В статье представлен метод автоматического выявления тектонических нарушений по данным сейсморазведки 3D с использованием глубокой сверточной нейронной сети на основе архитектуры UNet. Ключевой проблемой при применении методов искусственного интеллекта в сейсмической интерпретации является острый дефицит качественно размеченных обучающих данных, поскольку разметка разломов в сейсмических кубах субъективна, трудоемка и часто бывает неполной. Для решения этой задачи предложено использовать синтетически сгенерированные сейсмические модели, в которых геометрия и параметры разломов задаются точно и однозначно на этапе моделирования. Это позволяет создать масштабную и репрезентативную обучающую выборку, охватывающую разнообразные типы разломов и геологические условия. Для адаптации модели к полевым данным реализован механизм дообучения на ограниченном наборе сейсмических сечений, проинтерпретированных экспертами. Модифицированная многоуровневая архитектура сети обеспечивает высокую чувствительность к тонким и протяженным тектоническим нарушениям и формирует вероятностный куб разломов, отражающий степень уверенности модели. Практическое тестирование на данных ПАО «НК «Роснефть» подтвердило высокую эффективность подхода: после дообучения модели метрики качества выделения разломов увеличиваются, что повышает эффективность, объективность и воспроизводимость процесса интерпретации. Разработанный метод дает возможность специалистам-геофизикам сосредоточиться на анализе результатов, а не на рутинном выделении структур, и успешно применяется в различных тектонических условиях.

Список литературы

1. FaultSeg3D: Using synthetic data sets to train an end-to-end convolutional neural network for 3D seismic fault segmentation / X. Wu, L. Liang, Y. Shi, S. Fomel // Geophysics. – 2019. – Vol. 84. – No. 3. – P. IM35–IM45. – https://doi.org/10.1190/geo2018-0646.1

2. Fossen H. Structural geology. – Cambridge: Cambridge University Press, 2012. – 940 p.

3. Building realistic structure models to train convolutional neural networks for seismic structural interpretation / X. Wu, Z. Geng, Y. Shi [et al.] // Geophysics. – 2019. – V.  85. – No. 4. – P. 1–48. – https://doi.org/10.1190/geo2019-0375.1. – EDN: SAEGTE

4. Seismic Foundation Model (SFM): a new generation deep learning model in geophysics / H. Sheng, X. Wu, X. Si [et al.]. – 2023. – https://doi.org/10.48550/arXiv.2309.02791

5. A Survey on Masked Autoencoder for Self-supervised Learning in Vision and Beyond / Zhang C.N., Zhang C.S., Song J. [et al.]. – 2022. – https://doi.org/10.48550/arXiv.2208.00173

В статье представлены результаты опытно-промысловых испытаний по применению эксцентричных калибраторов диаметром 118, 126 и 152,4 мм в составе секции стальных бурильных труб при заканчивании горизонтальных участков новых и реконструируемых скважин на месторождениях АО «Оренбургнефть». Данные работы проводились в рамках решения стратегической задачи ПАО «НК «Роснефть» по увеличению коммерческой скорости бурения добывающих скважин. Показано, что экспертная работа специалистов ПАО «НК «Роснефть» позволила решить сложную производственную задачу по совершенствованию подготовки горизонтальных участков стволов скважин при заканчивании методом спуска хвостовиков с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Данное технико-технологическое решение обеспечило существенное снижение временных затрат АО «Оренбургнефть» на длительные проработки горизонтальных стволов новых и реконструируемых скважин перед спуском хвостовиков с проведением МГРП. С применением программного комплекса для инженерных расчетов в бурении авторами статьи выполнено моделирование технологических операций по заканчиванию скважин с эксцентричными калибраторами в составе компоновки стальных бурильных труб, что дало возможность определить калибровочные коэффициенты трения в обсадной колонне и открытом стволе. Представлены экономические показатели сокращения производственного времени на подготовку горизонтальных стволов скважин на месторождениях АО «Оренбургнефть», проанализированы возможные риски применения данной технологии для последующего тиражирования полученного опыта при заканчивании хвостовиками с проведением МГРП горизонтальных участков в аналогичных горно-геологических условиях.

Список литературы

1. Гержберг Ю.М. Технология бурения ствола под спуск жестких обсадных колонн с применением эксцентричных устройств // Инженер-нефтяник. – 2009. – № 4. – С. 13–17. – EDN: KXAHWR

2. Оптимизация сроков строительства скважин за счет применения эксцентричных калибраторов / М.Ф. Салахов, Р.И. Давлетов, А.П. Алексашев, Э.Р. Зинатуллина // Инжиниринг строительства и реконструкции скважин. Тезисы докладов научно-технической конференции. – Самара: ООО «СамараНИПИнефть», 2022. – С. 64–64. – EDN: AGLHBF

3. Сундеев С.Ю. Применение эксцентричного калибратора-расширителя при строительстве горизонтальных скважин // Комплексный инжиниринг в нефтегазодобыче: опыт, инновации, развитие АО «Гипровостокнефть»: Материалы шестой международной научно-практической конференции. – Самара, 2024.

В статье приводится сравнительный анализ параллельных процессов по добыче углеводородного сырья (УВС) и подземных вод для поддержания пластового давления (ППД), взаимосвязь между которыми очевидна для недропользователей, но имеет существенные отличия в нормативном регулировании. Совершенствование законодательства для сближения данных процессов с минимизацией рисков недропользователей является целью данной публикации. В статье приводятся описание и анализ влияния факторов, обусловливающих рост потребности в объемах добычи подземных вод для целей ППД, либо в объемах размещения попутных вод при разработке месторождений УВС, сверх утвержденных в производственно-технической документации. Представленные факторы имеют непосредственное влияние на инфраструктурные решения при обеспечении целевого уровня рентабельности разработки месторождений УВС. Сопоставлена этапность циклов работ, включающих подготовку проектной документации на геологическое изучение недр, подсчет запасов и создание проектно-технологического документа на разработку месторождений УВС и на подземные воды в разрезе сроков и специфики изучаемых объектов, а также принципиальные подходы к формированию и эксплуатации фонда скважин. На основании глубокого понимания процессов разработки месторождений ПАО «НК «Роснефть» сформированы инновационные предложения по совершенствованию нормативно-правовой базы в части разведки и эксплуатации подземных водных объектов при освоении нефтяных месторождений, направленные на формирование стабильной и безопасной системы технологического водоснабжения, что подтверждает высокий уровень экспертизы компании в области гидрогеологии.

Список литературы

1. Приказ Минприроды России от 14.06.2016 г. № 356 (ред. от 07.08.2020 г.) «Об утверждении Правил разработки месторождений углеводородного сырья».

2. Постановление Правительства от 01.03.2023 г. № 335 «О государственной экспертизе запасов полезных ископаемых и подземных вод, геологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, об определении размера и порядка взимания платы за ее проведение».

3. Постановление Правительства РФ от 16.04.2022 г. № 674 «Правила проведения экспертизы проектной документации на осуществление регионального геологического изучения недр, геологического изучения недр, включая поиски и оценку месторождений полезных ископаемых, разведки месторождений полезных ископаемых и размера платы за ее проведение и о внесении изменения в перечень нормативных правовых актов и групп нормативных правовых актов федеральных органов исполнительной власти, правовых актов, отдельных положений правовых актов, групп правовых актов исполнительных и распорядительных органов государственной власти РСФСР и Союза ССР, решений Государственной комиссии по радиочастотам, содержащих обязательные требования, в отношении которых не применяются положения частей 1, 2 и 3 ст. 15 Федерального закона «Об обязательных требованиях в Российской Федерации».

4. Постановление Правительства от 30.11.2021 г. РФ № 2127 «О порядке подготовки, согласования и утверждения технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых, технических проектов строительства и эксплуатации подземных сооружений, технических проектов ликвидации и консервации горных выработок, буровых скважин и иных сооружений, связанных с пользованием недрами, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами».

5. Приказ Министерства природных ресурсов РФ от 14.06.2016 г. № 352 Правила подготовки проектной документации на проведение геологического изучения недр и разведки месторождений полезных ископаемых по видам полезных ископаемых.

Существующие методы определения обводненности продукции скважин имеют ограничения применимости в условиях зрелых месторождений, что создает необходимость разработки нового подхода, который бы сочетал доступность, простоту и высокую точность измерений. В статье рассматривается влияние внедрения усовершенствованной методики измерения обводненности на текущее состояние разработки Самотлорского месторождения. Отличием предлагаемого решения относительно традиционного подхода является то, что отбор пробы осуществляется в мерную стеклянную колбу 2-2000-2 по ГОСТ 1770, в которой затем проводятся термостатирование, отстаивание, и далее рассчитываются объем отделившейся воды и объем нефти. Предлагаемое решение, основанное на использовании двухлитровых колб, позволило повысить точность определения обводненности скважин с высокой долей воды и оценить истинную рентабельность скважин с последующей остановкой высокообводненного фонда. С целью исключения разбалансировки системы разработки и сохранения баланса добычи и закачки при остановке скважин применен системный подход, включающий анализ взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин и оценку эффективности закачки. Остановка 939 нерентабельных добывающих скважин и 247 неэффективных нагнетательных скважин дала возможность увеличить парковый коэффициент (добычи нефти) с 0,77 до 0,98, снизить загрузку инфраструктуры на 27 % и давление в системе нефтесборов (линейное) на 0,35 МПа, восстановить потенциал по пластовому давлению. Мониторинг результатов реализованных мероприятий подтвердил эффективность предложенного подхода.

Список литературы

1. Популова Т.П. Выявление причин снижения дебита нефти за счет роста обводненности на зрелом месторождении // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2024. – Вып. 6 (152). – С. 42–58. – https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2024-6-42-58. – EDN: QHJXYK.

2. Повышение точности измерения обводненности скважинной продукции / Р.Г. Гилаев, А.В. Дорофеев, А.В. Степанов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2024. – № 8. – C. 158–161. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-8-158-161. – EDN: DAPTBU

3. ГОСТ 31873-2012. Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора проб.

4. URL: https://saprd.ru/upload/files/2017-34745-12-1.pdf

5. Гречко А.Г., Новиков А.И. Обзор подводных многофазных расходомеров // Газовая промышленность. – 2019. – № S1 (782). – С. 71-78. – EDN: VTOGHP

6. Kim J. Capacitive Sensors for Water Cut Measurement // Sensors and Actuators A // Physical. – 2017. – V. 260. – Р. 12–18.

7. Taylor R. Cost Analysis of Flow Measurement Equipment // Energy Economics. – 2021. – V. 45. – P. 67–75.

8. Zhang Y. Ultrasonic Flow Measurement in Aggressive Fluids // Ultrasonic. – 2019. – V. 91. – P. 123–130.

Прогнозирование рисков возникновения аномально высокого пластового давления при бурении новых скважин и боковых стволов методологически базируется на комплексном анализе информации, полученной в процессе гидродинамического моделирования, промыслово-геофизических исследований, а также на интеграции смежных геолого-технологических данных. Этот подход применим при наличии большого объема достоверных данных. При низком охвате исследованиями или их отсутствии в проблемных участках прогнозирование высоких давлений в зонах уплотняющего бурения становится затруднительным. Для повышения достоверности построения карт изобар в рамках задач определения пластового давления в зонах бурения скважин проводилось комплексирование результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований (классических и «малозатратных»), интерпретированных в программном комплексе (ПК) «РН-ВЕГА», и их интегрирование в 3D секторную фильтрационную модель в ПК «РН-КИМ». Для оценки высоких давлений в транзитных пластах дополнительно учитывались технологические параметры, полученные при бурении скважин, включая плотности бурового раствора в момент проходки определенного интервала, прямые замеры избыточного давления после перфорирования невскрытых интервалов перед ликвидацией скважин, результаты моделирования роста трещин автогидроразрыва пласта в высоту в ПК «РН-СИГМА». Объединение всех промысловых данных в единую цифровую систему на основе 3D фильтрационной модели в ПК «РН-КИМ» позволило получить карты изобар целевых и транзитных пластов, которые используются при планировании уплотняющего бурения скважин.

Cписок литературы

1. Иламанов Т., Аннамырадов Б., Мырадова Г. Прогнозирование аномально-высоких пластовых давлений в миоценовых отложениях гогерендаг-экеремской зоны юго-западного Туркменистана // Международный научный журнал «Символ науки». – 2024. – № 3-1-2. – С. 13–16. – EDN: FSWQCF

2. Кулиев Г.Г., Агаев Х.Б. Прогнозирование аномально высоких пластовых давлений по упругим параметрам среды Южно-Каспийской впадины // AAPG. – 2010. – https://doi.org/10.13140/RG.2.2.13900.46724

3. Тлеулиев Р.М. Комплекс исследований, необходимых для выделения зон осложнений, связанных с АВПД // Геология, география и глобальная энергия. – 2010. – № 3(38). – С. 183–185. – EDN: MWIMUP

4. Пат. № 2342526 РФ. МПК E21B 47/06, E21B 45/00. Способ раннего распознавания зон аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в процессе бурения / Е.Т. Струговец: № 2007100607/03; заявл. 09.01.2007 г.; опубл. 27.12.2008 г.

5. Трофимчук А.С., Хабибуллин Г.И. Исследование и прогноз аномально высокого пластового давления на Приразломном нефтяном месторождении // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – № 1. – С. 22–24. – EDN: VQURWN

6. Орехов А.Н., Амани Мангуа Марк М. Изучение зон аномального пластового давления с помощью анализа атрибутов сейсмических полей на примере месторождений Западной Сибири // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2020. – Т. 331. – № 5. – С. 46–56. – https://doi.org/10.18799/24131830/2020/5/2635. – EDN: FZYJEV

7. Комплексирование результатов гидродинамических исследований и геомеханико-гидродинамического моделирования для прогнозирования зон аномально высокого пластового давления / Д.С. Иващенко, Ю.О. Бобренева, И.Р. Гимранов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 66–70. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-6-66-70. – EDN: RTQLFU

8. Опыт гидродинамического моделирования и обобщение результатов промысловых исследований развития трещин автоГРП в нагнетательных скважинах при рядной системе разработки / Г.Ф. Асалхузина, А.А. Мирзаянов, А.Р. Бикметова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 7. – С. 46–50. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-7-46-50. – EDN: ASFUTJ

9. Давлетова А.Р., Федоров А.И., Щутский Г.А. Анализ риска самопроизвольного роста трещины гидроразрыва пласта в вертикальном направлении // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 50–53. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-6-50-53. – EDN: ZBGDJA

10. Гидродинамические исследования скважин в низкопроницаемых коллекторах / А.Я. Давлетбаев, Г.Ф. Асалхузина, Р.Р. Уразов, В.В. Сарапулова // Новосибирск: ООО «ДОМ МИРА», 2023. – 176 с.

11. Апробация подхода по оценке текущего пластового давления при анализе динамических данных эксплуатации скважин / Г.Ф. Асалхузина, А.Я. Давлетбаев, Т.Р. Салахов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 10. – С. 30–33. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-10-30-33. – EDN: GRXTRX

12. Численное исследование самопроизвольного развития трещины автоГРП в нагнетательной скважине / М.Р. Губайдуллин, А.Я. Давлетбаев, В.А. Штинов [и др.] // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. – 2022. – № 4 (108). – C. 47–59. – https://doi.org/10.24412/1728-5283-2022-4-47-59. –

EDN: ECSMZY

13. Определение динамики пластового давления в низкопроницаемых коллекторах на основе мультискважинной деконволюции / Р.Р. Уразов, О.В. Ахметова, А.Я. Давлетбаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 4. – С. 93–97. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-4-93-97. – EDN: GZXPFW

14. Программный комплекс «РН-ВЕГА» для анализа и интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин / В.В. Сарапулова, А.Я. Давлетбаев, А.Ф. Кунафин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 12. – С. 124–129. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-124-129. – EDN: OWEIMJ

15. Туленков С.В., Широков А.С., Грандов Д.В. Определение допустимой репрессии на пласт HX-I Сузунского месторождения для предотвращения образования и роста трещин автоГРП // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 8. – С. 42–46. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-8-42-46. – EDN: QBGRUM

Гидроразрыв пласта (ГРП) представляет собой технологический процесс, обеспечивающий повышение продуктивности скважин при разработке низкопроницаемых коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами. Современные тенденции в нефтегазовой отрасли характеризуются увеличением протяженности горизонтальных участков скважин, расширением масштабов применения многостадийных операций ГРП и повышением удельной массы расклинивающего агента на каждую стадию ГРП. При этом обеспечение нефтедобывающих предприятий расклинивающими материалами в сочетании с технико-экономической оптимизацией затрат на реализацию ГРП является критически важным фактором для поддержания рентабельности добычи углеводородов. Одним из возможных направлений снижения производственных затрат является частичная замена керамического проппанта на альтернативные расклинивающие материалы, включая кварцевый песок. Однако данная замена требует комплексного анализа ряда параметров, охватывающих как физико-механические свойства частиц (прочность, твердость), так и фильтрационные характеристики (проницаемость). Особое внимание в этом контексте уделяется изучению абразивности песчаных материалов, которая напрямую влияет на интенсивность износа внутрискважинного оборудования и оборудования флота ГРП. Целью работы является проведение сравнительного анализа абразивных свойств расклинивающих агентов на сконструированной экспериментальной установке, позволяющей в лабораторных условиях моделировать процессы абразивного износа линий высокого давления флота ГРП, а также описание технических решений для проведения данного эксперимента.

Список литературы

1. Совершенствование метода оценки эффективности технологии гидравлического разрыва пласта на основе анализа технологических параметров работы скважин / И.Р. Сафиуллин, А.А. Рахматуллин, Р.Х. Гильманова [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2022. – № 2 (362). – С. 56-59. – https://doi.org/10.33285/2413-5011-2022-2(362)-56-59. – EDN: KOKJTR

2. Инновационные технологии разработки низкопроницаемых коллекторов в ПАО «НК «Роснефть» / А.В. Мирошниченко, А.В. Сергейчев, В.А. Коротовских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – С. 105-109. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-12-105-109. – EDN: AHTYGG

3. ASTM Standard G76. Standard Test Method for Conducting Erosion Tests by Solid Particle Impingement Using Gas Jets. – ASTM International, West Conshohocken, PA, 2018. – https://doi.org/10.1520/G0076-18

4. ASTM Standard G73. Standard Test Method for Liquid Impingement Erosion Using Rotating Apparatus. – ASTM International, West Conshohocken, PA, 2021. – https://doi.org/10.1520/G0073-10R21

5. ASTM Standard G134. Standard Test Method for Erosion of Solid Materials by Cavitating Liquid Jet. – ASTM International, West Conshohocken, PA, 2023. – https://doi.org/10.1520/G0134-17R23

6. ASTM Standard G75. Standard Test Method for Determination of Slurry Abrasivity (Miller Number) and Slurry Abrasion Response of Materials (SAR Number). – ASTM International, West Conshohocken, PA, 2021. – https://doi.org/10.1520/G0075-15R21

7. Rosenberg S.J. The Resistance of Steels to Abrasion by Sand // Bureau of Standards Journal of Research. – 1930. – V. 5. – No. 3. – P. 553–574. – https://nvlpubs.nist.gov/nistpubs/jres/5/jresv5n3p553_A2b.pdf

8. Инновационные дизайны ГРП и рекомендации по выводу скважин на режим в условиях сверхнизкопроницаемых коллекторов на примере Эргинского ЛУ Приобского месторождения / А.М. Садыков, Д.Ю. Капишев, С.А. Ерастов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 7 (92). – С. 80-85. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-7-80-85. – EDN: FIBWZR

9. Erosion by Proppant: A Comparison of the Erosivity of Sand and Ceramic Proppants During Slurry Injection and Flowback of Proppant / M.C. Vincent, H.B. Miller,

D. Milton-Tayler, P.B. Kaufman // SPE-90604-MS. – 2004. – https://doi.org/10.2118/90604-MS

10. Clark H.M. The influence of the flow field in slurry erosion // Wear. – 1992. – V. 152. – No. 2. – P. 223–240. – https://doi.org/10.1016/0043-1648(92)90122-o

ПАО «НК «Роснефть» с 2013 г. ведет освоение низкопроницаемого газоконденсатного месторождения в Ямало-Ненецком автономном округе. Разработка низкопроницаемых коллекторов в настоящее время рентабельна только за счет применения технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП). При наличии аномально высокого пластового давления разработка низкопроницаемых коллекторов усложняется, проницаемость и проводимость создаваемой трещины уменьшаются, а вдавливаемость проппанта увеличивается по сравнению с аналогичным низкопроницаемым коллектором, не имеющим аномально высокого пластового давления. Это вызывает необходимость проведения вторичного ГРП в условиях изменившегося пластового давления. Существует большое число методик и инструментов, позволяющих подобрать скважины-кандидаты для проведения геолого-технических мероприятий, в том числе ГРП, разработано и внедрено наукоемкое программное обеспечение, которое дает возможность моделировать дизайн ГРП, внедряются цифровые сервисы по планированию, подготовке и проведению ГРП. Значительное внимание в ПАО НК «Роснефть» уделяется дальнейшему совершенствованию процессов планирования и применения технологии ГРП. В статье рассматривается подход к определению оптимального времени проведения повторного ГРП в низкопроницаемых интервалах, что позволяет увеличить его эффективность. На примере фактических данных скважины, эксплуатирующей низкопроницаемый объект с аномально высоким пластовым давлением, рассчитано оптимальное время проведения повторного ГРП.

Список литературы

1. Харламова Д.И., Харламов К.А., Ганиев Ш.Р. Создание смарт-инструмента для оперативной оценки эффективности системы разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 7. – С. 116–120. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-116-120. – EDN: LBSUMK

2. Особенности разработки низкопроницаемых терригенных коллекторов Горшковской площади Приобского месторождения / А.А. Кашапов, М.М. Кулушев, И.И. Родионова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 4. – С. 72–75. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-4-72-75. – EDN: YUPNLO

3. Анализ эффективности геолого-технических мероприятий / Р.Р. Рамазанов, К.А. Харламов, И.И. Летко, Р.А. Марценюк // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 6. – С. 62–65. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-6-62-65. – EDN: ZCYWLY

4. Подбор скважин-кандидатов для проведения гидроразрыва пласта на основе математического моделирования с использованием методов машинного обучения / А.Ф. Азбуханов, И.В. Костригин, К.А. Бондаренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 38–43. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-38-42. – EDN: COEFTP

5. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта: от математической модели к программной реализации / А.В. Аксаков, О.С. Борщук, И.С. Желтова

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 35–40. – EDN: WZJJXL

6. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта «РН-ГРИД»: от программной реализации к промышленному внедрению / А.А. Ахтямов, Г.А. Макеев, К.Н. Байдюков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 5. – С. 94–97. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-5-94-97. – EDN: XNSWYH

7. Цифровизация процессов подготовки и проведения гидроразрыва пласта / Ю.А. Питюк, И.Ш. Закирьянов, Н.А. Махота [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 47–52. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-47-52. – EDN: FQVBJZ

8. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 236 с. – EDN: OWBUKA

В статье проанализировано применение установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) габарита 2А в ПАО «НК «Роснефть» при эксплуатации горизонтальных скважин и скважин с боковыми стволами. Использование малогабаритных УЭЦН актуально при сужении проходного сечения скважин при различных геолого-физических, технологических решениях и осложнениях. К целевым направлениям применения УЭЦН габарита 2А относятся обеспечение прироста добычи нефти за счет возможности эксплуатации глубиннонасосного оборудования в боковых и горизонтальных стволах скважин, повышение эффективности эксплуатации скважин с малым диаметром эксплуатационной колонны, перевод их в категорию рентабельных. Расчеты на месторождениях одного из обществ Группы ПАО «НК «Роснефть» показали возможность увеличения глубины спуска УЭЦН габарита 2А, потенциального снижения забойного давления и соответствующего прироста дебита нефти. Выявлены основные технические ограничения и особенности эксплуатации УЭЦН 2А, которые определяются углом наклона, интенсивностью набора кривизны скважины, скоростью вращения вала, а также условиями, влияющими на надежность оборудования. Результаты анализа и разработанные инженерные решения совместно с оценкой потенциального прироста добычи создают основу для повышения технологической эффективности добычи нефти из горизонтальных скважин и скважин с боковыми стволами и совершенствования регламентов эксплуатации и Единых технических требований ПАО «НК «Роснефть».

Список литературы

1. Слепченко С.Д. Инновации для Самотлора // Нефтегазовая вертикаль. – 2015. – № 11. – С. 14–16.

2. Development and Application of Small ESP’S for Efficient Development of Remaining Reserves in Poorly Drained Parts of Reservoirs of Samotlor Field / B. Akopyan, S. Svidersky, E. Liron [et al.] // SPE-162006-MS. – 2012. – https://doi.org/10.2118/162006-MS. – EDN: RGCBPN

3. Alghamdi A., Rivera L., Leon J. Advancements in Slim Deep-Set ESP Packers and High Rate Slim ESP Technology // International Petroleum Technology Conference. – 2023. – V. 3. – https://doi.org/10.2523/IPTC-22785-EA

4. Ultra Slim ESP – Extending ESP Application / S. Nesterov, E. Zamesin, V. Repin [et al.] // SPE-221534-MS. – 2024. – https://doi.org/10.2118/221534-MS

5. Чмутов Д.П. Анализ эффективности применения мультифазных секций для борьбы с влиянием газа на стабильную работу УЭЦН малых

габаритов (2А, 3) // Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса: материалы Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и ученых, посвященной 35-летию филиала ТИУ в г. Нижневартовске, Нижневартовск, 28 апреля 2016 года. – Нижневартовск: Тюменский индустриальный университет, 2016. – С. 118-124. – EDN: YHXNGV

6. О влиянии вязкости перекачиваемой жидкости на комплексную характеристику малогабаритных ступеней установок электроцентробежных насосов с открытыми рабочими колесами / А.В. Деговцов, Н.Н. Соколов, А.В. Ивановский [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2018. – № 1–2. – С. 54–60. – EDN: YSDAWV

7. 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. – EDN: FVQGFH

8. Анализ влияния эксплуатационных параметров и режимов работы добывающих скважин на надежность установок электроцентробежных насосов /

М.И. Кузьмин, В.С. Вербицкий, Р.А. Хабибуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 12. – С. 106–111. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-12-106-111. – EDN: VZWZDF

9. Якимов С.Б. Индекс агрессивности выносимых частиц на месторождениях ТНК-ВР в Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 9. – С. 33–39. – EDN: JUEFVZ

Проблемы подготовки нефти можно назвать парадоксом, поскольку причины их возникновения известны, тем не менее окончательно они не решены и продолжают осложнять процесс подготовки нефти практически на каждом объекте. Хорошо известно о кислотных эмульсиях, образующихся при контакте с кислотными составами, влиянии полимеров и механических примесей различного происхождения на стабилизацию эмульсии, но, несмотря на это, типовых технологических решений по снижению влияния данных факторов так и не выработано. Не существует также единого подхода к оценке степени осложненности эмульсией систем сбора, транспорта и подготовки нефти. В рамках мониторинга текущего состояния системы сбора и подготовки нефти месторождений выполняются многочисленные исследования флюидов. Большой массив показателей качества нефти и воды, собранных за длительный период времени, может быть конструктивно использован при правильной систематизации, а также визуализации. Для организации эффективной обработки результатов анализа флюидов предложен новый инструмент – эмульсионная карта. В статье приведены результаты инжиниринга и лабораторных исследований, которые являются основой формирования «эмульсионной карты». Проведена оценка степени эмульсионной осложненности системы подготовки нефти, выявлены проблемные участки и предложены пути их оптимизации на примере Гремихинского месторождения ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова. Эмульсионная карта как диагностический инструмент имеет высокий потенциал применения на промысловых объектах нефтедобывающих компаний и может быть адаптирована под условия конкретных нефтяных месторождений.

Список литературы

1. Исследование причин образования трудноразрушимых эмульсий на объектах подготовки ООО «ИНК» / Б.Р. Гильмутдинов, А.Е. Фоломеев, И.П. Лебедева [и др.] // XI Международная (XIX Всероссийская) научно-практическая конференция «Нефтепромысловая химия», Москва, 2024. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2024. – С. 102–104. – EDN: TDNGKT

2. Заббаров Р.Р., Хуснутдинов И.Ш., Ханова А.Г. Разрушение высокоустойчивых эмульсий комбинированным методом // Вестник Казанского технологического университета. – 2011. – № 9. – С. 222–223. – EDN: NUQMAD.

3. Тюгаева Е.С., Доломатов М.Ю. Причины образования устойчивых нефтяных эмульсий и способы их разрушения // Universum: технические науки. – 2017. – № 4 (37). – С. 64–69. – EDN: YLMFGL

4. Сатторов М.О. Роль механических примесей и сульфида железа в устойчивости местных водонефтяных эмульсий // Молодой ученый. – 2015. –

№ 12 (92). – С. 284–286. – EDN: TXLWCH

5. Цыганов Д.Г., Башкирцева Н.Ю. Исследование состава и свойств промежуточного эмульсионного слоя на УПСВ «Каменное» // Вестник Казанского технологического университета. – 2014. – Т. 17. – № 10. – С. 212–215. – EDN: SGIXVN

6. Колеватов А.Н., Фот К.С., Барышев Н.А. О солюбилизационном эффекте как ключевом факторе при кустовом сбросе попутно-добываемой воды //

PROнефть. Профессионально о нефти. – 2024. – № 2. – С. 75–83. – EDN: IVWCEN

На основании требований, сформулированных ранее в публикациях, посвященных вопросу формирования современной системы безопасности третьего поколения на производстве, разработана ее структура, включающая пять основных элементов: № 1 «Модель», № 2 «Контроль», № 3 «Мониторинг и прогноз», № 4 «Действие» и № 5 «Культура». Разрабатываемая в настоящее время система безопасности третьего поколения имеет преемственность по отношению к предыдущим системам поколений «0», «1» и «2», основанным на естественных инстинктах самосохранения работников, надзорном и предписывающем регулировании, оценке, анализе и управлении рисками. Цель создания системы третьего поколения – устранить имеющиеся в предшествующих системах пробелы, из-за которых полное исключение (недопущение) тяжелого и смертельного травматизма персонала и третьих лиц на производстве, а также аварий на производственных объектах крайне проблематично и/или требует значительных дополнительных затрат на материалы, оборудование и привлечение дополнительного квалифицированного персонала. Основные элементы системы определены на основании анализа общедоступных статистических данных о причинах травматизма и аварийности, а также по результатам проведенных специалистами ПАО «НК «Роснефть» внутренних расследований происшествий и изучения эффективности мер по обеспечению безопасности на производстве. В результате проведенной работы сформулированы основные функции элементов системы безопасности третьего поколения на производстве.

Список литературы

1. Черноплеков А.Н. Управление рисками безопасности химических производств // Проблемы анализа риска. – 2024. – Т. 21. – № 6. – С. 10–39.

2. Анфимов М.В., Диас М.А., Сивоконь И.С. Системы управления безопасностью на производстве // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 9. – С. 118–124. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-9-118-124. – EDN: ZEIGNE

3. Генри Н. Организация как система. Принципы построения устойчивого бизнеса Эдвардса Деминга. – М.: Альпина Паблишер, 2011. – 370 с.

4. A Guide to the Project Management Body of Knowledge (PMBOK® Guide). – Project Management Institute, 2000. – https://pagesperso.g-scop.grenoble-inp.fr/~tollenam/best/PMBOK.PDF

5. Bow Ties in Risk Management: A Concept Book for Process Safety. – Center for Chemical Process Safety, 2018. – 224 p.

6. Reason J.T. The Contribution of Latent Human Failures to the Breakdown of Complex Systems // Philosophical Transactions of the Royal Society. – 1990. – series B.327. – Р. 475–484. – https://doi.org/10.1098/rstb.1990.0090

7. Сивоконь И.С., Анфимов М.В., Андреева Г.В. Расследование происшествий на производстве. – М.-Вологда: Инфра-Инженерия, 2024. – 254 с.

8. Sklet S. Safety barriers: Definition, classification, and performance // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. – 2006. – V. 19. – P. 494–506. – https://doi.org/10.1016/j.jlp.2005.12.004

9. Ахметова А.М., Хомякова В.С. Анализ причин производственного травматизма в отдельных отраслях промышленности. – Екатеринбург: Уральский государственный аграрный университет, 2020. – https://min.urgau.ru/images/2022/10-2022/38-10-2022.pdf

10. Уровень травматизма продолжает снижаться. – https://srg-eco.ru/news/uroven-travmatizma-v-rossii-prodolzhaet-snizhatsya/

11. Performance of European cross country oil pipelines. Statistical summary of reported spillages in 2023 and since 1971. – Report no. 8/25. – Concawe Brussels,

July 2025. – https://www.concawe.eu/wp-content/uploads/Rpt_25-8.pdf

12. Gas Pipeline Incidents. 12th Report of the European Gas Pipeline Incident Data Group. Doc. Number VA 23.0304, September 2023. – https://www.egig.eu/reports/$60/$178

13. UKOPA/RP/24/001. Product loss incidents and faults report (1962–2022). Edition 1, November 2024. – https://ukopa.co.uk/document/ukopa-pipeline-fault-database/

14. Recommended Practice 754. Process safety performance indicators for the refining and petrochemical industries. – https://www.api.org/oil-and-natural-gas/health-and-safety/refinery-and-plant-safety/process-safety/p...

15. Сивоконь И.С., Кулагин В.А., Анфимов М.В. Методология формирования целевых программ по предотвращению крупных происшествий на производстве // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 102–106. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-2-102-105. – EDN: XDWZBU

16. Hart C. Stuck on a plateau: A common problem, workshop paper, paper prepared for the national academy of engineering program office accident precursors

project. – Washington: D.C., 2003.

17. Комплексный мониторинг и управление производственными процессами и контроль промышленной и экологической безопасности опасных производственных объектов. Ч. 1. Экологические риски в промышленности. Подходы к минимизации рисков / В.Б. Артемьев, Ю.Ф. Руденко. С.Е. Левин [и др.] // Уголь. – 2024. – № 4. – С. 63–69. – https://doi.org/10.18796/0041-5790-2024-4-63-69. – EDN: SVOHLY

18. Комплексный мониторинг и управление производственными процессами и контроль промышленной и экологической безопасности опасных производственных объектов. Ч. 2. Цель, задачи и подходы к реализации риск-ориентированного мониторинга промышленной и экологической безопасности /

В.Б. Артемьев, Ю.Ф. Руденко. С.Е. Левин [и др.] // Уголь. – 2024. – № 8. – С. 95–101. – https://doi.org/10.18796/0041-5790-2024-8-95-101. – EDN: IIETXJ

19. ExxonMobil. Operations integrity management system. – https://corporate.exxonmobil.com/who-we-are/technology-and-collaborations/energy-technologies/risk-m...

20. Phillips 66. Health, safety and environmental management system. – https://phillips66.widen.net/s/tfv7cfvqmm/hse-policy

В настоящее время использование классических подходов для выделения коллекторов в толще баженовской свиты по данным геофизических исследований скважин (ГИС) является актуальной и трудоемкой задачей. Основная проблема заключается в отсутствии на постоянной основе прямых качественных признаков на диаграммах ГИС, свидетельствующих о проникновении фильтрата бурового раствора в стенки скважины. В связи с этим, для выделения эффективных толщин по ГИС в интервале баженовской свиты приходится прибегать к различным граничным количественным критериям, таким как пористость, глинистость, содержание органического вещества (ОВ), механические свойства (хрупкость) пород. Прогноз пористости в интервале баженовской свиты выполняется с помощью целого ряда методов ГИС. Принимая во внимание высокую литологическую неоднородность рассматриваемых пород, а также вариативность свойств содержащегося в породе ОВ, детальный учет влияния этих факторов на оценку пористости по данным стандартного каротажа (плотностного, нейтронного и акустического) является весьма затруднительным. Для повышения достоверности прогноза пористости логичным выглядит привлечение данных ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) как наиболее независимого от геологической обстановки метода. В то же время, полученные методом ЯМК значения пористости необходимо подвергать контролю путем их сопоставления сопоставления с пористостью, определенной по результатам лабораторных исследований керна, что является нетривиальной задачей с учетом изменений, которые претерпевает керн баженовской свиты при отборе и подъеме из скважины на поверхность.

Список литературы

1. Насыщенность пород баженовской свиты / А.В. Глотов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. – С. 28–33. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-3-28-33. – EDN: SJDUOK

2. Нескоромных В.В. Разрушение горных пород при проведении геологоразведочных работ. – Красноярск: Сибирский Федеральный университет, 2015. – 396 с. – EDN: TRWINZ

Терригенная толща девона, в частности пашийский горизонт месторождений Республики Башкортостан, долгое время остается основным комплексом нефтедобычи, что представляет значительный интерес для ПАО «НК «Роснефть». Однако даже при его высокой изученности остаются краевые участки структур и разведочные площади, слабо охваченные поисковым и разведочным бурением, которые могут представлять интерес для исследований. В данной публикации обобщены результаты применения классификации коллекторов отложений терригенного девона, что актуально при оценке потенциала новых месторождений и оптимизации разработки существующих. В статье приводится современное представление о типизированной петрофизической модели отложений терригенного девона на территории Республики Башкортостан. Модель способствует повышению эффективности разработки исследуемого объекта и используется ПАО «НК «Роснефть» для повышения точности оценки запасов и проектирования разработки месторождений. Она учитывает структурные особенности и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) как чистых, так и глинистых коллекторов, что позволяет разработать более совершенные зависимости для определения нефтегазонасыщения продуктивных пластов. Сопоставление фактических ФЕС пород месторождения Т с результатами петрофизической типизации отложений терригенного девона показало, что использование полученных зависимостей при пересчете запасов может привести к их увеличению и повышению точности прогноза фильтрационных свойств коллекторов. Для ПАО «НК «Роснефть» это имеет большое значение при разработке зрелых месторождений. Предложенные методические подходы могут использоваться для месторождений с аналогичными геологическими условиями как в Башкортостане, так и в других регионах.

Список литературы

1. Котяхов Ф.И. Комплекс исследований нефтегазоносных пород для подсчета запасов нефти и газа объемным методом // Вопросы совершенствования методики подсчета запасов нефти и газа. – М.: ВНИИОЭНГ, 1972. – С. 35–54.

2. Опытно-методические работы по совершенствованию интерпретации результатов скважинных измерений в разведочных скважинах Башкирии

(ОМП № 22/83, 1983-84 гг.) / Ф.Г. Загидуллина [и др.]. – Уфа, 1984. – 187 с.

3. Опытно-методические работы по совершенствованию интерпретации результатов скважинных измерений в разведочных скважинах Башкирии

(ОМП 22/87) / Ф.Г. Загидуллина [и др.]. Уфа, 1988. – 182 с.

4. Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. – М.: Недра, 1966. – 206 с.

5. Ларионов В.В., Манчева Н.В. Оценка по данным радиометрии скважин коэффициентов пористости заглинизированных коллекторов // Тр. МИНХиГП. – 1969. – Вып. 89. – С. 139-146.

6. Конюхов А.И., Котельников Д.Д. Глинистые минералы осадочных пород. – М.: Недра, 1986. – 247 с.

7. Теодорович Г.И. Аутигенные минералы осадочных пород. – М.: Изд-во АН СССР, 1958. – 226 с.

8. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. – М: Недра, 1969. – 368 с.

9. Дементьев Л.Ф., Иванова М.М., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. – М: Недра, 1985. – 423 с.

10. Данилова Т.Е. Терригенные породы девона и нижнего карбона: атлас пород основных нефтеносных горизонтов палеозоя РТ. – Казань: Плутон, 2008. – 437 с. – EDN: QKJWPR

11. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана / К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин. – Уфа: РИЦ АНК Башнефть, 1997. – 422 с.

12. Булгаков Р.Б. Территориальное районирование петрофизических связей продуктивных палеозойских отложений. – Уфа: РИЦ Башнефтегеофизика, 2007. – 250 с.

13. Ованесов Г.П. Формирование залежей нефти и газа в Башкирии, их классификация и методы поисков. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 295 с.

14. Классификация коллекторов по петрофизическим параметрам отложений терригенной толщи девона платформенной части Республики Башкортостан» / А.М. Хусаинова, А.А. Губайдуллина, Т.В. Бурикова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 4. – С. 22–25. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-4-22-25. – EDN: YWTTZR

В последнее время в специальной литературе большое внимание уделяется комплексному изучению данных сейсморазведочных работ, материалов бурения и геофизических исследований скважин с использованием различных методических подходов. Выполняются масштабные работы по изучению особенностей геологического строения продуктивных отложений и созданию на их основе детальных палеофациальных моделей залежей углеводородов. Повышенные требования предъявляются и к оценке начальных геологических запасов углеводородов. Эти требования формируются в процессе поиска решений для все более усложняющихся задач по изучению залежей углеводородов, приуроченных к сложнопостроенным породам-коллекторам различного генезиса. В настоящее время необходимо переходить к дифференцированному подсчету начальных геологических запасов углеводородов с использованием результатов палеофациального анализа, что позволит на новом уровне подойти как к оценке нефтегазового потенциала отдельных зон залежи, так и к планированию очередности разбуривания различных зон развития продуктивных отложений и последующей их активной разработки. В статье приводится пример подсчета начальных геологических запасов нефти залежи пласта среднеюрского возраста одного из месторождений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна с использованием данного методического подхода (с дифференцированной оценкой по выделенным палеофациальным комплексам отложений).

Список литературы

1. Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа: Методические указания к лабораторным работам для студентов специальности 21.05.02 / сост. О.М. Прищепа, Т.В. Родина, Ю.В. Нефедов. – Санкт-Петербург: Санкт-Петербургский горный ун-т, 2020. – 56 с.

2. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / А.Э. Конторович, В.А. Конторович, С.В. Рыжкова [и др.] // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 8. – С. 972–1012. – EDN: RAPIJF

3. Палеогеографические реконструкции юрских отложений Западной Сибири / В.В. Шиманский, Н.В.Танинская, И.С. Низяева [и др.] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2024. – Т. 19. – № 1. – EDN: AUQIHF

4. Палеогеография юры и нижнего мела Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции: в 2 кн. Кн. 1 / В.В. Шиманский [и др.]. – Санкт-Петербург: Изд-во «Реноме», 2023. – 227 с.

5. Атлас фаций юрских терригенных отложений (угленосные толщи Северной Евразии) / В.П. Алексеев. – Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2007. – 209 с.

6. Палеогеография юры и нижнего мела Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции: в 2 кн. Кн. 2: Атлас фаций юрских и нижнемеловых терригенных отложений / В.В. Шиманский [и др.]. – Санкт-Петербург: Изд-во «Реноме», 2023. – 252 с.

7. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. – Ленинград: Изд-во «Недра», 1984. – 260 с.

8. Способ построения палеофациальной модели продуктивных пластов путем автоматизированной обработки данных ГИС / И.Р. Сафиуллин, А.А. Махмутов, А.Г. Миннуллин [и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности и газовых месторождений. – 2017. – № 5. – С. 16–19. – EDN: YMVEHB

9. Нежданов А.А. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных: курс лекций. – Тюмень: ТИУ, 2017. – 171 с.

10. Ольнева Т.В. Сейсмофациальный анализ. Образы геологических процессов и явлений в сейсмическом изображении. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2017. – 152 с.

11. Сейсмофациальный анализ и возможности прогнозирования литотипов пород по данным сейсморазведки / Г.Д. Ухлова, В.В. Соломатин, Л.И. Штифанова, Т.И. Чернышева // Материалы VII Всероссийского литологического совещания «Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории» – Новосибирск, 28–31 октября 2013 г.: в 3 т. – Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2013. – Т. 3. – С. 227–230.

12. Опыт применения сейсмофациального анализа на этапе поисковых и разведочных работ / А.М. Шешукова, Е.В. Смирнова, С.В. Васянина // Известия вузов. Нефть и газ. – 2024. – № 3. – С. 58–72. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2024-3-58-72. – EDN: DVLAHN

13. Интегрированный подход к построению геологических моделей на основе фациального анализа / О.С. Генераленко, И.В. Шелепов, О.Э. Ермакова [и др.] // Георесурсы. – 2024. – Т. 26. – № 3. – С. 33–42. – https://doi.org/10.18599/grs.2024.3.5. – EDN: IKIBCB

14. Ольнева Т.В., Овечкина В.Ю., Жуковская Е.А. Компьютерное моделирование терригенной седиментации как новый инструмент прогноза архитектуры резервуаров УВ // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2020. – № 2. – С. 12–17. – https://doi.org/10.7868/S2587739920020019. – EDN: XVYEHF

15. Диагностика морфогенетических типов палеоканалов на основе параметризации сейсмообразов / Т.В. Ольнева, Е.А. Жуковская, М.Ю. Орешкова, Д.А. Кузьмин // Геофизика. – 2022. – № 2. – С. 17–25. – https://doi.org/10.34926/geo.2022.84.60.001. – EDN: RYRZNI

16. Ольнева Т.В., Егоров А.С., Орешкова М.Ю. Улучшение сейсмического изображения на этапе интерпретации для решения задач сейсмофациального анализа // Геология нефти и газа. – 2023. – № 6. – С. 81–95. – https://doi.org/10.47148/0016-7894-2023-6-81-95. – EDN: TSPSZN

В статье представлен опыт реализации многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) на шельфовых месторождениях СП «Вьетсовпетро». Обоснована необходимость применения технологии в скважинах, разрез которых включает терригенные коллекторы верхнего олигоцена, характеризующиеся высокой расчлененностью, низкой проницаемостью и значительной литологической неоднородностью, что существенно ограничивает эффективность традиционных методов интенсификации добычи. Показано, что классический ГРП в одну стадию не обеспечивает достаточного охвата продуктивных интервалов и равномерного дренирования пласта, что обусловило переход к многостадийным обработкам, позволяющим повысить степень вовлечения пласта в разработку и стабилизировать дебиты. Рассмотрены ключевые факторы выбора технологии, конструктивные решения компоновки с фрак-портами, а также результаты лабораторных исследований растворимых шаров, подтвердившие надежность их применения в морских условиях. Приведено описание проведения МГРП с использованием хвостовика диаметром 114 мм для эксплуатационной колонны диаметром 178 мм и испытаний хвостовика диаметром 89 мм для эксплуатационной колонны диаметром 140 мм. Полученные результаты подтверждают высокую технологическую эффективность метода, надежность оборудования и устойчивость технологического процесса. Намечены направления дальнейшего совершенствования технологии, включая оптимизацию дизайнов, расширение области ее применения на скважины с меньшими диаметрами и разработку решений для условий повышенного пластового давления. Реализация данных мероприятий даст возможность повысить эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов и обеспечить дальнейшее развитие технологий проведения МГРП в морских условиях.

Список литературы

1. Особенности планирования и реализации ГРП при разработке низкопроницаемых высокорасчлененных коллекторов олигоцена шельфовых месторождений Вьетнама / А.С. Клевцов, Е.Н. Грищенко, П.С. Баленко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 9. – С. 114-118. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-9-114-118. – EDN: OXEDVN

2. Перспективные направления развития технологий гидроразрыва пласта на активах «Зарубежнефти» / А.Ф. Каримов, А.А. Лубнин, А.В. Савин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 9. – С. 36-40. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-9-36-40. – EDN: SDPFKH

Развитие топливно-энергетического комплекса России напрямую связано с освоением трудноизвлекаемых запасов, доля которых в общем балансе неуклонно растет. Ключевым инструментом для их разработки является технология гидравлического разрыва пласта (ГРП). Однако более 60 % текущей и перспективной добычи нефти в России до сих пор обеспечивается с применением импортного оборудования. Ежегодно на месторождениях страны проводятся десятки тысяч операций, от эффективности каждой из которых зависит энергетическая стабильность государства. В связи с этим создание собственного парка установок ГРП является одной из приоритетных задач для отечественного машиностроения. Ключевым звеном в решении этой задачи является проведение комплексных испытаний, сертификации и валидации нового отечественного оборудования. Создание современного испытательного стенда для установок ГРП позволит проводить более 100 тестов в год, сократить сроки внедрения новых установок на 30 % и увеличить их надежность на этапе выхода на месторождение на 40 %. Реализация данного проекта будет потенциально способствовать достижению технологического суверенитета, обеспечит независимость отечественной добычи от иностранных комплектующих и гарантирует рост добычи на зрелых месторождениях на 5–7 %.

Список литературы

1. Жданеев О.В. Оценка уровня локализации продукции при импортозамещении в отраслях ТЭК // Экономика региона. – 2022. – Т. 18. – № 3. – С. 770–786. – https://doi.org/10.17059/ekon.reg.2022-3-11. – EDN: GSFHPW

2. Каневская Р.Д. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 5. – С. 96–100. – EDN: YJJARZ

3. Шурыгин В.А., Ковшов И.В. «Титан-Баррикады» - диверсификация и импортозамещение // Газовая промышленность. – 2019. – № 10(791). – С. 42–44. – EDN: UTQSGT

4. Жданеев О.В. Целевая схема взаимодействия между ОПК и ТЭК // Энергетическая политика. – 2021. – № 4(158). – С. 54-71. – https://doi.org/10.46920/2409-5516_2021_4158_54. – EDN: YFNNFS

5. Hydraulic fracturing QA QC indispensable to delivering both a successful and economic fracture program / H. Al Salmi, A. Al Shueili, M. Jaboob, M. Al Qassabi //

SPE-211337-MS. –2022. – https://doi.org/10.2118/211337-MS

6. О приоритетных направлениях развития технологий ГРП в России / К.Н. Байдюков, П.В. Бравков, О.В. Жданеев, В.А. Кононенко // Разведка и охрана недр. – 2020. – № 11. – С. 49–57. – EDN: NAZLDC

7. Ковшов И.В., Новиков В.В. Испытания САУ. – Вологда: Инфра-Инженерия, 2023. – 196 с.

8. Концепция проведения испытаний скважинного оборудования // О.В. Жданеев, А.В. Зайцев, В.М. Лобанков, К.Н.Фролов // Недропользование ХХI век. – 2021. – №1–2(90). – С. 4–15. – EDN: FIAJUO

9. Система автоматизированного управления и контроля перспективных отечественных мобильных комплексов гидроразрыва нефтяных и газовых пластов // В.А. Шурыгин, В.А. Серов, И.В. Ковшов, С.А. Устинов // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 2(255). – С. 19–23. – EDN: YFHBYF

10. Пат. 2775839 C1 РФ. Способ нагнетания смеси в нефтегазовую скважину и комплекс оборудования - флот ГРП по этому способу / Е.В. Аврушкин,

П.В. Бравков, П.В. Дога [и др.]; патентообладатель АО «Корпорация «Московский институт теплотехники»; № 2021124315; заявл. 17.08.2021;

опубл. 11.07.2022. – EDN: IHKCFC

11. Panagiotis D., Fusselman S. A new concept of enhanced oil recovery (EOR) in Permian Basin. Chlorine dioxide (ClO2) as re-stimulation agent in unconventional, multi-fractured horizontal wells // SPE-223521-MS. – 2025. – https://doi.org/10.2118/223521-MS

В работе представлен подход к учету влияния фактора загрязнения трещины гидравлического разрыва пласта (ГРП) на добычные характеристики скважины. Применение данного подхода позволит повысить прогнозную способность гидродинамических моделей за счет уточнения фильтрационных свойств трещины ГРП. В процессе освоения и добычи гель ГРП из трещины выносится не полностью, сокращая поровый объем упаковки расклинивающего агента в трещине и снижая тем самым ее проницаемость. Одной из причин наличия остаточного геля в трещине является повышение концентрации полимера вследствие фильтрации жидкости в пласт и дегидратации геля ГРП в ходе проведения операции гидроразрыва. Учет увеличения концентрации полимера возможен с помощью введения фактора концентрирования - параметра, определяемого как отношение объема закачанной жидкости к ее конечному объему в трещине, который вычисляется для каждой ячейки расчетной сетки в симуляторе ГРП ПК «РН-ГРИД». При проведении дальнейших расчетов в гидродинамическом симуляторе с целью оценки продуктивности скважины гель ГРП моделировался как флюид со свойствами неньютоновской жидкости с предельным напряжением сдвига. Такой подход позволяет моделировать добычу скважины и динамику очистки трещины ГРП от остаточного геля. Результаты моделирования показали, что применение такого подхода обеспечивает соответствие фактической и расчетной динамики работы скважины. Дальнейшее развитие подхода предполагает учет эффектов совместного переноса геля и расклинивающих агентов.

Список литературы

1. Shel E., Paderin G., Kabanova P. Retrospective analysis of hydrofracturing with the dimensionless parameters: comparing design and transient tests // SPE-191707-18RPTC-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/191707-18rptc-ms. – EDN: HUKXFQ

2. Совершенствование метода оценки эффективности технологии гидравлического разрыва пласта на основе анализа технологических параметров работы скважин / И.Р. Сафиуллин, А.А. Рахматуллин, Р.Х. Гильманова [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2022. – № 2(362). – С. 56–59. – https://doi.org/10.33285/2413-5011-2022-2(362)-56-59. – EDN: KOKJTR

3. Инновационные технологии разработки низкопроницаемых коллекторов в ПАО «НК «Роснефть» / А.В. Мирошниченко, А.В. Сергейчев, В.А. Коротовских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – С. 105–109. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-12-105-109. – EDN: AHTYGG

4. Cooke C.E. Effect of Fracturing Fluids on Fracture Conductivity // Journal of Petroleum Technology. – 1975. – V. 27. – No. 11. – P. 1273–1282. – https://doi.org/10.2118/5114-PA

5. Samuelson M.L., Constien V.G. Effects of High Temperature on Polymer Degradation and Cleanup // SPE-36495-MS. – 1996. – https://doi.org/10.2118/36495-MS

6. Effects of Viscous Fingering on Fracture Conductivity / D.S. Pope, L.K. Leung, J. Gulbis, V.G. Constien // SPE-28511-PA. – 1996. – https://doi.org/10.2118/28511-PA

7. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 236 с. – EDN: OWBUKA

8. Наукоемкое программное обеспечение. – URL: https://nauka.rosneft.ru/tech/inzhenernoe-programmnoe-obespechenie/

В статье рассмотрены возможности возобновления внедрения водогазового воздействия (ВГВ) на Речицком нефтяном месторождении производственного объединения (ПО) «Белоруснефть» с использованием насосно-эжекторных систем, а также дымовых и факельных газов Белорусского газоперерабатывающего завода (БГПЗ). Поскольку в ПО «Белоруснефть» утилизируется практически весь нефтяной газ, причем бóльшая его часть поступает на БГПЗ, для возобновления работ по ВГВ в качестве рабочего агента целесообразно использовать дымовые и факельные газы БГПЗ, удачно расположенного практически на границе Речицкого нефтяного месторождения. Это позволит с минимальными затратами организовать ВГВ на Речицком месторождении. На БГПЗ требуется установить компрессор среднего давления для перекачки дымовых и факельных газов, а также проложить газопровод от компрессора до нефтепромысла, где расположена блочная кустовая насосная станция (БКНС) системы поддержания пластового давления. На промысле следует разместить насосно-эжекторную систему, подключив сопло эжектора к выкидной линии насоса БКНС, приемную камеру эжектора – к газопроводу от компрессора, а выход – к водоводам в нагнетательные скважины. Применение пенообразующих ПАВ дает возможность существенно увеличить устойчивость водогазовых смесей, расширить область работы дожимного насоса без ухудшения его характеристик, а также использовать при внедрении ВГВ на Речицком месторождении синергетический эффект повышения нефтеотдачи при одновременном снижении углеродного следа и улучшении экологической обстановки за счет сокращения выбросов промышленных газов в атмосферу.

Список литературы

1. Повжик П.П., Демьяненко Н.А. Системно-адресный подход к разработке, планированию и внедрению технологий активизации добычи трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов нефти на месторождениях Припятского прогиба. – Минск: Четыре четверти, 2023. – 296 с. – EDN: DXDMGE

2. Повжик П.П., Кудряшов А.А., Медведев К.Ю. Перспективы применения газовых методов с целью повышения коэффициента извлечения нефти на месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть» // В сб.: Эффективные технологии разработки залежей углеводородов. Тезисы докладов международной научно-практической конференции (Речица – 1-4 октября 2013 г.). – Гомель: ПУ «Связьинформсервис» РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», 2013. – С. 34–36.

3. Гримус С.И. Особенности формирования структуры фильтрационного потока в верхней части пластовой залежи нефти при водогазовом воздействии // SOCAR Proceedings. – 2010. – № 3. – С. 24–28. – https://doi.org/10.5510/OGP20100300030. – EDN: MWIVKV

4. Медведев К.Ю., Повжик П.П., Кудряшов А.А. Перспективы применения газовых методов с целью повышения коэффициента извлечения нефти // Инженерная практика. – 2013. – № 8. – С. 92–97.

5. Оценка эффективности водогазового воздействия на низкопроницаемые модели пласта в лабораторных условиях / В.А. Банный, И.В. Лымарь,

Е.Н. Ходьков, А.А. Тишков // Инженерная практика. – 2013. – № 8. – С. 104–105.

6. Кудряшов А.А. Результаты опытного внедрения водогазового воздействия на месторождениях Республики Беларусь // В сб.: Эффективные технологии разработки залежей углеводородов. Тезисы докладов международной научно-практической конференции (Речица – 1-4 октября 2013 г.). – Гомель: ПУ «Связьинформсервис» РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», 2013. – С. 58–64.

7. Дроздов А.Н., Горелкина Е.И. Параметры эксплуатации насосно-эжекторной системы при водогазовом воздействии на Самодуровском

месторождении // SOCAR Proceedings Special. – 2022. – № S2. – С. 9–18. – https://doi.org/10.5510/OGP2022SI200734. – EDN: WPAVXV

8. Дроздов А.Н., Горелкина Е.И. Разработка насосно-эжекторной системы для реализации водогазового воздействия на пласт с использованием попутного нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин // Записки Горного института. – 2022. – Т. 254. – С. 191–201. – https://doi.org/10.31897/PMI.2022.34. – EDN: MOMCEM

9. Исследование характеристик электроцентробежного насоса с эжектором на входе при откачке газожидкостных смесей / В.С. Вербицкий, К.А. Горидько, А.Э. Федоров, А.Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 9. – С. 106–109. – EDN: WMMEMR

10. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: МАКС пресс, 2008. – 312 с. – EDN: QMYQXD

11. Stand research and analysis of average-integral characteristics of submersible centrifugal pumps operating at gas-liquid mixtures / А.N. Drozdov, V.S. Verbitsky,

D.N. Lambin, A.V. Dengaev // SPE-141291-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/141291-MS

12. Веремко H.A. Исследование влияния добавок щелочи на эффективность применения НПАВ // Нефтяная и газовая промышленность. – 1989. –

№ 2. – С. 11–12.

13. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. – М.: Недра, 1998. – 394 с. – EDN: VYHVDN

14. Порошин В.Д., Хайнак В.П., Морозов А.Г. Гидрохимические методы контроля за разработкой подсолевых и межсолевых нефтяных залежей (на примере месторождений Беларуси). Часть I. Определение природы попутно добываемых вод // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой

промышленности. – М.: ВНИИОЭНГ. – 2002. – № 3. – С. 61–77. – EDN: HYZJLX

15. Подходы при разработке и реализации потокоотклоняющих технологий повышения нефтеотдачи пластов в РУП «ПО «Белоруснефть» / П.П. Повжик, Д.А. Примичев, И.В. Лымарь [и др.] // Недропользование XXI век. – 2018. – № 6. – С. 101–111. – EDN: YSJVPN

16. Использование насосно-эжекторной системы для закачки в пласт водогазовых смесей с пресной и высокоминерализованной пластовой водой /

А.Н. Дроздов, К.И. Чернышов, В.Н. Калинников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 2. – С. 54–57. –

https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-2-54-57. – EDN: AJHQPZ

Настоящее исследование направлено на разработку и апробацию методики прогнозирования стабильности концентраций ценных микрокомпонентов (Li+, Sr2+, Br-) в промышленных рассолах, добываемых попутно с углеводородами, при разработке нефтяных месторождений Сибирской платформы. В рамках проведенного исследования был выполнен комплексный анализ массива гидрогеохимических данных, полученных по 201 скважине Куюмбинского месторождения. База данных включает 450 протоколов химического анализа воды на макрокомпонентный и 211 протоколов на микрокомпонентный состав. Впервые применен комплексный подход, сочетающий традиционный корреляционный анализ и современные методы машинного обучения (алгоритм «случайного леса»), позволяющий прогнозировать концентрации ценных микрокомпонентов на основе регулярно измеряемых концентраций макрокомпонентов в рамках анализа добываемых вод эксплуатационного фонда. Выявлены устойчивые корреляционные связи между концентрациями Li+ и Ca2+, Mg2+, Na+, K+, pH, минерализацией. Разработанная предиктивная модель позволяет с высокой достоверностью (коэффициент детерминации составил 0,93 и 0,77 соответственно на обучающей на тестовой выборках) оценивать распределение концентраций лития по скважинам и прогнозировать их динамику при длительной эксплуатации месторождения, в том числе при отсутствии сформированной системы мониторинга. Установлено, что по большинству скважин не наблюдается значимого снижения концентраций лития в процессе многолетней добычи, что свидетельствует о стабильности гидрогеохимических условий рифейского водоносного комплекса. Предложенная методика дает возможность существенно сократить затраты на оценку ресурсного потенциала гидроминерального сырья и может быть адаптирована для других регионов и компонентов.

Список литературы

1. Особенности освоения гидроминерального сырья в районах газодобычи Иркутской области / В.Н. Федоров, С.Б. Коротков, А.Г. Вахромеев [и др.] // Фундаментальные, глобальные и региональные проблемы геологии нефти и газа : Материалы Всероссийской научной конференции, посвященной

90-летию со дня рождения академика РАН А.Э. Конторовича. – Новосибирск: Сибирское отделение РАН, 2024. – С. 240-242. – https://doi.org/10.53954/9785604990070_240. – EDN: LYRWKT.

2. Vikström H., Davidsson S., Höök M. Lithium availability and future production outlooks // Applied Energy. – 2013. – V. 110. – P. 252–266. – https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2013.04.005

3. Перспективы развития и проблемы освоения сырьевой базы дефицитных стратегических видов твердых полезных ископаемых Сибири / Н.П. Похиленко, В.П. Афанасьев, А.В. Толстов [и др.] // Геология рудных месторождений. – 2023. – Т. 65. - № 5. – С. 476-492.

4. Рапогазопроявления и аномально высокие пластовые давления литиеносных рассолов на юге Сибирской платформы (флюидогеодинамическая интерпретация геолого-геофизических и геопромысловых данных; прогноз горно-геологических условий, инновационные подходы и решения в бурении и освоении Ковыктинского газоконденсатного месторождения) / Ю.А. Агафонов, С.В. Алексеев, Л.П. Алексеева [и др.]. – Т. 1. – Иркутск: Иркутский национальный исследовательский технический университет, 2022. – С. 49–97. – EDN: URNYLC.

5. Novikov D.A., Sukhorukova A.F. Hydrogeochemistry of the Arctic areas of Siberian petroleum basins // Arctis. – 2020. – V. 73. – P. 131–152. – https://doi.org/10.1088/1742-6596/1451/1/012016. – EDN: PJTVFE

6. Вожов В.И. Подземные воды и гидроминеральное сырье Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции: дис. ... д-ра геол.-минер. наук. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2006. – 209 с.

7. Корзун А.В., Паршикова Н.Г., Харитонова Н.А. Перспективы использования и проблемы изучения месторождений промышленных вод РФ // Материалы XXIV Всероссийского совещания по подземным водам Сибири и Дальнего Востока. – Новосибирск, 2024. – С. 4–8. – EDN: XWBRYB

8. Пиннекер Е.В. Рассолы Ангаро-Ленского артезианского бассейна. – М.: Наука, 1977. – 104 с.

9. Шварцев С.Л. Гидрогеохимия зоны гипергенеза. – М.: Недра, 1996. – 366 с.

10. Шварцев С.Л. Источники кальция, стронция и бария крепких и сверхкрепких рассолов хлоридно-кальциевого типа // Геология и геофизика. – 1973. –

№ 6. – С. 23–30. – EDN: VTOBSR

11. Букаты М.Б. Геология и геохимия подземных рассолов западной части Сибирской платформы: дис. ... д-ра геол.-минер. наук. – Томск, 1999. – 247 с. – EDN: QDBTHN

12. Букаты М.Б., Шварцев С.Л. Равновесие высокоминерализованных подземных рассолов с эвапоритовыми минералами // Советская геология. – 1983. – № 8. – С. 114–123.

13. Вулканогенно-тектоническая модель формирования флюидодинамических структур в осадочном чехле Ангаро-Ленского артезианского бассейна Сибирской платформы / А.Г. Вахромеев [и др.] // Интерэкспо Гео-Сибирь. – 2024. – Т. 2. – № 1. – С. 21–25. – https://doi.org/10.33764/2618-981X-2024-2-1-21-25. – EDN: XPVUUS

В данной статье представлены результаты экспериментальных исследований в области разработки технологии получения обратных водно-углеводородных эмульсии типа «вода в масле» (w/o) для замены дорогостоящих углеводородных растворов, широко применяемых для решения технологических задач и борьбы с осложнениями на нефтепромыслах. На модельных системах вода – дизельное топливо (ДТ) показано, что механическое перемешивание не обеспечивает стабильности эмульсий, тогда как ультразвуковая обработка позволяет получать устойчивые системы при содержании водной фазы до 90 %. Оптимальные условия эмульгирования достигались при частоте обработки 19 кГц. Микроскопический анализ подтвердил образование наноэмульсий, однако эмульгированию подвергалась лишь малая часть смеси с образованием промежуточных слоев – нижний непрозрачный слой сохранял структуру несколько недель, а верхний был нестабилен. Среди эмульгаторов наилучшие результаты продемонстрировал СПАН-80, обеспечивший минимальные дозировки и высокую устойчивость. Установлена почти линейная зависимость дозировки эмульгатора от содержания водной фазы с характерной точкой инверсии при соотношении ДТ и воды – 3:7. Полученные результаты наглядно подтверждают возможность создания экономичных и экологически безопасных растворов химических реагентов на основе w/o-эмульсий с целью повышения эффективности и экологичности обработки скважин, трубопроводов и резервуаров.

Список литературы

1. Башкирцева Н.Ю., Сладовская О.Ю., Рахматуллин Р.Р. Применение поверхностно-активных веществ в процессах подготовки и транспортировки нефти: монография. – Казань: Казанский национальный исследовательский технологический университет, 2016. – 166 с. – EDN: ZGANSR

2. Поверхностно-активные вещества в нефтегазовой отрасли: состав, свойства, применение / Л.Л. Шрамм (ред.); пер. с англ. под ред. М.С. Подзоровой, В.Р. Магадова. – СПб: Профессия, 2018. – 592 с.

3. Булатов А.И., Кусов Г.В., Савенок О.В. Асфальто-смоло-парафиновые отложения и гидратообразования: предупреждение и удаление: учеб. пособие:

в 2 т. Т. 1. – Краснодар: Издательский Дом «Юг», 2011. – 348 с.

4. Treatment of drilling fluid waste during oil and gas drilling: a review / J. Yang, J. Sun, R. Wang, Y. Qu // Environmental Science and Pollution Research. – 2023. –

Vol. 30. – No. 8. – P. 19662–19682. – https://doi.org/10.1007/s11356-022-25114-x. – EDN: DGSLWH

5. Tadros T.F. Emulsion Formation and Stability. – Weinheim: Wiley-VCH, 2013. – 562 p.

6. Israelachvili J.N. Intermolecular and Surface Forces. 3rd ed. – San Diego: Academic Press (Elsevier), 2011. – 704 p. – https://doi.org/10.1016/C2011-0-05119-0. –

EDN: YDLJID

7. Caenn R., Darley H.C.H., Gray G.R. Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids. 7th ed. – Oxford: Gulf Professional Publishing (Elsevier), 2017. –

1022 p. – https://doi.org/10.1016/C2009-0-64504-9

8. Глущенко В.Н., Хижняк Г.П. Направления совершенствования составов обратных эмульсий для глушения скважин // Недропользование. – 2023. –

Т. 23. – № 1. – С. 44–50. – https://doi.org/10.15593/2712-8008/2023.1.6. – EDN: SNSEHP

9. Обзор перспективных технологий глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и рисков прорыва газа. Часть 1. Классификация технологий и опыт применения загущенных жидкостей на водной и углеводородной основе / В.Ю. Никулин, Р.Р. Мукминов, Ф.Х. Мухаметов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2022. – Т. 20. – № 3. – С. 87–96. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-3-87-96. – EDN: GACLGY

10. Применение высокоэнергетических методов воздействия при разработке нетрадиционных залежей высоковязкого сверхтяжелого нефтяного сырья / Р.М. Каримов, Р.Р. Ташбулатов, Б.Н. Мастобаев [и др.] // Трудноизвлекаемые запасы нефти: материалы Международной конференции (Альметьевск,

23–24 сентября 2024 г.). – Альметьевск: Альметьевский государственный технологический университет «Высшая школа нефти», 2024. – С. 149–154.

11. Опытно-промышленные испытания химической промывки технологических трубопроводов нефтеперекачивающей станции / Р.М. Каримов, И.И. Ганиева, В.В. Соколова, Б.Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2022. – № 3–4. – С. 5–10. – https://doi.org/10.24412/0131-4270-2022-3-4-5-10. – EDN: FPAHPL

12. Patel K.R., Dhiman V. Research Study of Water–Diesel Emulsion as Alternative Fuel in Diesel Engine – An Overview // International Journal of Latest Engineering Research and Applications. – 2017. – V. 2. – № 9. – P. 37–41.

13. Каримов Р.М. Промывка трубопроводов водно-углеводородными обратными эмульсиями солевых растворов и химреагентов // Трубопроводный транспорт– 2022: тезисы докладов XVII Международной научно-практической конференции. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2022. – С. 93–94. – EDN: CLPWEE

14. Кузнецов В.С., Каримов Р.М. К вопросу использования обратных эмульсий в задачах нефтегазовой отрасли // Материалы 75-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. в 2 т. / отв. ред. И.Г. Ибрагимов. – Уфа: УНПЦ «Издательство УГНТУ», 2024. – С. 266–267. – EDN: EURWUF

15. Каримов Р.М., Денисов Е.Ф., Макаренко О.А. К вопросу о применении химических реагентов для очистки от асфальто-смолопарафиновых

отложений // Международная научно-техническая конференция, посвященная памяти академика А.Х. Мирзаджанзаде: сб. тезисов. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. – С. 89–91. – EDN: WJNZKN

16. Безымянников Т.И., Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Практические аспекты применения химических реагентов для удаления отложений нефти в системе магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» // Тезисы докладов XIV Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт – 2019». – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2019. – С. 17–18. – EDN: KBNSTC

17. Bezymyannikov T.I., Karimov R.M., Tashbulatov R.R. Recovery Throughput of Technological Pipelines and Useful Volume of Tanks for a Long Time Operated Pump Stations // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2020. – V. 459. – Ch. 2. – https://doi.org/10.1088/1755-1315/459/3/032024. – EDN: ROSIBG

18. Безымянников Т.И., Каримов Р.М. Оптимизация процессов очистки нефтепроводов от отложений нефти углеводородными разбавителями // Материалы 71-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. В 2 т. / отв. ред. Р.У. Рабаев. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2020. –

С. 439–440. – EDN: BBEYFM

19. Безымянников Т.И., Макаренко О.А., Каримов Р.М. К вопросу очистки нефтепроводов и резервуаров от АСПО в Арктических условиях эксплуатации // Нефтегазовый терминал. Выпуск 22: материалы международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы транспорта и хранения углеводородных ресурсов при освоении Арктики и Мирового океана» (2-3 декабря 2021 года) / под общ. ред. Ю.Д. Земенкова. – Тюмень: ТИУ, 2021. – С. 34–38.

20. Безымянников Т.И., Макаренко О.А., Каримов Р.М. Об эффективности углеводородных растворителей для удаления АСПО в нефтепроводах и резервуарах // Нефтегазовый терминал. Выпуск 22: материалы международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы транспорта и хранения углеводородных ресурсов при освоении Арктики и Мирового океана» (2-3 декабря 2021 года) / под общ. ред. Ю.Д. Земенкова. – Тюмень: ТИУ, 2021. – С. 39–44.

21. Опытно-промышленные испытания химической промывки технологических трубопроводов нефтеперекачивающей станции / Р.М. Каримов, И.И. Ганиева, В.В. Соколова, Б.Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2022. – № 3–4. – С. 5–10. – https://doi.org/10.24412/0131-4270-2022-3-4-5-10. – EDN: FPAHPL

22. Дизенко Е.И. Исследование процесса перевода нефтепроводов на перекачку светлых нефтепродуктов: дисс. … канд. техн. наук. – Уфа, 1971. – 172 с.

23. Дизенко Е.И., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И. Оценка оптимальной потребности в растворителе для промывки технологических трубопроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1973. – № 9. – С. 7.

24. Арменский Е.А., Мастобаев Б.Н. Определение коэффициента молекулярной диффузии при расчетах процесса отмывки нефтепроводов различными растворителями // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1975. – № 11. – С. 5–6.

25. Дизенко Е.И., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И. Определение критической скорости потока жидкости для выноса механических отложений из трубопровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, ЦНИИТЭнефтехим. – 1970. – № 12. – С. 8–10.

В статье рассматривается возможность оптимизации высоты насыпи площадок нефтяных и газовых месторождений за счет нетрадиционного способа возведения насыпей с применением в качестве основного материала древесины, полученной на месте строительства в результате вырубки. Актуальность этого решения обусловлена неразвитостью транспортной инфраструктуры в отдаленных северных районах, что затрудняет транспортировку строительных материалов и оборудования, а также наличием нестабильных или слабых грунтов, строительство на которых требует дополнительных усилий и экономических затрат, влияющих на общую целесообразность проектов. Преимущество данного способа состоит в возможности управления положением границы мерзлоты в теле насыпи с помощью теплоизоляционных свойств древесины. Кроме того, применение этого метода позволит сократить требуемые объемы привозного грунта для устройства земляного полотна. Конструкцию насыпи с лежневым настилом целесообразно применять на объектах, территориальное размещение которых характеризуется обилием лесов и предполагает большой объем вырубки. На основании опыта проектирования и экономического анализа определены особенности и недостатки использования такой конструкции насыпи, а также подобраны компенсирующие их мероприятия. Решения с применением лежневого настила могут быть реализованы в части как проектирования и прохождения экспертиз, так и в части сопровождения строительства при последующей реализации.

Список литературы

1. ТТК. Устройство лежневой дороги с настилом из бревен и покрытием из минерального дренирующего грунта.

2. СП 50.13330.2024. Тепловая защита зданий. – М.: Российский институт стандартизации, 2024.

3. Пособие по проектированию земляного полотна автомобильных дорог на слабых грунтах (к СНиП 2.05.02-85). – М.: Росавтодор, 2004. - https://files.stroyinf.ru/Data1/45/45732/

4. Балобаев В.Т. Сезонное протаивание мерзлых горных пород. В кн.: Геотеплофизические исследования в Сибири. – Новосибирск: Наука, 1978. – С. 4–32.

Проведенное исследование направлено на упорядочивание процедуры планирования потребления противотурбулентных присадкок (ПТП) на магистральных трубопроводах. С учетом закономерности влияния сезонных температурных колебаний на эффективность ПТП предложены условные температурные группы для годового планирования потребности в присадках. Представлены предложения по группированию различных ПТП в соответствии с их типом. По результатам исследования эффективности различных ПТП предложено и раскрыто понятие «относительный коэффициент расхода ПТП определенного типа». Для реализации автоматизированной процедуры планирования потребности в ПТП рекомендовано дополнительно учитывать штрафной коэффициент, позволяющий в явном виде заметить существенный перерасход неоптимального типа ПТП и впоследствии автоматически исключать его из перечня при расчете потребности. В работе предложена методика планирования потребности в присадках, релевантная поставленным целям сокращения расходов и производственных издержек, а также приведен пример типового расчета потребности в ПТП согласно предложенной методике. Результатом работы являются разработка и обоснование подхода к оценке расхода ПТП для магистрального трубопровода, на котором планируется применение присадок с учетом относительного коэффициента расхода соответствующего типа ПТП и сезонных изменений эффективности.

Список литературы

1. Фокина А.А., Зверев Ф.С., Валиев М.И. Опыт применения противотурбулентных присадок на магистральных трубопро­водах системы «Транснефть» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2025. – Т. 15. – № 4. – С. 333–341. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2025-15-4-333-341

2. Несын Г.В., Манжай В.Н., Шибаев В.П. Влияние длины бокового заместителя поли-н-алкилметакрилатов на их способность снижать гидродинамическое сопротивление // Высокомолекулярные соединения. – 1986. – Т. Б 28. – № 9. – С. 714–717.

3. Ориентационные эффекты при распаде струй и нитей разбавленных растворов полимеров / А.В. Базилевский, С.И. Воронков, В.М. Ентов, А.Н. Рожков // Доклады Академии наук СССР. – 1981. – Т. 257. – № 2. – С. 336–339.

4. ГОСТ Р 54567-2011. Нефть. Требования к химическим продуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли.

5. Механизм действия, оценка эффективности и особенности получения полимерных антитурбулентных присадок для транспорта углеводородных жидкостей / Г.В. Несын, В.Н. Манжай, Ю.В. Сулейманова [и др.] // Высокомолекулярные соединения. – Серия А. – 2012. – Т. 54. – № 1. – С. 65–72. – EDN: OOWTSR

6. Уменьшение энергопотребления насосов местного отопления снижающими сопротивление поверхностно-активными соединениями / Г.В. Несын,

Ф.С. Зверев, М.В. Суховей, А.А. Фокина // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2025. – Т. 15. – № 3. – С. 252–258. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2025-15-3-252-258. – EDN: WLQINE

7. А.с. № 806985 A1 СССР, МПК F17D 1/16. Добавка для снижения гидродинамического сопротивления: № 2767646: заявл. 16.05.1979: опубл. 23.02.1981 / В.П. Шибаев, Л.И. Шаховская, Г.В. Несын; заявитель: Томский ордена трудового красного знамени государственный университет им. B.B. Куйбышева. – EDN: YXFYYP

8. Lumley J.L. Drag reduction in turbulent flow by polymer additives // J Polym. Sci.: Macromol. Revs. – 1973. – V. 7. – P. 263–290.

9. The drag reduction phenomenon. Observed characteristics, improved agents, proposed mechanisms / R.C. Little, R.J. Hansen, D.L. Hunston [et al.] // Ind. and Eng. Chem. Fundam. – 1975. – V. 14. – № 4. – P. 283–296.

10. Лабораторное оборудование для исследования снижения гидродинамического сопротивления нефти и нефтепродуктов / П.А. Ревель-Муроз, А.М. Ширяев, Ф.С. Зверев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 3 (19). – С. 12–22. – EDN: UKOKTL

11. Гареев М.М., Карпов Ф.А. Условие деструкции противотурбулентных присадок / Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2018. – № 1. – С. 24–29. – EDN: UWOQRM

12. Patent US20120004344A1. Drag reduction of asphaltenic crude oils / T.L. Burden // Заявка США 20120004344 А1. Опубл. 05.01.2012.

13. Patent US20130041094A1. Drag reduction of asphaltenic crude oils / S.N. Milligan, R.L. Johnston, T.L. Burden, W.R. Dreher, K.W. Smith, W.F. Harris // Заявка США 20130041094 A1. Опубл. 14.02.2013.

14. Лисин Ю.В., Семин С.Л., Зверев Ф.С. Оценка эффективности противотурбулентных присадок по результатам опытно-промышленных испытаний на магистральных нефтепроводах // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – № 3 (11). – С. 6–11. – EDN: RCEHVD

15. Tandem Synthesis of Ultra-High MolecularWeight Drag Reducing Poly-Olefins for Low-Temperature Pipeline Transportation / I.E. Nifant’ev, A.N. Tavtorkin, A.A. Vinogradov [et al.] // Polymers. – 2021. – V. 13. – P. 3930. – https://doi.org/10.3390/polym13223930. – EDN: XTNTVJ

В рамках фундаментальных научных исследований разработаны новые подходы к изучению газодинамических и гидродинамических процессов в области струйной (и реактивной) техники. В статье отражены отдельные результаты исследований, проводимых в рамках нового научного направления, которое связано с управлением вектором тяги в пределах полной геометрической сферы. При этом угол отклонения вектора тяги может меняться в диапазоне от 180° до -180° в любом направлении (на примере одного из серии запатентованных струйных аппаратов). Рассмотрен распределенный подвод энергии в каналах струйного аппарата. Исследования проводятся с опорой на научное наследие Эйлера. Рассматриваются предложения для практического применения полученных результатов, в том числе при создании цифровых двойников для различных струйных аппаратов, включая варианты с вращательным движением сопла. Для учебного и концептуального проектирования предложено развивать методологию Эйлера, с использованием современных CFD-технологий. При проведении исследований подготовлена научная база для развития струйной техники и турбомашин, показано, что имеются многочисленные направления для дальнейшего развития идей Эйлера в рамках фундаментальных и прикладных исследований и при использовании новых математических инструментов, включая технологии развивающегося искусственного интеллекта. Предлагается развивать научные исследования в областях энергосберегающей энергетики, разработки нефтяных и газовых месторождений, создания высокоманевренных транспортных роботизированных систем, способных длительно работать в различных средах - на суше, на море и в воздухе.

Список литературы

1. Investigation of a Multiflow Ejector Equipped with Variable-Length Links for Thrust Vector Control Using Euler’s Methodology / Y.A. Sazonov, M.A. Mokhov,

A.V. Bondarenko [et al.] // Eng. – 2024. – V. 5. – P. 2999–3022. – https://doi.org/10.3390/eng5040156. – EDN: LNNNVF

2. Study of Reversible Nozzle Apparatuses Using Euler Methodology and CFD Technologies / Y.A. Sazonov, M.A. Mokhov, A.V. Bondarenko [et al.] // Civil Engineering Journal (Iran). – 2024. – V. 10(11). – P. 3640–3671. – https://doi.org/10.28991/CEJ-2024-010-11-013. – EDN: CKYTUG

3. Пат. № 2839870 C1 РФ, МПК F04F 5/04, F04F 5/44. Струйный аппарат: номер заявки: заявл. 01.10.2024: опубл. 13.05.2025 / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов,

Х.А. Туманян, Е.И. Конюшков, В.В. Воронова, Н.Н. Балака; заявитель: Российский государственный университет нефти и газа. – EDN: SQHCMF

4. Фейерабенд П. Против методологического принуждения // Избранные труды по методологии науки / перевод с английского и немецкого А.Л. Никифорова. – М.: Издательская группа “Прогресс”, 1986. – С. 125-466. – EDN: SYYMAV

5. Разработка научного подхода для развития многопоточных струйных систем с опорой на методологию Эйлера / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, И.В. Грязнова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – №9. – С. 30–35. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-9-30-35. – EDN: NOHEVM

6. Bistafa S.R. Investigation of a water turbine built according to Euler’s proposals (1754). – 2021. – https://doi.org/10.48550/arXiv.2108.12048

7. US Patent 4407466. Jet nozzle rotary wing aircraft. Assignee: Overseas International Distributors Company B.V. Publication Date: 10/04/1983. – https://www.freepatentsonline.com/4407466.pdf

8. Обуховский А.Д. Аэродинамика воздушного винта: учеб. пособие. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2016. – 80 с.

9. Загордан А.М. Элементарная теория вертолета. – М.: Военное издательство министерства обороны СССР, 1955. – 214 с.

10. Сошин В.М. Основы аэродинамики одновинтового вертолета. – Самара: Самарский государственный аэрокосмический университет имени академика С.П. Королева, 2005.

11. Сохань О.Н. Конструкции и характеристики вертолета. – М.: Издательство МАИ, 1974. – 76 с.

12. Редькин А.В., Ялоза Ю.А., Ковалев И.Е. Оценка надежности конвертируемого летательного аппарата с гибридной силовой установкой и многовинтовой несущей системой // Научный вестник Московского государственного технического университета гражданской авиации. – 2020. – Т. 23. – № 5. –

С. 76-96. – https://doi.org/10.26467/2079-0619-2020-23-5-76-96. – EDN: KGFTJI

13. Сазонов Ю.А. Основы расчета и конструирования насосно-эжекторных установок. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. – 305 с.

14. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы. – М.: Недра, 1988. – 501 с.

15. Li X., Dunkin F., Dezert J. Multi-source information fusion: Progress and future // Chinese Journal of Aeronautics. – 2024. – V. 37(7) . – P. 24-58. – https://doi.org/10.1016/j.cja.2023.12.009

16. Legrand B., Gaillard A., Bouquain D. Comparative Study of Hybrid Electric Distributed Propulsion Aircraft Through Multiple Powertrain Component Modeling Approaches // Aerospace. – 2025. – no. 12. – https://doi.org/10.3390/aerospace12080732

17. Mission-Oriented Propulsion System Configuration and Whole Aircraft Redundancy Safety Performance for Distributed Electric Propulsion UAVs / Z. Chen, D. Liu,

Z. Hou, S. Chen // Drones. – 2025. – no. 9. – https://doi.org/10.3390/drones9090662

Освоение шельфовых месторождений углеводородов связано с созданием и эксплуатацией добывающих платформ, транспортировкой нефти и газа, бурением скважин. Мелководное заложение газогидратов с последующей их диссоциацией на воду и газ и дальнейшим выбросом последнего может создавать значительную угрозу при прокладке нефте- и газопроводов, буровых работах, а также при движении танкеров. В ходе экспедиций обнаруживается высвобождение газа на больших площадях морского дна, эмиссия настолько интенсивная, что он не успевает продиффундировать в морской толще и поднимается на поверхность. В данной работе представлены результаты лабораторного исследования течения газа в насыщенной гранулированной среде. Для моделирования выноса газа с морского дна через толщу рыхлых осадочных отложений была создана экспериментальная установка. Особенность ее заключалась в том, что она позволяла визуализировать процесс фильтрации газовой фазы в гранулированном слое, насыщенном жидкостью. Полученные результаты показали, что перед выбросом в гранулированной среде происходит образование разветвленной сети газопроводящих тонких витиеватых каналов, отходящих от основного, и чем ниже давление истекающего газа, тем меньше количество ветвлений и тем они шире. В процессе работы проведена оценка скорости образования выбросов, скорости всплывающих пузырей и их размеров. Показано, что результаты хорошо согласуются с данными, полученными гидроакустическими методами в ходе экспедиций в район Восточно-Сибирского моря..

Список литературы

1. Деградация подводной мерзлоты и разрушение гидратов шельфа морей Восточной Арктики как возможная причина «метановой катастрофы»: некоторые результаты комплексных исследований 2011 года / В.И. Сергиенко, Л.И. Лобковский, И.П. Семилетов [и др.] // Доклады Академии наук. – 2012. – Т. 446. – № 3. – С. 330–335. – EDN: PCINZB

2. Количественная акустическая оценка потоков метана с припайного льда на мелководном Восточно-Сибирском шельфе / Д.В. Черных, А.С. Саломатин, В.И. Юсупов [и др.] // Вестник Дальневосточного отделения Российской академии наук. – 2013. – № 6(172). – С. 128–133. – EDN: THYCWZ

3. Якушев В.С. Формирование скоплений природного газа и газовых гидратов в криолитозоне: автореф. дисс. на соис. уч. степ. докт. геолого-минералогических наук. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2009. – 47 с. – EDN: NKZKLP

4. Богоявленский В.И. Фундаментальные аспекты генезиса катастрофических выбросов газа и образования гигантских кратеров в Арктике// Арктика: экология и экономика. – 2021. – № 11(1). – С. 51–66. – https://doi.org/10.25283/2223-4594-2021-1-51-66. – EDN: QKWZJO

5. Садовский М.А., Адушкин В.В., Родионов В.Н. Моделирование крупных взрывов на выброс // Доклады Академии наук. – 1966. – Т. 167. – № 6. –

С. 1253–1255.

6. The Model of Cohesionless Sediment Blowout with an Increase in the Methane Flow Rate / P.M. Shpak, S.B. Turuntaev, M.A. Trimonova [et al.] // Geosciences (Switzerland). – 2022. – V. 12. – No. 11. – P. 423. – https://doi.org/10.3390/geosciences12110423. – EDN: MNSNNV