методике SLIP-SWEEP / Г.Г. Гилаев, А.Э. Манасян, И.Г. Хамитов, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 82-85.

12. Гилаев Г.Г., Хабибуллин М.Я., Гилаев Г.Г. Основные аспекты использования кислотного геля для закачки проппанта во время работ по гидроразрыву пласта на карбонатных коллекторах в Волго-Уральском регионе // SOCAR Proceedings. - 2020. - No. 4. - P. 33-41. - https://doi.org/10.5510/OGP20200400463

13. Породы-вулканиты в конденсированных доманиковых фациях Муханово-Ероховской внутришельфовой впадины / В.А. Шакиров, А.П. Вилесов, В.П. Морозов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. –2022. – № 2 (362). – С. 14-26. -

https://doi.org/10.33285/2413-5011-2022-2(362)-14-26

14. Мониторинг качества проектных решений и оптимизации проектируемых сооружений объектов капитального строительства в нефтяной отрасли / Г.Г. Гилаев, О.В. Гладунов, А.Ф. Исмагилов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2015. – № 8. – С. 94-97.

15. Нагнетание попутного нефтяного газа с применением насосно-эжекторных систем. – https://chemtech.ru/nagnetanie-poputnogo-neftjanogo-gaza-s-primeneniem-nasosno-jezhektornyh-sistem/

16. Донец К.Г. Гидроприводные струйные компрессорные установки. – М.: Недра, 1990. – 174 с.

Как правило, эффективность технологий добычи нефти с применением химических реагентов принято связывать с составом реагента и технологическими параметрами закачки. Однако при разработке новых технологий необходимо также учитывать неоднородность отклика нефтяной дисперсной системы на внешнее воздействие. Известно, что состав и свойства нефти, особенно на поздней стадии разработки нефтяного месторождения, в значительной степени определяются непрерывным изменением геолого-физических условий в процессе эксплуатации. Температура и давление влияют на устойчивость асфальтенов нефтяной дисперсной системы и соответственно физико-химические характеристики добываемой нефти. Несмотря на достаточно большой объем исследований, направленных на изучение взаимодействия нефти и различных химических реагентов, остается открытым вопрос, насколько полученные результаты являются универсальными.

В статье на основе экспериментальных лабораторных исследований влияния растворителей различной концентрации на изменение вязкостно-температурных характеристик образцов нефти, отобранных из скважин одной залежи, выявлены различия в их реологическом поведении и определены интервалы наиболее значительных изменений. Полученные результаты свидетельствуют о необходимости расширения исследований неоднородности отклика нефтяных дисперсных систем на внешнее воздействие и потенциальную возможность повышения эффективности технологий добычи трудноизвлекаемых запасов нефти с использованием растворителей. С учетом того, что при разработке месторождения характер изменения состава и свойств нефти носит динамический сложный характер, углубленное изучение процессов, происходящих при взаимодействии нефти и химических реагентов, имеет высокую научную и практическую значимость.

Список литературы

1. A critical review of the CO2 huff ‘n’ puff process for enhanced heavy oil recovery / Xiang Zhou, Qingwang Yuan, Xiaolong Peng [et al.] // Fuel. - 2018. – V. 215. – P. 813-824. – https://doi.org/10.1016/j.fuel.2017.11.092

2. Хисамов Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти. – Казань: ФЭН, 2013. – 310 с.

3. Еремин Н.А. Цифровые технологии извлечения запасов нетрадиционной нефти // Известия Тульского государственного университета. Науки о Земле. – 2022. – № 2. – С. 255-270.

4. Опыт отбора представительных проб сверхвысоковязкой нефти и определение ее вязкости при термобарических условиях пласта / К.М. Мусин, А.А. Гибадуллин, В.И. Кадкин [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2014. – Вып. 82. – С. 202-214.

5. Обобщение результатов лабораторных и опытно-промышленных работ по извлечению сверхвязкой нефти из пласта / Р.С. Хисамов, М.М. Мусин, К.М. Мусин [и др.]. – Казань: ФЭН, 2013. – 232 с.

6. Рахимова Ш.Г., Амерханов М.И., Ибатуллин Р.Р. Исследование влияния растворителей на коэффициент нефтеизвлечения сверхвязкой нефти при тепловом воздействии // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – М.: ВНИИОЭНГ, 2008. – С. 185-194.

7. Randy Agra Pratama, Tayfun Babadagli. A review of the mechanics of heavy-oil recovery by steam injection with chemical additives // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 208. – Part D. – Article No. 109717. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109717

8. Каюкова, Г.П., Петров С.М., Успенский Б.В. Свойства тяжелых нефтей и битумов пермских отложений Татарстана в природных и техногенных процессах. – Москва: ГЕОС, 2015. – 343 с.

9. Рахимова Ш.Г., Амерханов М.И. Исследование зависимости вязкости тяжелых нефтей от температуры при добавлении углеводородного растворителя // Ш. Г. Рахимова, // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – С. 147-151.

10. Operational Parameters, Evaluation Methods, And Fundamental Mechanisms: Aspects of Nonaqueous Extraction of Bitumen from Oil Sands / Xingang Li, Lin He, Guozhong Wu [et al.] // Energy & Fuels. – 2012. – V.26. – P.3553-3563. – https://doi.org/10.1021/ef300337q

11. Мусин К.М., Гибадуллин А.А., Амерханов И.И. Подходы к определению параметров сверхвязкой тяжелой нефти // В сб. Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений: материалы Международной научно-практической конференции, Казань, 05–07 сентября 2012 г. – Казань: ФЭН, 2012. – С. 265-269.

12. Ганеева, Ю.М., Юсупова Т.Н., Романов Г.В. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, влияние на свойства нефтяных систем // Успехи химии. – 2011. – Т. 80. – № 10. – С. 1034-1050. – https://doi.org/10.1070/RC2011v080n10ABEH004174

13. Bitumen Recovery from Crude Bitumen Samples from Halfaya Oilfield by Single and Composite Solvents – Process, Parameters, and Mechanism / Y. Liu, Z. Qiu, H. Zhong // Materials. – 2019. – V. 12. – Article No. 2656. – https://doi.org/10.3390/ma12172656

14. Экспериментальное моделирование вытеснения сверхвязких нефтей растворителями с визуализацией и исследованием изменений физико-химических свойств нефтяных компонентов / Г.В. Романов, М. Р. Якубов, Д.Н. Борисов [и др.] // Георесурсы. – 2010. – № 2(34). – С. 38-41.

15. Мусин, К.М., Гибадуллин А.А., Амерханов И.И. Методические подходы по определению параметров сверхвязких тяжелых нефтей // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – 2012. – Вып. 80. – С. 56-65.

16. Изучение реологических свойств тяжелой высоковязкой нефти Ярегского месторождения / М.Н. Никитин, П.Д. Гладков, А.В. Колонских [и др.] // Записки Горного института. – 2012. – Т. 195. – С. 73-77.

17. Nghiem L.X., Sammon P.H., Kohse B.F. Modeling Asphaltene Precipitation and Dispersive Mixing in the Vapex Process // SPE-66361-MS. – 2001. – https://doi.org/10.2118/66361-MS

18. Физико-химические процессы в продуктивных нефтяных пластах / Т.Н. Юсупова, Ю.М. Ганеева, Г.В. Романов, Е.Е. Барская. – М.: Наука, 2015. – 410 с.

19. Das S.K, Butler R.M. Mechanism of the vapor extraction process for heavy oil and bitumen // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 1998. – V. 21. – Issue 1-2. – P. 43-59 – https://doi.org/10.1016/S0920-4105(98)00002-3

В статье приведены результаты исследования влияния добавок оксида графена на физико-механические свойства цементного камня. Предпосылкой исследования стало использование добавок углеродных наноматериалов, в частности, графена и оксида графена, в цементном растворе, поскольку эти вещества обладают уникальными физико-механическими свойствами и влияют на реологические свойства жидкостей в широком диапазоне температур и давлений. Представлены результаты экспериментальных исследований влияния добавок оксида графена на время затвердевания цементной смеси, прочность цементного камня, реологические свойства цементного раствора, адгезионные свойства пары металл – цемент, структуру цементного камня. В качестве основы тампонажной смеси использован цемент ПЦТ-I-G, в качестве добавки – нанопластины оксида графена RG-51. Методика экспериментальных исследований свойств цемента соответствовала положениям ГОСТ 310.1-76 – ГОСТ 310.3-76, ГОСТ 310.1–4–81. Время схватывания цементного теста определено с помощью прибора ВИКА ИВ-2 по ТУ 25-04.2550-80. Реологические свойства тампонажных растворов измерены с помощью цифрового ротационного вискозиметра OFITE 900. Установлено, что добавление 0,5-1,5 % оксида графена приводит к существенному сокращению времени схватывания цементной смеси по сравнению с цементом без добавок. Экспериментально показано, что увеличение содержания оксида графена приводит к повышению предела прочности цементного камня. Выявлено влияние добавок оксида графена на реологические свойства цементного раствора, что проявляется в снижении динамического напряжения сдвига и эффективной вязкости при скорости сдвига 300 с^-1. С помощью электронно-микроскопических методов установлено, что добавка оксида графена существенно влияет на структуру цементного камня, изменяя его характеристики и пористость. Эти результаты свидетельствуют о высоком потенциале использования оксида графена для улучшения свойств цементных материалов.

Список литературы

1. Agi A., Junin R., Gbadamosi A. Mechanism governing nanoparticle flow behaviour in porous media: insight for enhanced oil recovery applications // International Nano Letters. – 2018. – V. 8(2). – P. 49–77. – https://doi.org/10.1007/s40089-018-0237-3

2. Агзамов Ф.А., Исмагилова Э.Р. Самозалечивающиеся цементы – ключ к сохранению герметичности крепи скважин. Ч. 1 // Нанотехнологии в строительстве. – 2019. – Т. 11. – № 5. – С. 577-586. – https://doi.org/10.15828/2075-8545-2019-11-5-577-586

3. Бекбаев А.А., Агзамов Ф.А. Дисперсное армирование как фактор повышения качества облегченных цементных растворов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2018. – № 8. – С. 38-42. – https://doi.org/10.30713/0130-3872-2018-8-38-42 

4. Mohammedameen A.I.M., Berkane W., Tsenev N.K. Some features of the effect of nanosilica on modification for cement slurry in oil-gas wells // Технологические решения строительства скважин на месторождениях со сложными геолого-технологическими условиями их разработки: материалы II международной научно-практической конференции, посвященной памяти Виктора Ефимовича Копылова, Тюмень, 15–17 февраля 2022 г. – Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2022. – C. 466-472.

5. An overview on the significance of carbon-based nanomaterials in upstream oil and gas industry / S.H. Hajiabadi, H. Aghae, M. Kalateh-Aghamohammadi, M. Shorgasthi // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – V. 186. – Article no. 106783 – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106783

6. Hamza M.F., Sinnathambi C.M., Merican Z.M.. Recent advancement of hybrid materials used in chemical enhanced oil recovery (CEOR): a review // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. – 2017. – V. 206. – Article no. 012007. – https://doi.org/10.1088/1757-899x/206/1/012007

7. A new family of nanoparticle based drilling fluids / M.M. Sharma, M.E. Chenevert, Q. Guo [et al.] // SPE-160045-MS. – 2012. – https://doi.org/10.2118/160045-MS

8. Сулейманов Б.А., Велиев Э.Ф. О влиянии гранулометрического состава и наноразмерных добавок на качество изоляции затрубного пространства в процессе цементирования скважин // SOCAR Proceedings. – 2016. – № 4. – С. 4–10. – https://doi.org/10.5510/ogp20160400293

9. 10 - Nanosemines as modifiers of the cement hydration kinetics / G. Artioli, G. Ferrari, M.C. Dalkoni, L. Valentini // Smart Nanoconcretes and Cement-Based Materials. – 2020. – Р. 257–269. – https://doi.org/10.1016/B978-0-12-817854-6.00010-6

10. Федорова Г.Д., Александров Г.Н., Смагулова С.А. Исследование устойчивости водной суспензии оксида графена // Строительные материалы. – 2015. – № 2. – С. 15–21.

11. Shawgi A., Chinedum P.E., Saeed S. Improvement in cement sealing properties and integrity using conductive carbon nano materials: from strength to thickening time // SPE-191709-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/191709-MS

12. Рябчиков П.В., Якимович В.Д., Батяновский Э.И. Оценка влияния углеродных наноматериалов на свойства цемента и цементного камня // Проблемы современного бетона и железобетона: сб. науч. тр. / Ин-т БелНИИС. – Минск,

13. Агзамов Ф.А., Григорьев А.Ю. Модификация тампонажного портландцемента нанодобавками // Нанотехнологии в строительстве. – 2022. – № 14(4). – С. 319–327. – https://doi.org/10.15828/2075-8545-2022-14-4-319-327

В настоящее время компьютерные технологии активно внедряются в промышленность. Одним из актуальных вопросов является проактивный подход к предупреждению аварийных состояний оборудования. В статье на основе литературного обзора рассмотрены существующие подходы к диагностике и прогнозированию аварий установок электроприводных лопастных насосов (УЭЛН). Выделены четыре категории подходов: детерминированные, экспертные, на основе машинного обучения и комбинированные. При реализации детерминированного подхода используются функциональные или аналитические зависимости. Экспертный подход основан на имеющейся базе знаний, которая применяется в виде интерпретируемых специалистами закономерностей. Подход на основе статистического анализа данных выявляет имеющиеся закономерности исходя из исторического архива. Комбинированный подход может включать различные сочетания трех основных подходов. Для каждой категории приведены примеры, показаны особенности, границы применимости и ограничения. В результате анализа выделены преимущества и недостатки рассмотренных подходов. Основными преимуществами детерминированного подхода являются интерпретируемость прогнозов и отсутствие зависимости от исторических данных. Экспертные правила в основном применяются в диагностике текущего состояния без возможности прогнозирования, в отличие от подходов нечеткой логики. Эффективность этой категории подходов зависит от качества применяемых правил и данных. Главное преимущество подхода, основанного методах машинного обучения, заключается в отсутствии детального физического моделирования систем или процессов. Основным недостатком является зависимость от объема и качества исторических данных. Перспективным направлением являются комбинированные подходы, объединяющие несколько категорий моделей и перенимающие преимущества каждой из них.

Список литературы

1. Abdelaziz M., Lastra R., Xiao J.J. ESP Data Analytics: Predicting Failures for Improved Production Performance // SPE-188513-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/188513-MS 

2. A systematic literature review of machine learning methods applied to predictive maintenance / T.P. Carvalho, F.A.A.M.N. Soares, R. Vita [et al.] // Computers & Industrial Engineering. – 2019. – V. 131. – Article No. 106024. – https://doi.org/10.1016/j.cie.2019.106024

3. Bruijnen P.M. Nodal Analysis by Use of ESP Intake and Discharge Pressure Gauges // SPE-178433-PA. – 2016. – https://doi.org/10.2118/178433-PA

4. Nodal Analysis Based Monitoring of an Electric Submersible Pump Operation in Multiphase Flow / J. Iranzi, H. Son, Y. Lee, J.A. Wang // Applied Sciences. – 2022. – V. 12 (6). –Article No. 2825. – https://doi.org/10.3390/app12062825

5. Application of a Fuzzy Expert System to Analyze and Anticipate ESP Failure Modes / D. Grassian, M. Bahatem, T. Scott, D. Olsen // SPE-188305-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/188305-MS

6. ESP Well Surveillance using Pattern Recognition Analysis, Oil Wells, Petroleum Development Oman / A. Awaid, H. Al-Muqbali, A. Al-Bimani [et al.] // IPTC-17413-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2523/IPTC-17413-MS

7. Li L., Hua C., Xu X. Condition monitoring and fault diagnosis of electric submersible pump based on wellhead electrical parameters and production parameters // Systems Science & Control Engineering. – 2018. – V. 6. – Issue 3. – P. 253–261. – https://doi.org/10.1080/21642583.2018.1548983

8. Fuzzy Logic Application to Monitor and Predict Unexpected Behavior in Electric Submersible Pumps (Part of KwIDF Project) / F. Bermudez, G.A. Carvajal, G. Moricca [et al.] // SPE-167820-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/167820-MS

9. Stone P. Introducing Predictive Analytics: Opportunities // SPE-106865-MS. – 2007. – https://doi.org/10.2118/106865-MS

10. Prediction of ESPs Failure Using ML at Western Siberia Oilfields with Large Number of Wells / R.A. Khabibullin, A.R. Shabonas, N.S. Gurbatov, A.V. Timonov // SPE-201881-MS. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201881-MS

11. Solomatine D., See L.M., Abrahart R.J. Data-Driven Modelling: Concepts, Approaches and Experiences // Water Science and Technology Library. V. 68. – Berlin: Springer, 2008. – https://doi.org/10.1007/978-3-540-79881-1_2

12. Machine Learning Approach for Predictive Maintenance of the Electrical Submersible Pumps (ESPs) / R. Abdalla, H. Samara, N. Perozo [et al.] // ACS omega. – 2022. – V. 7(21). – P. 17641–17651. – https://doi.org/10.1021/acsomega.1c05881

13. Predictive Data Analytics for Effective Electric Submersible Pump Management / S. Sherif, O. Adenike, E. Obehi [et al.] // SPE-198759-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/198759-MS

14. Пилипенко О.Г. Повышение времени проката установок электроцентробежных насосов методами машинного обучения // Научный форум: технические и физико-математические науки: сборник статей по материалам XXV международной научно-практической конференции.– Москва: ООО «Международный центр науки и образования», 2019. – Т. 6 (25). – С. 14-18.

15. ESP Well and Component Failure Prediction in Advance using Engineered Analytics - A Breakthrough in Minimizing Unscheduled Subsurface Deferments / A.A. Marin, A., S. Busaidy, M. Murad [et al.] // SPE-197806-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/197806-MS

16. Predictive Approach to Perform Fault Detection in Electrical Submersible Pump Systems / L. Peng, G. Han, X. Sui [et al.] // ACS Omega. – 2021. – V. 6(12). – P. 8104–8111. – https://doi.org/10.1021/acsomega.0c05808

17. Electric submersible pump broken shaft fault diagnosis based on principal component analysis / L. Peng, G. Han, P.A. Landjobo, J. Shu // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – V. 191. – Article No. 107154. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107154

18. A Predictive Model to Detect the Impending Electric Submersible Pump Trips and Failures / L. Peng, G. Han, A.L. Pagou // SPE-206150-MS. – 2021. – https://doi.org/10.2118/206150-MS

19. Gupta S., Saputelli L., Nikolaou M. Applying Big Data Analytics to Detect, Diagnose, and Prevent Impending Failures in Electric Submersible Pumps // SPE-181510-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2118/181510-MS

20. Real-Time Monitoring and Predictive Failure Identification for Electrical Submersible Pumps / A.S. Bhardwaj, R. Saraf, G.G. Nair, S. Vallabhaneni // SPE-197911-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/197911-MS

21. ESP Health Monitoring KPI: A Real-Time Predictive Analytics Application / S. Gupta, M. Nikolaou, L. Saputelli, C. Bravo // SPE-181009-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2118/181009-MS

22. Scale-Prediction/Inhibition Design Using Machine-Learning Techniques and Probabilistic Approach / N.M. Al-Hajri, A. Al-Ghamdi, Z. Tariq, M. Mahmoud // SPE-198646-PA. – 2020. – https://doi.org/10.2118/198646-PA

23. Advanced Analytics for Data-Driven Decision Making in Electrical Submersible Pump Operations Management / M. Adesanwo, O. Bello, O. Olorode [et al.] // SPE-189119-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/189119-MS

24. Implementing the autonomous adaptive algorithm to manage ESP operation in harsh reservoir conditions / M. Antonic, M. Solesa, G. Thonhauser [et al.] // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. – 2021. – V. 1201(1). – Article No. 012083. – https://doi.org/10.1088/1757-899x/1201/1/012083

25. Turpin J.L., Lea J.F., Bearden J.L. Gas-liquid flow through centrifugal pumps—correlation of data // Proceedings of the 3rd International Pump Symposium. – Texas A&M University, 1986. – P. 13-20. – https://www.911metallurgist.com/blog/wp-content/uploads/2016/01/Gas-Liquid-Flow-Through-Centrifugal-Pumps-Correlation-of-Data.pdf

Строительство и активная эксплуатация технически сложных и ответственных промышленных объектов, последствия аварий на которых носят чрезвычайно значительный масштаб, требует обеспечения предельного уровня безопасности. В то же время любая коммерческая деятельность, включая функционирование объектов топливно-энергетического комплекса, требует управления затратами и их ограничения, а также обеспечения определенного уровня прибыльности. В статье рассмотрена задача создания параметрической системы обеспечения комплексной безопасности резервуарных парков морских терминалов нефти, позволяющей снизить риск возникновения аварийной или чрезвычайной ситуации до минимального допустимого уровня, при этом стоимость такой параметрической системы должна стремиться к минимальной. Морской терминал с резервуарным парком является стратегическим объектом, как с точки зрения энергетической безопасности страны, так и с точки зрения масштаба ущерба, который может потенциально возникнуть при аварии или чрезвычайной ситуации на нем. В последние годы понятие «комплексная безопасность» стало активно применяться в качестве обобщения всего комплекса мер, обеспечивающих работоспособное, надежное и безопасное состояние того или иного объекта. Предложен подход к формированию параметрической системы обеспечения комплексной безопасности резервуарных парков морских терминалов нефти. Предложенная методика базируется на комплексном подходе к термину «безопасность», который реализован в законодательстве о техническом регулировании Российской Федерации. Для каждого параметра безопасности предложено установить соответствующие критерии, позволяющие количественно оценивать и сравнивать фактический уровень безопасности по данному параметру с допустимым. Дано описание таких параметрических критериев для резервуарного парка морского терминала нефти.

Список литературы

1. Increasing efficiency of information system of complex security of buildings protection / A.A. Terentyev, Ie.V. Gorbatyuk, O.I. Serpinska, V.V. Borodinya // East European Scientific Journal. – 2021. – № 3–1 (67). – С. 24-28.

2. Комплексная безопасность на железнодорожном транспорте и метрополитене. Ч. 1. Транспортная безопасность на железных дорогах и метрополитене / Б.В. Бочаров, В.А. Соколов, В.Г. Стручалин [и др.]. – М.: Учебно-методический центр по образованию на железнодорожном транспорте, 2015. – 287 с.

3. Медведев А.П. Комплексная система обеспечения безопасности промысловых трубопроводов Западной Сибири: дис. … д-ра техн. наук. – Уфа, 2004. – 290 с.

4. Филяк П.Ю. Информационная безопасность и комплексная система безопасности: анализ, подходы // Информация и безопасность. – 2016. – Т. 19. – № 1. – С. 72-79.

5. Травуш В.И., Волков Ю.С. Безопасность зданий и сооружений: грядут перемены // Стандарты и качество. – 2016. – № 1. – С. 62-64.

6. Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Леонович И.А. Применение риск-ориентированного подхода к управлению техническим состоянием резервуаров морских терминалов нефти // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 2. – С. 75-77. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-2-75-77

7. Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Лежнев М.А. Нормативное обеспечение безопасности стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 148-151. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-9-148-151

8. РД 153-112-017-97. Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров / Минтопэнерго РФ; ОАО «АК «Транснефтепродукт». - М.: Нефть и газ, 1997.

9. Макаренко О.А. Управление ресурсом безопасной эксплуатации стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов: дис. … д-ра техн. наук. –Уфа, 2010. – 342 с.

На примере измерения сопротивления растеканию в грунт электрического тока с заземлителей больших размеров приведены результаты анализа возможности выполнения измерений при различных схемах установки измерительных электродов в полевых условиях. Дано описание специфических особенностей, характерных для выполнения работ при обследовании действующих площадочных объектов магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, в том числе с учетом формы заземлителей большой площади, их расположения на участках с различным рельефом, при наличии в непосредственной близости от заземлителей и обследуемых площадок протяженных трубопроводов, линий связи и электропередачи, лесных массивов и др. Для определенных случаев, например, для заземлителей объектов с габаритом порядка 100 м, расположенных на суглинках, обоснованы параметры двухлучевой схемы измерения сопротивления растеканию, при которых в полевых условиях обеспечивается требуемая точность измерений и оперативность обследований. Теоретическая оценка характера изменения измеряемого сопротивления грунта при различных расстояниях между опорной точкой заземлителя и измерительными электродами качественно совпадает с результатами, полученными в полевых условиях. Приведены примеры, иллюстрирующие возможность расширения области применения полученных результатов на объекты, расположенные на участках со сложным рельефом. Показано, что основные соотношения между расстояниями, на которых целесообразно устанавливать электроды при двухлучевой схеме измерений, в определенных условиях можно использовать также при обследовании состояния систем заземления объектов магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов с габаритными размерами в несколько сотен метров.

Список литературы

1. Person Р., Lonnermark A. Tank fires. Review of fire incidents 1951 – 2003. Brandforsk Project 513-012. – SP Swedish National Testing and Research Institute, 2004. – 80 p.

2. Петрова Н.В., Чешко И.Д. Анализ экспертной практики по исследованию пожаров, происшедших на объектах хранения нефти и нефтепродуктов // В сб. Проблемы и перспективы судебной пожарно-технической экспертизы: Материалы Международной научно-практической конференции. – СПб.: Санкт-Петербургский университет ГПС МЧС России, 2015. – С. 78–81.

3. Применение методов неразрушающего контроля качества при обследовании состояния систем молниезащиты пожаровзрывоопасных объектов / Л.Ю. Могильнер, Н.Н. Скуридин, Н.А. Власов, И.А. Хузяганиев // Дефектоскопия. –2020. – №11. – С. 58–64. – https://doi.org/10.31857/S0130308220110068

4. Анализ подходов к организации систем молниезащиты и заземления по стандартам ПАО «Транснефть» и зарубежным стандартам / Л.Ю. Могильнер, А.В. Рудоманов, Н.Н. Скуридин [и др.] // Наука и технологии транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т.1. – №1. – С. 21–31. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-1-46-55

5. Могильнер Л.Ю., Неганов Д.А., Скуридин Н.Н. Обследование металлоконструкций на площадочных объектах магистральных трубопроводов. – М.: Техносфера, 2023. – 440 с.

6. РД 153-340-20,525-00. Методические указания по контролю состояния заземляющих устройств электрроустановок. – М.: ОРГРЭС, 2000. – 64 с.

7. Карякин Р.Н. Заземляющие устройства электроустановок: справочник – М.: Энергосервис, 2006. – 519 с.

8. Квятковский Г.И. Метод сопротивления заземления в инженерной геофизике. – М.: Недра, 1993. – 88 с.

9. Басманов В.Г. Заземление и молниезащита. Ч. 1. Заземление. – Киров: Изд-во ВятГУ, 2009. – 155 с.

10. Лурье А.И. Испытание заземляющих устройств электрических установок. – М.: Госэнергоиздат, 1941. – 100 с.

11. Ослон А.Б. О6 измерении сопротивления заземления // Электричество. –1957. – №2. – С. 56–59.

12. Коструба СИ. Измерение электрических параметров земли и заземляющих устройств. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 168 с.

13. Заборовский А.И. Электроразведка. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 424 с.

14. Ослон А.Б., Коструба С.И. Измерение сопротивления заземлителей больших размеров // Электричество. – 2006. – №8. – С. 49–56.

15. Gossen MetraWatt GEOHM C Operating Instruction Manual. – www.manualslib.com/manual/1498457/Gossen-Metrawatt-Geohm-C.html

16. Нижевский И.В., Нижевский В.И. Методика измерения сопротивления заземляющего устройства // Электротехника и электромеханика. – 2016. – №3. – С. 50–57. – https://doi.org/10.20998/2074-272x.2016.3.08

Многолетняя криолитозона является уникальным и одним из самых сложных типов условий окружающей среды на Земле. Это явление имеет глобальное значение для изучения природных процессов, а также для разработки и применения технологий в различных отраслях, включая добычу нефти. Условия многолетней криолитозоны представляют значительный интерес для нефтяной промышленности из-за их потенциального воздействия на различные виды деятельности, включая развитие инфраструктуры, разведку ресурсов и рациональное природопользование. Нефтедобывающая отрасль активно развивается в местах многолетней криолитозоны, так как в таких регионах сосредоточены значительные разведанные запасы нефти и газа. Однако одним из важных факторов, который необходимо учитывать, являются выбросы радона-222 в этих районах. Один из аспектов, требующих особого внимания при добыче нефти в многолетней криолитозоне, связан с измерением плотности потока радона-222. Полученные данные исследований служат ценным инструментом для оценки потенциальных рисков и смягчения их воздействия. Длительное воздействие радона-222 может привести к повышенному риску развития раковых заболеваний у работников нефтедобывающей отрасли, особенно у тех, кто оказывается ближе к источникам радонового излучения. Радон-222 выделяется из-под земли и может проникать в здания, потенциально подвергая работников повышенному уровню радиации. В статье рассмотрены вопросы определения плотности потока радона-222 для обеспечения безопасных условий труда и охраны здоровья работников ООО «НК «Роснефть» - НТЦ».

Список литературы

1. Гулабянц Л.А., Заболотский Б.Ю. Плотность потока радона как критерий радоноопасности // АНРИ. – 2004. – № 3. – С. 16-20.

2. Микляев П.С. Закономерности миграции и эксхаляции радона из грунтов в атмосферу: дис. ... канд. геол.-минерал. наук. – М., 2002. - 176 с.

3. Микляев П.С., ПетроваТ.Б., Цапалов А.А. Принципы оценки потенциальной радоноопасности территорий // АНРИ. – 2008. – № 4. – С. 14–19.

4. Sources and Effects of Ionizing Radiation. V. 1: Sources. Annex B: Exposures from natural radiation sources / UNSCEAR. – New York: United Nations, 2000. – https://www.unscear.org/docs/publications/2000/UNSCEAR_2000_Annex-B.pdf5. Correlation between the spatial distribution of radon anomalies and fault activity in the northern margin of West Qinling Fault Zone, Central China / Li Chenhua, Su Hejun, Zhang Hui, Zhou Huiling // J. Radioanal Nucl. Chem. – 2016. – V. 308. – P. 679–686. - http://doi.org/10.1007/s10967-015-4504-8

6. Froňka A. Indoor and soil gas radon simultaneous measurements for the purpose of detail analysis of radon entry pathways into houses // Radiat. Prot. Dosim. – 2011. – № 145 (2 –3). – P. 117–122. - http://doi.org/10.1093/rpd/ncr052

7. Хорзова Л.И., Быкадорова О.А. Снижение эксхаляции дочерних продуктов радона из строительных материалов в воздух жилых помещений // Инженерный вестник Дона. – 2018. – № 1. – http://www.ivdon.ru/ru/magazine/archive/n1y2018/4787.

8. Сидякин П.А., Сидельникова О.П., Михнев И.П. Осуществление радоновой безопасности при строительстве зданий и сооружений // Экологическая безопасность и экономика городских и теплоэнергетических комплексов: Материалы международной научно-практической конференции. – Волгоград: Волгоградский государственный архитектурно-строительный университет, 1999. – C. 12–14.