Породы доманиковой высокоуглеродистой формации Южно-Татарского свода (ЮТС) и Мелекесской впадины Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна традиционно рассматриваются как нефтематеринская толща, которая на большей части указанной территории либо еще не вступила, либо находится в самом начале нефтяного окна. В ходе анализа результатов лабораторных исследований последних лет установлено, что на северном борту и в центральной части ЮТС имеются зоны, в которых кероген существенно преобразован. После экстракции гексаном образцов, характеризующихся высокой степенью преобразованности керогена, значения пористости достигают 6–10 %, что позволяет отнести породы доманиковой формации к перспективным нетрадиционным коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами. Такие зоны локализованы в пределах субширотной полосы вблизи северной границы ЮТС, на западе центральной части ЮТС вдоль Алтунино-Шунакского прогиба и на отдельных локальных площадях. Вероятной причиной наличия локальных зон повышенной зрелости керогена является дополнительная температурная проработка, которая могла происходить на участках с многочисленными дизъюнктивными нарушениями в периоды тектонической активизации в каменноугольно-пермское или последующее время. Тем не менее наличие разломов не является единственным определяющим критерием для выделения участков с высокой степенью катагенетической преобразованности доманикового органического вещества (ОВ). Поисковые работы, нацеленные на выявление нефтяных скоплений в доманиковых отложениях, должны быть основаны на локализации зон с высоким содержанием ОВ, реконструкции геологической истории образования и эволюции разрывных нарушений.

Список литературы

1. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна / А.В. Ступакова, Н.П. Фадеева, Г.А. Калмыков [и др.] // Георесурсы. – 2015. – № 2 (61). – С. 77–86. – EDN: UAPZBD

2. Оценка ресурсного потенциала высокоуглеродистых пород сарайлинской толщи в пределах юго-восточного склона Северо-Татарского свода (Республика Татарстан) / А.Ф. Сафаров, Р.Р. Афлятунов, А.А. Лутфуллин [и др.] // Георесурсы. – 2025. – Т. 27. – № 2. – C. 243–254. – https://doi.org/10.18599/grs.2025.2.18. – EDN: WPYZCA

3. Результаты количественной оценки нетрадиционных ресурсов нефти Российской Федерации / П.Н. Мельников, А.И. Варламов, Н.К. Фортунатова

[и др.] // Геология и геофизика. – 2024. – Т. 65. – № 1. – С. 8–25. – https://doi.org/10.15372/GiG2023189. – EDN: VJIXBC

4. Баженова Т.К. Оценка ресурсов УВ битуминозных толщ нефтегазоносных бассейнов России // Геология нефти и газа. – 2017. – № 5. – С. 37–50. –

EDN: YLJJYS

5. Результаты изучения и перспективы освоения нетрадиционных залежей нефти в высокоуглеродистых карбонатно-кремнистых отложениях доманиковой формации Волго-Уральской провинции / А.И. Варламов, П.Н. Мельников, В.И. Пороскун [и др.] // Геология нефти и газа. – 2020. – № 6. –

С. 33–52. – https://doi.org/10.31087/0016-7894-2020-6-33-52. – EDN: KDQICK

6. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти [пер. с англ.]. – М. : Мир, 1981. – 501 с.

7. Царев В.В., Пороскун В.И. Геологическое строение нефтяных сланцевых формаций зарубежных стран / под ред. А.И. Варламова, П.Н. Мельникова. –

М.: ВНИГНИ, 2022. – 215 с. – EDN: DQQNIU

8. Характеристики органического вещества доманиковой высокоуглеродистой формации на территории Республики Татарстан / В.Д. Стороженко,

Ф.М. Газеева, А.Н. Мингазутдинов, Н.С. Кузнецов // Сб. научн. тр. ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – Набережные Челны: Экспозиция Нефть Газ, 2025. –

Т. 93. – С. 56–66. – EDN: LWJDHY

9. Методика оценки запасов нефти в отложениях доманикового типа / А.И. Варламов, В.И. Петерсилье, В.И. Пороскун [и др.] // Геология нефти и газа. – 2017. – № 5. – С. 51–65. – EDN: TAEKQP

10. Галимов Э.М. Источник углеводородов супергигантского нефтяного месторождения Ромашкино (Татарстан) – приток из кристаллического фундамента или нефтематеринские осадочные отложения? // Геохимия. – 2015. – № 2. – С. 103–122. – https://doi.org/10.7868/S001675251502003X. –

EDN: TFVLQH

11. ГОСТ 12113-94 Угли бурые, каменные, антрациты, твердые рассеянные органические вещества. Метод определения показателей отражения : межгосударственный стандарт : издание официальное : взамен ГОСТ 12113-83 : введен в действие с 1.01.1996 / МТК 179, «Уголь и продукты его переработки». – М.: Изд-во стандартов, 1995. – 20 с.

12. Jacob H. Classification, structure, genesis and practical importance of natural solid oil bitumen («migrabitumen») // International Journal of Coal Geology. – 1989. –

Vol. 11. – Р. 65–79. – https://doi.org/10.1016/0166-5162(89)90113-4

13. Характеристика органического вещества доманиковых отложений и насыщающих их флюидов на территории Республики Татарстан / Т.В. Григоренко, Г.Г. Савостин, А.Г. Калмыков [и др.] // Георесурсы. – 2025. – Т. 27. – № 1. – С. 221–235. – https://doi.org/10.18599/grs.2025.1.25. – EDN: FYQEOE

14. Тектоническое и нефтегеологическое районирование территории Татарстана / Р.С. Хисамов, Е.Д. Войтович, В.Б. Либерман [и др.] ; под ред.

Р.С. Хисамова. – Казань: Фэн; 2006. – 328 с. – EDN: JWTEJL

15. Гатиятуллин Н.С., Баратов А.Р., Либерман В.Б. Нефтеносные недра Татарстана в аспекте гипотезы дегазации земли // Георесурсы. – 2013. – № 1 (51). –

С. 17–22. – EDN: RCXWOL

В работе представлена методика оценки структуры пустотного пространства терригенных и карбонатных горных пород на основе концепции гидравлических типов коллектора. Целью исследования является определение распространения эффективного диаметра порового пространства, влияющего на анизотропию фильтрационно-емкостных свойств пластов. На основе результатов лабораторных исследований и послойного описания кернового материала Южно-Татарского свода установлены закономерности распределения структуры порового пространства (эквивалентный диаметр) с вторичными преобразованиями (доломитизация, перекристаллизация, выщелачивание, трещиноватость, стилолитизация и др.) и литологическими особенностями отложений (литотипы по Данхэму) для карбонатных коллекторов кизеловского горизонта. Для формирования представлений о распределении эффективного диаметра поровых каналов предложен подход к оценке среднего эквивалентного диаметра пор и каналов с использованием коэффициента пористости и комплексного параметра индикатора гидравлического типа коллектора. На основе гистограммного анализа установлены граничные значения эквивалентного диаметра поровых каналов для карбонатных коллекторов турнейского яруса. Применение граничных значений и выявленных зависимостей позволило сформировать трехмерные модели распределения вторичных преобразований, отражающие предполагаемые зоны изменения пустотного пространства карбонатных коллекторов. В результате использования обновленной и детализированной геологической модели наблюдается улучшение процесса ее адаптации к истории разработки, а следовательно, повышение точности прогнозных расчетов. Показано, что концепция гидравлических единиц потока в сочетании с особенностями распределения литотипов и вторичных преобразований отложений предоставляет собой эффективный инструмент для более детального описания и дифференциации пустотного пространства карбонатных коллекторов.

Метод межскважинных трассерных исследований является прямым инструментом изучения фильтрационных потоков от нагнетательных скважин и определения фильтрационно-емкостных свойств межскважинного пространства. Однако в условиях низкой эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) ввиду особенностей геологического строения объектов разработки с трудноизвлекаемыми запасами результаты исследований не всегда дают возможность сформировать корректирующие мероприятия. Стандартные результаты трассерных исследований системы ППД направлены в основном на получение качественных данных о наличии или отсутствии гидродинамической связи между скважинами. Вследствие особенностей геологического строения карбонатных коллекторов, а также относительно невысокой продолжительности большинства исследований стандартная количественная интерпретация трассерных тестов не дает достаточной информации о механизме движения флюида в межскважинном пространстве и об особенностях вовлечения зон пласта в разработку. Эти факторы требуют проведения дополнительных аналитических работ, которые позволят повысить информативность и применимость полученных результатов. Выполненные работы показывают необходимость использования данных об энергетическом состоянии залежи, а также текущих геолого-промысловых факторов, которые могут оказывать критическое влияние на систему заводнения. Комплексирование исторических данных объекта разработки с результатами промысловых исследований помогает оценить влияние особенностей межскважинного пространства и режима эксплуатации скважин на текущий уровень ППД, а также на эффективность выработки запасов в карбонатных коллекторах. Полученные выводы дали возможность сформировать программу корректирующих мероприятий, направленную на повышение эффективности системы заводнения и снижение непроизводительной закачки.

Список литературы

1. Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее. – Казань: Фэн, 2012. – 663 с.

2. Будкевич Р.Л., Белова Т.Т., Аленькин И.А. Контроль над зонами фильтрации и коэффициентом охвата на основе трасерных исследований межскважин­нного пространства // Нефтяная провинция. – 2024. – № 3. – С. 96–109. – https://doi.org/10.25689/NP.2024.3.96-109. – EDN: HFKOXK

3. Обобщение индикаторных (трассерных) исследований на месторождениях Западной Сибири / А.С. Трофимов, С.В. Бердников, Н.Р. Кривова [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2006. – № 12. – С. 72–77. – EDN: MUKWAF

4. A Field Case Study of an Interwell Gas Tracer Test for Gas-EOR Monitoring / M. Sanni, M. Abbad, S.Kokal [et al.] // SPE-188363-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/188363-MS

5. Метод межскважинных трассерных тестов для диагностики опережающего обводнения и минимизации рисков при уплотняющем бурении / А.Г. Камышников, Ант.Н. Береговой, А.Т. Зарипов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 7. – С. 36-39. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-7-36-39. – EDN: CYPLDP

Доля трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) нефти имеет тенденцию к росту в связи с наличием различного рода факторов. Значительные объемы ТРИЗ сконцентрированы в залежах нефти с литологически ограниченными (так называемыми линзовидными) коллекторами. Общепризнана невысокая степень выработки таких коллекторов, что дает предпосылки к более тщательному исследованию данной проблемы и поиску путей повышения эффективности разработки линз. Основными проблемами разработки линзовидных коллекторов являются низкие уровни отборов при разбуривании линз одиночными скважинами, ограничения возможностей заводнения, эффективность которого зависит от множества факторов (анизотропии коллекторских свойств, размеров линзы, расположения скважин и др.), геологическая неоднородность (изменения литологического состава, проницаемости, пористости). Чем выше неоднородность коллекторских свойств линзовидного объекта, тем больше не затронутых процессом вытеснения участков могут остаться в нем к концу разработки. В неоднородном пласте охваченная реальной выработкой толщина часто меньше общей толщины заводняемого пласта. Большая доля ТРИЗ при этом может оставаться в краевых частях линзы, малопродуктивных коллекторах, застойных и тупиковых зонах. Определение местоположения таких запасов и подбор методов их выработки – одна из ключевых задач эффективной стратегии разработки линз. По мере развития цифровых технологий появилась возможность расчетов многочисленных прогнозных вариантов разработки объектов на гидродинамических моделях. В статье приводится пример прогнозного расчета разработки линзовидного участка на гидродинамической модели в нескольких вариантах с целью определения факторов влияния на добычу нефти и конечный коэффициент извлечения нефти.

Список литературы

1. Головин Н.А., Малышев В.Л. Исследование особенностей опробования и последующей выработки запасов нефти в линзовидных коллекторах // Булатовские чтения. – 2018. – Т. 2. – Ч. 1. – С. 137–143. – EDN: XWILOX

2. Насыбуллин А.В. Теоретические основы геолого-гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2026. – 345 с.

3. Вересков А.И., Каневская Р.Д., Коробкин С.В. Вероятностный подход к описанию пластов с неоднородным линзовидным строением и оценке неопределенности при бурении скважин // Геология и геофизика. – 2005. – Т. 46. – № 2. – С. 160–169. – EDN: MUFDBX

4. Опыт выделения линз в разрезе продуктивных отложений кыновского и пашийского горизонтов Алькеевской площади Ромашкинского месторождения / А.Г. Миннуллин [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 10. – С. 40–45. – EDN: ZJSTWL

5. Закиров С.Н., Контарев А.А. Выработка запасов нефти в линзовидных коллекторах // Доклады академии наук. – 2007. – Т. 413. – № 1. – С. 68–70. –

EDN: IAALTL

6. Батраев С.А. Добыча нефти из линзовидных пластов // Тенденции развития науки и образования. – 2024. – № 108–13. – С. 105–108. – https://doi.org/10.18411/trnio-04-2024-725. – EDN: KSAWLO

7. Закиров С.Н., Контарев А.А. Разработка линзовидных коллекторов // Вести газовой науки. – 2012. – № 2 (10). – С. 73–77. – EDN: RTXAAF

8. Учет расчлененности пласта в расчетах коэффициента охвата воздействием / В.П. Балин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 1. – С. 14–20. – EDN: VGSULN

9. Мармылев И.Ю. Уточнение геологического строения залежей путем определения особенностей локализации невыработанных запасов // Нефтяник полесья. – 2024. – № 1(45). – С. 122–127. – EDN: AZLFTI

10. Моделирование процессов нефтеизвлечения из анизотропного пласта при различных режимах разработки залежи / Н.И. Хисамутдинов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 1. – С. 5–7. – EDN: KZXNSZ

11. Опыт математического моделирования выработки запасов нефти линзовидных залежей / М.В. Самойлов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2012. –

№ 11. – С. 76–81. – EDN: PUQHMJ

12. Владимиров И.В., Галин Э.Р. Технология разработки литологически экранированной «линзы», эксплуатируемой одной скважиной // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2011. – № 2. – С. 22–29. – EDN: NPGJER

13. Медведев К.Ю. Перспективы применения нестационарного заводнения с целью повышения выработки запасов нефти // Наука. Инновации.

Технологии. – 2017. – № 2. – С. 147–158. – EDN: YZIKWP

Сверхвязкая нефть и природные битумы пермских отложений Республики Татарстан являются стратегическим ресурсом российской нефтяной отрасли, однако их разработка невозможна без применения тепловых или химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Часто эффективность МУН оценивается по коэффициенту вытеснения и динамической вязкости извлеченного продукта, при этом геохимические характеристики остаточной нефти изучаются крайне редко. В статье приводятся результаты сравнительного исследования остаточного битумоида в керне битумонасыщенного песчаника после серии из 13 фильтрационных экспериментов на линейной модели пласта: воздействие насыщенным и перегретым паром, паром в сочетании с углеводородным растворителем, диоксидом углерода в субкритических условиях и катализатором акватермолиза. Битумоид извлекался из образцов органическими растворителями методом экстракции, его геохимические характеристики определялись методами SARA-анализа и газовой хромато-масс-спектрометрии. Основная часть рассмотренных методов воздействия привела к схожему снижению содержания битумоида в породе, однако установлены различия в изменении их фракционного и компонентного составов. Так, паротепловое воздействие приводит к смещению ряда н-алканов в сторону высокомолекулярных компонентов, тогда как его сочетание с растворителем увеличивает эффективность извлечения смолисто-асфальтеновой фракции. СО2 в субкритических условиях эффективно взаимодействует с циклическими и гетероатомными соединениями. Каталитический акватермолиз показал наилучший результат, а кроме того, сопровождался деструкцией асфальтенов. Полученные данные свидетельствуют о различиях в механизмах взаимодействия агентов МУН и битумоида, что формирует основу для рационального подбора технологий с учетом исходных геохимических особенностей флюида.

Список литературы

1. Яраханова Д.Г. О перспективах процессов освоения сверхвязких нефтей и природных битумов горизонтальными скважинами // Георесурсы. – 2015. –

Т. 1. – № 3 (62). – С. 53–56. – EDN: ULSBTP

2. Особенности разработки залежей сверхвязкой нефти западного склона Южно-Татарского свода / Н.С. Нуреева [и др.] //Территория нефтегаз. – 2016. – № 10. – С. 64–69. – EDN: WXKOYB

3. Повышение эффективности паротепловых методов добычи высоковязких нефтей с использованием катализатора на основе кобальта / С.А. Ситнов

[и др.] //Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 106–108. – EDN: WZJKGH

4. Molecular dynamics simulation of CO2 dissolution in heavy oil resin-asphaltene / B. Li [et al.] //Journal of CO2 Utilization. – 2019. – V. 33. – P. 303–310. – https://doi.org/10.1016/j.jcou.2019.06.011. – EDN: JAADBE

5. Применение метода SARA-анализа для характеристики нефтяных дисперсных систем / И.Р. Сафина [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. – 2014. – Т. 17. – № 24. – С. 212–213. – EDN: THHJPH

6. Конторович А.Э. Рациональный комплекс современных методов анализа в органической геохимии // В сб. Современные методы анализа органической геохимии. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 1973. – С. 4–13.

7. Experimental study of the steam distillation mechanism during the steam injection process for heavy oil recovery / P. Liu [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – V. 166. – P. 561–567. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.03.096

8. Maity S.K., Ancheyta J., Marroquín G. Catalytic aquathermolysis used for viscosity reduction of heavy crude oils: A review // Energy & Fuels. – 2010. – V. 24. –

No. 5. – P. 2809–2816. – https://doi.org/10.1021/ef100230k

9. Каталитическое облагораживание высоковязкой нефти при паротепловой обработке с использованием катализаторов на основе металлов переходных групп / С.И. Кудряшов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 30–34. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-8-30-34. – EDN: ZDRWQL

10. Пат. № 2857881 C1 РФ, МПК E21B 49/00, G01N 33/24. Кернодержатель для насыпной модели пласта: заявл. 11.11.2025: опубл. 11.03.2026 / В.Н. Лебедев,

Р.Р. Афлятунов, О.С. Сотников, М.Т. Ханнанов; заявитель: ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – EDN: WDOVRJ

В статье представлены основные результаты фильтрационных исследований по определению зависимости изменения нефтевытесняющей способности полимерных растворов от концентрации двух типов ПАА (средне- и высокомолекулярного) в присутствии ПАВ. Фильтрационные исследования являются наиболее информативными при изучении смесевых нефтевытесняющих композиций, которые позволяют сравнивать их эффективность в условиях изменения концентрации и физико-химических свойств агентов, что позволяет охарактеризовать важнейшие свойства композиций и обеспечить выбор наилучших вариантов. Эксперименты проводились в условиях отложений терригенного девона и бобриковского горизонта с проницаемостью моделей пласта, составляющей 0,303–0,726  мкм2, вязкостью нефти - 17,2–21,3 мПа·с для терригенного девона и 41,6–54,5 мПа·с для бобриковского горизонта. Ключевым свойством полимеров, влияющим на нефтевытеснение, является вязкоупругость, которая зависит от концентрации и молекулярной массы полимера, температуры, минерализации воды, проницаемости и др. По результатам исследований выявлено, что в условиях проведения фильтрационных экспериментов наибольшее влияние на нефтевытесняющие свойства растворов ПАА и ПАВ-полимерных композиций (имеющих одинаковое количество ПАВ в составе) оказывают устойчивость ПАА к высокой минерализации и его молекулярная масса, при этом ПАВ-полимерная композиция обеспечивает кратное увеличение прироста коэффициента вытеснения по сравнению с раствором ПАА. Максимальное значение прироста коэффициента вытеснения нефти для ПАВ-полимерных композиций, исследуемых в условиях терригенного девона, составило 29,8 %, бобриковского горизонта – 30,6 %.

Список литературы

1. Мурзакаев Ф.Г., Максимов Г.Г. Химизация нефтедобывающей промышленности и охрана окружающей среды. – Уфа: Башкирское книжное изд-во,

1989. – 154 с.

2. Химические реагенты и технологии для повышения нефтеотдачи пластов / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Л.И. Толстых, Л.Ф. Давлетшина. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. – 145 с. – EDN: ZVIQVX

3. Технология повышения нефтеотдачи с применением дисперсных и силикатных композиций на месторождениях ПАО «Татнефть» / М.Р. Хисаметдинов, З.М. Ганеева, Е.И. Варламова [и др.] // Тр. ТатНИПИнефти / ПАО «Татнефть». – М.: Нефтяное хозяйство, 2021. – Вып. 89. – С. 164–169. –

EDN: RQCWZQ

4. Применение микрогелевых систем для увеличения нефтеизвлечения на высоковыработанных месторождениях / М.Р. Хисаметдинов, Е.И. Варламова, Н.В. Шабалин [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2024. – № 9. – С. 46–49. – EDN: RLJIKS

5. Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Нефтяное хозяйство, 2019. – 321 с.

6. Исследования свойств химических продуктов для применения в технологиях увеличения нефтеизвлечения ПАО «Татнефть» / М.Р. Хисаметдинов,

Г.Р. Каримова, Е.И. Варламова [и др.] // X Международная (XVIII Всероссийская) научно-практическая конференция, Москва, 29 июня 2023 г. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2023. – С. 61–64. – EDN: VFGEEA

Для предотвращения разлива скважинной жидкости на поверхности земли при подъеме глубиннонасосного оборудования в нефтедобыче используется сливной клапан, с помощью которого сообщаются полости НКТ с межтрубным пространством в скважинах, эксплуатируемых скважинными штанговыми насосами (СШН). Жидкость из полости НКТ перетекает в межтрубное пространство, и уровни в них выравниваются. Проанализированы имеющиеся варианты слива жидкости из НКТ, выявлены области их применения и недостатки. Разработан клапан для слива жидкости из НКТ в скважинах, эксплуатируемых СШН. Система фиксации втулки сливного клапана представляет собой упругое разрезное кольцо, установленное в радиальной канавке втулки и взаимодействующее поочередно с двумя ответными радиальными канавками на внутренней поверхности корпуса. Эластичные уплотнения жестко закреплены на подвижной втулке и корпусе устройства. Отверстие в НКТ выполнено в канавке с фасками. Толкатель установлен на штанге между двумя замковыми соединениями и изготовлен в виде втулки с эластичными выступами, имеющими размеры, обеспечивающие его фиксацию внутри колонны НКТ. При этом эластичные выступы обеспечивают плотное прохождение его через втулку. Технический результат достигается за счет упрощения клапана, его сборки и повышения надежности. Проведены исследования различных типов фиксации втулки внутри корпуса сливного клапана. Подобраны материал и форма толкателя, необходимые для надежной работы. Приемочные испытания на скважине показали эффективность работы сливного клапана, рекомендовано его применение на объектах ПАО «Татнефть».

Список литературы

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Нефть и газ, 2003. – 816 с. – EDN: QMXTQX

2. Скважинные насосные установки для добычи нефти / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, А.А. Сабиров [и др.]. – М.: Изд-во Нефть и газ, 2002. – 823 с. –

EDN: YPZFCM

3. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти : расчет и конструкция. – М.: Недра, 1968. – 272 с.

4. Никишенко С.Л. Нефтепромысловое оборудование. – 2-е изд. – Волгоград: Ин-Фолио, 2008. – 231 с.

5. Пат. 2797747 РФ, МПК Е21В 34/14. Клапан для слива жидкости из НКТ (варианты); К.М. Гарифов, А.Х. Кадыров, А.В. Глуходед, И.Г. Гараев, И.Н. Рахманов, В.А. Балбошин; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина; № 2022126248; заявл. 07.10.2022; опубликовано 08.06.2023

В статье проанализирована необходимость комплексного нормирования поврежденности при дефектации насосных штанг и оценке условий их дальнейшего использования в ремонтных штанговых колоннах с позиций теории надежности эксплуатации объектов с основным соединением элементов для решения проблемы внедрения эксплуатации штанг и штанговых колонн по техническому состоянию. Рассмотрены существующие показатели оценки качества проведенного технического обслуживания бывших в эксплуатации насосных штанг. Приведены показатели выходного качества проведения их технического обслуживания, необходимые для обеспечения безаварийной наработки штанговых колонн в скважине путем перехода от концепции расследований отказов и освидетельствований к концепции прогнозирования и предупреждения. Обоснован алгоритм дефектации насосных штанг при техническом обслуживании согласно статусу технического состояния и нормам качества по коэффициенту дефектности. Это даст возможность обеспечить переход технического обслуживания оборудования от локального выявления отдельных дефектов к интегральной цифровой оценке технического состояния по статусу и коэффициенту дефектности. Внедрение цифровой оценки является ключом для разработки автоматизированной системы управления базой данных технического обслуживания и ремонта всего спускаемого оборудования установок скважинных штанговых насосов путем выработки управленческих решений по регулированию баланса безаварийной наработки в скважине и стоимости жизненного цикла глубиннонасосного оборудования с учетом геологического состояния запасов месторождений и колебания рыночных цен на добываемую продукцию согласно формально описанным методам теории надежности и массового обслуживания в рамках унифицированных процедур.

Список литературы

1. О возможности снижения частоты обрывов насосных штанг путем совершенствования методов качественной и количественной оценки остаточной наработки / В.А. Климов, К.В. Валовский, В.М. Валовский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 7. – С. 60–64. – EDN: KVRHWH

2. Совершенствование системы технического обслуживания и ремонта глубиннонасосного оборудования / В.А. Климов, К.В. Валовский, В.М. Валовский

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 7. – С. 52–54. – EDN: MSXHOZ

3. Обоснование диагностических признаков усталостного разрушения насосных штанг / В.А. Климов, К.В. Валовский, В.М. Валовский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 11. – С. 126–129. – EDN: KZIJRZ

4. О физике отказов, методах расчета надежности и эффективности эксплуатации штанговой колонны в скважине / В.А. Климов, К.В. Валовский, В.М. Валовский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7. – С. 66–69. – EDN: NXLDDL

5. Об обеспечении рациональной эксплуатации технических средств добычи нефти / В.А. Климов, Д.В. Пищаев, А.Б. Петроченков, С.В. Бочкарев // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 46–49. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-46-49. – EDN: AINUEI

6. ГОСТ 13877-96. Штанги насосные и муфты штанговые. Технические условия.

Необходимость проведения испытаний по подбору антикоррозионных лакокрасочных материалов, пригодных для нанесения на металл при отрицательных температурах окружающей среды, обусловлена потребностью продления сезона окрасочных работ, снижения затрат, связанных с применением дополнительных обогревательных приборов для поддержания требуемого температурного режима при окраске крупногабаритного емкостного оборудования. Основное внимание в работе уделено вопросам подбора и апробации представленных на отечественном рынке «зимних» лакокрасочных материалов, способных формировать покрытие с длительным сроком эксплуатации. В ходе выполнения исследований проведен комплекс натурных и лабораторных испытаний восьми марок антикоррозионных покрытий различных химических типов, предназначенных для защиты внутренней поверхности емкостного оборудования при нанесении в условиях низких температур от -5 до -10 °C. Сформированные в таких условиях образцы с лакокрасочным покрытием в лабораторных условиях подвергли серии ускоренных испытаний на воздействие агрессивных сред: статическому воздействию соленой воды в широком температурном диапазоне от 20 до 80 °C, воздействию товарной нефти, циклическому перепаду температур от 90 до -40 °C. Впоследствии оценены изменения декоративных и защитных свойств, включающих толщину пленки покрытия и адгезионную прочность методами Х-образного надреза и отрыва «грибка», стойкость к ударным нагрузкам и абразивному износу, а также распространение коррозии от линии надреза. На основании полученных экспериментальных данных к практическому применению рекомендовано несколько систем покрытий, продемонстрировавших удовлетворительные результаты после прохождения ускоренных лабораторных испытаний на старение.

Список литературы

1. Методические основы антикоррозионной защиты емкостного оборудования с применением лакокрасочных покрытий / Г.Л. Агафонова, Р.И. Валиахметов, А.В. Кожаева [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2024. – № 8. – С. 129–133. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-8-129-133. – EDN: IAACEL

2. Агафонова Г.Л., Кожаева А.В. Опыт применения лакокрасочных материалов для противокоррозионной защиты нефтепромыслового оборудования

ОАО АНК «Башнефть» // Территория Нефтегаз. – 2012. – № 3. – С. 40–44. – EDN: OXYKRB

3. Ревин П.О. Изучение возможности нанесения защитных покрытий в условиях низких температур // Инженерная практика. – 2025. – № 3–4. – С. 52–55.

4. Павлуцкая А.С. Технологии и материалы, применяемые при окрашивании металлических конструкций в условиях отрицательных температур // Молодой ученый. – 2023. – № 29(476). – С. 44–48. – EDN: QXOGVX

5. Рычков А.В., Токарев М.Д., Чернова А.А. Система антикоррозионной защиты емкостного оборудования, адаптированная для климатических условий средних широт // Химическая физика и мезоскопия. – 2023. – Т. 25. – № 4. – С. 577–586. – https://doi.org/10.15350/17270529.2023.4.52. – EDN: XZYEKW

6. ГОСТ 9.402-2004. Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей к окрашиванию, межгосударственный стандарт; введен в действие 01.01.2006 г. взамен ГОСТ 9ю402-80.

7. ГОСТ 31993-2024 «Материалы лакокрасочные. Определение толщины покрытия» межгосударственный стандарт; издание официальное; введен в действие 01.04.2025 г.; взамен ГОСТ 31993-2013. – 45 с.

8. ГОСТ 9.407-2015. Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Метод оценки внешнего вида, межгосударственный стандарт; издание официальное; принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации № 77-П от 29 мая 2015 г.; введен в действие 01.03.2016 г.

9. ГОСТ 32702.2-2014. Материалы лакокрасочные. Определение адгезии методом Х-образного надреза, межгосударственный стандарт, издание официальное, принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации № 45-2014 от 25.06. 2014 г.; введен в действие 01.09.2015 г.

10. ГОСТ 32299-2025. Материалы лакокрасочные. Определение адгезии методом отрыва, межгосударственный стандарт; издание официальное; введен в действие 01.08.2025 г. взамен ГОСТ 32299-2013.

11. ГОСТ 4765-2024. Материалы лакокрасочные. Метод определения прочности покрытия при ударе, межгосударственный стандарт; издание официальное; введен в действие 01.02.2025 г. взамен ГОСТ 4765-73.

В работе исследована эффективность реагентов для удаления сероводорода и меркаптанов из продукции скважин. Цель исследования – отработка методики определения сероводорода и меркаптанов в нефти и попутно добываемой воде, а также подбор наиболее эффективного реагента для нейтрализации сероводорода и меркаптанов в продукции скважин и снижения их концентрации соответственно до 20 и 40 ppm. При освоении скважин, продукция которых характеризуется высоким содержанием сероводорода и меркаптанов, применяют методы нейтрализации коррозионно-активных сернистых компонентов с определением их концентрации для безопасной транспортировки продукции скважин до потребителя. В полевых условиях установление концентрации сероводорода и меркаптанов представляет определенную сложность. Для выполнения данной задачи проведена отработка методики МВИ № 62506-06 на образцах нефти в части определения содержания меркаптанов. Исследована эффективность четырех образцов нейтрализаторов и различных окислителей. Определена зависимость концентрации сероводорода и меркаптанов от времени контакта нефти с образцом реагента-нейтрализатора. Исследована эффективность нейтрализатора сероводорода и меркаптанов при очистке попутно добываемой воды и нефти с массовой концентрацией воды до 5 %. Возможно утилизировать газожидкостную смесь на горизонтальных факельных установках с использованием различных типов горелок, которые позволяют сжигать скважинную продукцию. В ряде случаев запрещается сжигание сырой нефти в период пробной эксплуатации, исследования или освоения нефтяных скважин. Поэтому определение оптимального реагента для нейтрализации сероводорода и низкокипящих меркаптанов в газожидкостной смеси является актуальной задачей.

Список литературы

1. МВИ № 62506-06. Нефть, нефтепродукты и углеводородные газовые конденсаты. Определение сероводорода. – Бугульма: ТатНИПИнефть. – 2006. – 14 с.

2. Технологии очистки нефти от сероводорода на объектах ПАО «Татнефть» / Д.Д. Шипилов, А.Н. Шаталов, Р.М. Гарифуллин, В.В. Соловьев // Нефтяная провинция. – 2020. – № 4. – С. 206–216. – https://doi.org/10.25689/NP.2020.4.206-216. – EDN: LHOVUV

3. Использование реагентов-нейтрализаторов сероводорода для очистки нефти на объектах ОАО «Татнефть» / Н.Г. Ибрагимов, Д.Д. Шипилов, А.З. Мингазова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 7. – С. 52–54. – EDN: QNJGZD

В статье изложены результаты изучения изменения свойств как новообразованных, так и сингенетических минералов, слагающих алевро-песчаные коллекторы терригенного девона. Исследование выполнено с применением современных инструментальных методов для восточной части Волго-Камской антеклизы, где породы подверглись воздействию глубинных гидротермальных минерализованных вод, циркулирующих по трещиноватым зонам. Установлено, что образовавшиеся вторичные минералы оказывают влияние на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) продуктивных пластов. Среди аутигенных минералов положительное воздействие отмечено для микрокристаллического кварца, который формируется преимущественно на поверхности обломочных зерен кварца, а также среди глинистой (пелитовой) фракции породы. Сингенетический иллит, обладающий чешуйчатой морфологией, обычно ухудшает ФЕС алевро-песчаных пород. Однако при воздействии бескислородной гидротермальной воды, содержащей ионы железа и магния, он трансформируется в иллит с игольчатой либо лентовидной формой кристаллов (эпигенетический), характеризующийся более высокими значениями пористости и проницаемости, по сравнению с сингенетическим типом. Дополнительно в статье приведены сведения об иных эпигенетически образованных минералах. Отмечено, что в настоящее время существует модифицированный лабораторный подход к изучению эпигенетических глин, позволяющий достоверно оценивать их количество и тип, что необходимо для построения корректной петрофизической модели с последующим расчетом коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности коллекторов.

Список литературы

1. Гаррис М.А. Об эпигенетической минерализации кристаллического фундамента и нижней части осадочного покрова Западной Башкирии //ДАН СССР. – 1955. – № 2. – С. 329–331.

2. Тимергазин К.Р. О генезисе сульфидов в девонских и более древних породахна востоке Русской платформы // ДАН СССР. – 1955. – Т. 105. – № 2. –

С. 345–346.

3. Тимергазин К.Р. О сульфатах гидротермального типа в додевонских и девонских отложениях в Западной Башкирии // ДАН СССР. – 1955. – Т. 105. –

№ 3. – С. 562–563.

4. Флоренский В.П., Лапинская Т.А., Князев В.С. Габбро-диабазы, диабазы и близкие к ним породы восточной части Русской платформы // Тр. МНИ. – 1955. – Вып. 14. – С. 35–92.

5. Полянин В.А. Рудопрявление в глубоких недрах Татарии. – Казань: Изд-во Гос. Музея ТАССР, 1956. – 12 с.

6. Тимергазин К.Р. Избранные труды. Книга вторая: Додевонские образования Западной Башкирии и перспективы их нефтегазоносности. – Уфа: Гилем, 2007. – 448 с.

7. Хаин В.Е., Соколов Б.А. Флюидодинамический анализ – новый этап развития учения о нефтегазоносности осадочных бассейнов // Флюидодинамичекий фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. – М.: Наука, 1989. – С. 18–26.

8. Ситдикова Л.М. Особенности флюидного режима кристаллического фундамента Татарского свода // Георесурсы. – 2007. – № 3 (22). – С. 26–28. –

EDN: JWTEUP

9. Worden R.H., French M.W., Mariani E. Amorphous nanofilms result in growth of misoriented microcrystaline quartz cement maintaining porosity in deeply buried sandstones // Geology. – 2012. – V. 40 (2). – P. 179–182. – https://doi.org/10.1130/g32661.1

10. Связь тектонических нарушений с нефтеносностью и эпигенезом коллекторов терригенной толщи девона на востоке Восточно-Европейской платформы (на территории Башкортостана) / Р.Х. Масагутов, А.А. Николаев, Д.У. Комилов, А.М. Нигматзянова // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 7. – С. 70–74. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-7-70-74. – EDN: ACEOQI

11. Комплексное применение инструментальных и промыслово-геофизических методов изучения терригенных пород-коллекторов пашийского горизонта девона на примере месторождений востока Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / А.М. Нигматзянова, Р.Х. Масагутов, Т.В. Бурикова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 1. – С. 40–44. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-1-40-44. – EDN: OKNHXW

12. Классификация коллекторов по петрофизическим параметрам отложений терригенной толщи девона платформенной части Республики Башкортостан / А.М. Нигматзянова, 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: OKNHXW

13. Новый подход к анализу глинистых минералов в горных породах методом рентгеновского рассеяния / В.Д. Ситдиков, А.А. Николаев, Е.А. Колбасенко

[и др.] // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т. 19. – № 5. – С. 75–83. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-5-75-83. – EDN WXMDNQ

14. Изотов В.Г., Ситдикова Л.М. Перспективы использования нанотехнологий при разработке месторождений углеводородного сырья // Повышение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и битумов: Материалы Международной научно-практической конференции. – Казань: изд-во «Фэн». – 2007. – С. 291–294.

15. Маракушев С.А., Белоногова О.В. Неорганическое происхождение углеродного вещества «нефтематеринских» пород // Георесурсы. – 2021. –

№ 23 (3). – С. 164–176. – https://doi.org/10.18599/grs.2021.3.19. – EDN: XDRPAY

Эффективное разбуривание сложнопостроенных карбонатных коллекторов с высокой степенью изменчивости характеристик является одной из ключевых задач современной нефтегазовой геологии. Успешное бурение горизонтальных скважин напрямую зависит от точного прогноза распределения зон с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами пород. В геологических моделях, основой которых является интерполяция обособленных скважинных данных, часто не учитывается высокая вертикальная и латеральная изменчивость сложнопостроенного коллектора, которая может привести к ошибкам на этапе планирования траекторий и значительным экономическим рискам: бурению стволов с низкой эффективной проходкой по коллектору и снижению эффективности разработки месторождений. Использование данных 3D сейсморазведки и производных атрибутов позволяет качественно картировать границы сеймофациальных зон, при этом для количественного прогноза параметров, таких как пористость, требуется модель, интегрирующая сейсмические и скважинные данные. Применение прогнозного куба пористости в рамках выполнения сейсмогеологического анализа (СГА) при геологическом сопровождении бурения горизонтальных скважин направлено на минимизацию геологических рисков, увеличение длины вскрытия эффективного коллектора и дебитов нефти. Таким образом, комплексное применение СГА с использованием полного спектра геолого-геофизической информации в условиях сложнопостроенных коллекторов становится необходимым инструментом для повышения эффективности бурения горизонтальных скважин.

Список литературы

1. Уренко Р.С., Вахромеев А.Г. Выделение органогенных построек осинского горизонта по данным 2D и 3D сейсморазведки в северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы // Науки о Земле и недропользование. – 2021. – Т. 44. – № 1. – С. 30–38. – https://doi.org/10.21285/2686-9993-2021-44-1-30-38. – EDN: HGLSID

2. Задорожная Н.М. Типизация и классификация рифогенных формаций // Биота как фактор геоморфологии и геохимии. Рифогенные формации и рифы в эволюции биосферы. – М.: Палеонтологический институт имени А.А. Борисяка РАН, 2009. – С. 36–39.

3. Loucks R.G., Kerans Ch., Janson X. Introduction to carbonate environments, facies, and facies tracts. – https://www.beg.utexas.edu/lmod/_IOL-CM01/cm01-index.htm

4. Максимова Е.Н., Чертина К.Н. Циклическое строение осинского горизонта на примере одного из месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы // Литология осадочных комплексов Евразии и шельфовых областей: материалы IX Всероссийского литологического совещания (с международным участием) (Казань, 30 сентября – 3 октября 2019 г.). – Казань: Изд-во Казанского университета, 2019. – С. 271–272.

5. Кизимов П.Л., Кузнецова Л.С., Пивовар А.В. Опыт применения сейсмогеологического анализа при разбуривании кольцевых структур осинского продуктивного горизонта // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2025. – № 5 (401). – С. 37–42. – EDN: HSBJIH

6. Приезжев И.И., Шмарьян Л.Е., Солоха Е.В. Методика сейсмической инверсии с помощью генетического алгоритма с последующим использованием результатов инверсии при моделировании коллекторских свойств резервуара // Технологии сейсморазведки. – 2009. – № 2. – С. 18–23. – EDN: NCGHTR

7. Ампилов Ю.П., Сафуанова К.Р., Штейн Я.И. Сопоставление методов количественного атрибутного анализа для прогноза толщин коллекторов по сейсмическим данным // Вестник МГУ. Сер. 4. Геология. – 2025. – № 2. – С. 106–112. – https://doi.org/10.55959/MSU0579-9406-4-2025-64-2-106-112. –

EDN: BDMWSQ

В статье представлены результаты опытно-промысловых испытаний (ОПИ) технологии лазерной сварки обсадных труб при реконструкции скважины методом бурения бокового ствола на месторождении АО «Самаранефтегаз». Основной целью данного пилотного проекта являлась оценка применимости лазерной сварки обсадных труб в части ее надежности и эффективности при строительстве высокотехнологичных скважин, а также в сложных горно-геологических условиях, в периметре ПАО «НК «Роснефть». Технология лазерной сварки обсадных труб впервые применена на объектах ПАО «НК «Роснефть» и позволяет заменить резьбовые муфтовые соединения обсадной колонны на высокопрочные сварные швы. Предусматривается применение комплекса лазерной сварки обсадных труб, при помощи которого формируются высокомоментные газогерметичные сварные соединения. Выбор скважины-кандидата для проведения ОПИ осуществлялся исходя из скважинных горно-геологических условий с выполнением проектных расчетов прочности обсадной колонны при воздействии эксплуатационных нагрузок. По результатам ОПИ подтверждена надежность работы комплекса орбитальной лазерной сварки обсадных труб, в том числе с помощью системы автоматического ультразвукового контроля. Кроме того, отмечено, что было затрачено дополнительное время на подготовительные и заключительные работы при подготовке лазерной установки к сварке. В статье приводится сравнительный анализ времени, затраченного на соединение обсадных труб при лазерной сварке или свинчивании. Отмечен высокий потенциал внедрения технологии лазерной сварки обсадных труб для повышения эффективности и надежности строительства высокотехнологичных скважин.

Список литературы

1. Лазерная сварка обсадных труб. Опыт и перспективы применения / С.Ю. Сундеев, Р.Р. Галиев, А.А. Загадов [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2024. –

№ 10 (287). – С. 13–16. – EDN: DFPKCX

2. О возможности снижения металлоемкости конструкции скважин / Д.А. Федосеев, И.Ю. Коровин, М.Е. Коваль [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2021. –

№ 8 (249). – С. 25–30. – EDN: WGZSTD

3. Конструкция скважин по безмуфтовой технологии / С.А. Якунин, А.Р. Агишев, А.Р. Нургалеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 3. – С. 42–45. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-3-42-45. – EDN: ODGXIY

4. Комплекс орбитальной лазерной сварки обсадных труб TongWELD. – https://ire-polus.com/wp-content/uploads/2024/05/ipg_ire_polus_tongweld_guide.pdf

В ПАО «Сургутнефтегаз» технология научно-методического сопровождения строительства горизонтальных скважин с применением геомеханических моделей внедрена в 2020 г. с целью выбора безопасной плотности бурового раствора и режимов бурения, оптимальной конструкции скважин на основании результатов геофизических исследований скважин (ГИС) в ранее пробуренных скважинах, уточненных пластовых давлений и давлений гидроразрыва пласта (ГРП), сейсмического профиля, исследований образцов керна. Традиционно в отрасли в качестве калибровочных данных для построения геомеханической модели применяются результаты исследований кернового материала, микросканеры, результаты расширенного теста на утечку или так называемых «стресс-тестов» (микро-ГРП), материалы геолого-технического мониторинга, данные изучения шлама и результаты кавернометрии. На основе теоретических исследований и наработанных статистических материалов предлагается включить в номенклатуру калибровочной информации доступные данные ГИС, полученные методом селективного гамма-дефекто-толщиномера (СГДТ), основанного на взаимодействии гамма-излучения с материалом (породой, цементным камнем), что позволяет интерпретировать его характеристику (толщину, плотность, состав) и тем самым оценивать зоны разуплотнения. Использование всего объема информации, получаемой в цикле проектирования и строительства скважин, позволяет при отсутствии фактических значений минимального горизонтального напряжения калибровать градиент начала поглощения, уточняя диапазон допустимой плотности для безаварийного строительства скважин. В статье представлен реализованный комплексный подход к строительству сложных горизонтальных скважин, основанный на инженерном анализе в процессе выработки стратегии бурения и заканчивания скважин, неотъемлемой частью которой является круглосуточное научно-методическое сопровождение в реальном времени.

Список литературы

1. Баклашов И.В., Картозия Б.А. Механические процессы в породных массивах. – М.: Недра, 1986. – 270 с.

2. Комплексно-методический подход к достоверной оценке профиля минимального горизонтального напряжения в пластовых условиях /Я.Э. Джалатян, А.Ю. Филимонов, И.А. Перцев [и др.] // Бурение и нефть. – 2021. – № 9. – С. 16–22. – https://doi.org/10.62994/2072-4799.2024.65.12.001. – EDN: BEGBEF

В процессе разработки месторождения неизбежно сталкиваются с обводнением скважинной продукции. Это может быть результатом неэффективной организации системы поддержания пластового давления (ППД), естественного подтягивания подошвенных вод или следствием геомеханических изменений. Адекватное понимание характера и причин обводнения позволяет успешно управлять системой ППД, своевременно корректировать программу геолого-технических мероприятий и поддерживать проектные уровни добычи нефти. Одним из известных аналитических методов определения причин обводнения является анализ графиков Чена. Комплексирование данного метода с методами определения коэффициентов взаимовлияния позволяет идентифицировать области межскважинного пространства, наиболее существенно влияющие на динамику обводненности. В данной работе предложен экспресс-метод определения источника обводнения, включающий анализ динамики коэффициентов взаимовлияния и временных констант, получаемых в ходе адаптации модели материального баланса CRMIP (Capacitance-Resistance Model Injector-Producer Pair Based Representation). Анализ изменчивости параметров CRMIP и исследование взаимосвязи с причинами обводнения скважин проводились на синтетических данных, полученных с использованием гидродинамической модели. Применимость комплексного подхода к определению причин обводнения скважин рассмотрена на промысловых данных одного из месторождений Западной Сибири. Проведен ретроспективный анализ причин роста обводненности добывающих скважин. Авторским методом установлены факт и направление развития трещины автоматического гидроразрыва пласта, что удалось подтвердить более прогрессивными ресурсозатратными методами – интерпретацией гидродинамических исследований скважин и мультискважинной деконволюцией.

Список литературы

1. Устюгов А.С., Сутягин В.В., Галиуллин М.М. Экспресс-диагностика определения причин обводнения скважин на основе анализа промысловых данных // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2016. – № 8. – С. 4–9. – EDN: WGWIFV

2. Chan K.S. Water Control Diagnostic Plots // SPE-30775-MS. – 1995. – https://doi.org/10.2118/30775-MS

3. Повышение эффективности разработки с использованием и автоматизацией аналитических методов анализа взаимовлияния фонда и характера обводнения / П.М. Дрофа, А.А. Колесникова, А.Ф. Мурзакова [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2023. – Т. 8. – № 3. – С. 127–139. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2023-8-3-127-139. – EDN: TSZFEC

4. Проблематика оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на основе математического моделирования / С.В. Степанов, С.В. Соколов, А.А. Ручкин [и др.] // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4. – № 3. – С. 146–164. – https://doi.org/10.21684/2411-7978-2018-4-3-146-164. – EDN: YLAMTJ

5. A capacitance model to infer interwell connectivity from production and injection rate fluctuations / A.A. Yousef, P.H. Gentil, J.L. Jensen, L.W. Lake //

SPE-95322-PA. – 2006. – https://doi.org/10.2118/95322-PA

6. Sayarpour M. Development and application of capacitance-resistive models to water/CO2 floods: Doctor’s Thesis. – The University of Texas at Austin, 2008.

7. Обзор оригинальных методов решения актуальных задач сопровождения разработки нефтяных и газонефтяных залежей на основе прокси-моделей семейства CRM / С.В. Степанов, А.А. Ручкин, А.Д. Бекман [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2025. – Т. 10. – № 3. – С. 44–59. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2025-10-3-44-59. – EDN: NIJARF

8. Модифицированная модель материального баланса CR типа для прогноза добычи углеводородов с учетом геолого-технологических мероприятий / А.Е. Губанова, Б.А. Хабибуллин, Д.М. Орлов, Д.А. Коротеев // SPE-206511-MS. – 2021. – https://doi.org/10.2118/206511-MS

9. Шевцов Н.О., Степанов С.В. Совершенствование модели материального баланса для учета изменения коэффициента продуктивности скважин // Математическое моделирование. – 2022. – Т. 34. – № 2. – С. 3–16. – https://doi.org/10.20948/mm-2022-02-01. – EDN: ZXNDJT

10. Бекман А.Д. Учет геолого-технических мероприятий при моделировании разработки нефтяной залежи методом материального баланса // Математическое моделирование. – 2022. – Т. 34. – № 6. – С. 22–36. – https://doi.org/10.20948/mm-2022-06-02. – EDN: RLQJSU

При анализе и прогнозе показателей разработки месторождений особую актуальность приобрели гидродинамические модели, как наиболее полно учитывающие всю совокупность имеющихся геолого-геофизических данных по объекту. При стандартном процессе адаптации с одной геологической моделью к хорошей адаптации могут приводить экстремальные, негеологичные значения параметров фильтрационно-емкостных свойств пород вблизи скважин. Исходные данные для моделирования часто определяются со значительной погрешностью и охватывают только малую часть пласта, а применение единственной адаптированной модели не учитывает имеющиеся неопределенности. Все это может значительно снижать прогнозные способности моделей, повышать риски принятия неверных решений по разработке, особенно для новых малоизученных залежей или месторождений. В статье рассматриваются методы автоматизированной адаптации гидродинамических моделей на основе ансамблей их реализаций. Применение такого подхода позволяет учесть неопределенности исходных геолого-геофизических данных и после оптимизации получить совокупность гидродинамических моделей, настроенных на фактические данные разработки. К преимуществам относятся автоматизация процесса и снижение возможных ошибок (экстремальных значений параметров). Выполнена отработка, тестирование методик на реальном месторождении, рассмотрены различные оптимизационные подходы и алгоритмы. По результатам работы оценивались качество и соответствие критериям адаптации.

Список литературы

1. History matching and production forecast uncertainty by means of the ensemble kalman filter – A real field application / A. Bianco, A. Cominelli, L. Dovera [et al.] // SPE-107161-MS. – 2007. – https://doi.org/10.2118/107161-MS

2. Advanced reservoir management workflow using an EnKF based assisted history matching method / A. Seiler, G. Evensen, J.-A. Skjervheim [et al.] //

SPE-118906-MS. – 2009. – https://doi.org/10.2118/118906-MS

3. Results of the Brugge Benchmark Study for Flooding Optimization and History Matching / E. Peters, R.J. Arts, G.K. Brouwer, C.R. Geel // SPE-119094-MS. – 2009. – https://doi.org/10.2118/119094-MS

4. Evensen G. Data assimilation: The ensemble Kalman filter // Springer. – 2007. – 272 p. – https://doi.org/10.1007/978-3-540-38301-7

5. Еремян Г.А. Выбор целевой функции для решения задачи автоадаптации геолого-гидродинамической модели: дисс. ... уч. степ. канд. техн. наук. – Томск, 2020. – С. 58–61.

6. Временный регламент оценки качеств пат и приемки трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей. – М.: ЦКР Роснедр, 2012.

7. ИРМ. Руководство пользователя тНавигатор. Адаптация и Оптимизация, 2024.

8. Cancelliere М., Verga F., Viberti D. Benefits and limitations of assisted history matching // SPE-146278-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/146278-MS

Значительное число месторождений по всему миру осложнено наличием массивной газовой шапки при отсутствии глинистой перемычки между нефтяной и газовой частью. Одной из проблем эксплуатации скважин Русского нефтегазоконденсатного месторождения является прорыв газа из газовой шапки и в зоне распространения газовой линзы. Для снижения газового фактора в добывающих скважинах успешно применяются такие технологии, как периодическая эксплуатация скважин, установка дублирующих пакеров, формирование системы заводнения. Кроме того, реализована технология заканчивания скважин с использованием автономных устройств контроля притока (АУКП), которые за счет изменения гидравлических характеристик позволяют ограничивать приток в тех интервалах скважины, где произошел прорыв газа. Принцип действия устройств основан на законе Бернулли: при прохождении нефти, газа или воды в АУКП возникает перепад давления, который в свою очередь зависит от вязкости проходящего флюида. Практический опыт применения АУКП показал, что они эффективно справляются с задачей по борьбе с прорывами газа. При тиражировании технологии на фактически пробуренные скважины без установленных устройств контроля притока необходимо учитывать границы применимости технологии и выполнять корректный подбор числа устройств на скважину в зависимости от планируемых отборов.

Список литературы

1. Комплексный мониторинг скважин с устройствами контроля притока на нефтегазоконденсатном месторождении / А.А. Зернин, Р.А. Молоков, Ю.А. Плиткина [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2024. – № 9. – С. 86–91. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-9-86-91. – EDN: QAYPWY

2. Опыт применения автономных устройств контроля притока /

Е.С. Зюзев, А.А. Давыдов, И.А. Опарин [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 1. – С. 36–40. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-1-36-40. – EDN: OAWXVE

3. Обоснование оптимального количества и размера проходного сечения устройств контроля притока для эффективной разработки нефтегазовых залежей / К.С. Росляков, А.А. Абдуллин, Б.Ш. Муслимов, Р.Р. Исламов // Экспозиция Нефть Газ. – 2024. – № 3. –

C. 30–33. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-3-34. –

EDN: DPCJJL

4. Технология вторичного заканчивания с АУКП: новый этап в доработке подгазовых зон / Е.С. Зюзев, К.И. Приз, А.А. Давыдов

[и др.] // Neftegaz.RU. – 2025. – № 12. – С. 48–53. – EDN: NTBMMS

5. Участок опытно-промышленных работ как залог успеха эффективного освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Е.И. Ткаченко,

А.С. Широков, Д.В. Грандов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2021. – № 1. – C. 19–22. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2021-1-19-22. – EDN: SJHTGN

В данной работе выполнены анализ экспериментальных результатов, полученных на уникальном оборудовании лаборатории Stim-Lab (США) и опубликованных в период с 2004 до 2012 г. Показано, что при высоких значениях скоростей фильтрации фаз в проппантных пачках достигается равенство среднеобъемных скоростей течения фаз (при значениях насыщенности, достаточно отличающихся от единицы и нуля). Также по экспериментальным данным определены значения динамического напора в фазах, средней интенсивности касательных напряжений, числа Вебера и капиллярного числа. Показано, что для газожидкостных течений момент диспергирования одной из фаз в малые капли определяется числом Вебера, так как оно выше получаемых капиллярных чисел, и его критическое значение находится в диапазоне 0,04-0,27. Также установлено, что соотношение интенсивностей касательных напряжений в фазах пропорционально отношению среднеобъемных скоростей, предложена модель, в рамках которой предполагается одинаковой толщина ламинарного пограничного слоя в фазах для объяснения найденного соотношения. На основании полученных результатов можно дать рекомендацию, что при газожидкостном течении в проппантной пачке и значении числа Вебера около критического флюид можно считать однородным с эффективным значением вязкости, определяемым по значению газосодержания по стандартным моделям или корреляциям.

Список литературы

1. Bitao Lai, Miskimins J.L. A new technique for accurately measuring two-phase relative permeability under non-Darcy flow conditions // Journal of petroleum science and engineering. – 2015. – V. 127. – P. 398–408. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2015.01.034

2. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Ч. 1. – М.: Наука, 1987. – 464 с.

3. Quantification of nonlinear multiphase flow in porous media / Yihuai Zhang, Branko Bijeljic, Ying Gao [et al.] // Geophysical Research Letters. – 2021. – V. 48. – https://doi.org/10.1029/2020GL090477

4. Mechanisms controlling fluid breakup and reconnection during two-phase flow in porous media / C. Spurin, T. Bultreys, B. Bijeljic [et al.] // Phys. Rev. E 100. – 2019. – V. 100. – No. 4. – https://doi.org/10.1103/PhysRevE.100.043115

5. Bitao Lai Experimental measurements and numerical modelling of hight velocity multiphase non-darcy flow effects in porous media: PhD Thesis, 2010, Colorado School of mines.

6. Multiphase non-Darcy pressure drop in hydraulic fracturing / K.E. Olson, S. Haidar, D. Milton-Tayler, E. Olsen // SPE-90406-MS. – 2004. – https://doi.org/10.2118/90406-MS

7. Модель нелинейной однофазной фильтрации в проппантной пачке при высоких числах Рейнольдса / М.Г. Волков, А.А. Быков, А.А. Таирова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 7. – С. 94–98. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-7-94-98. – EDN: GMDLEH

8. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. – М.–Л.: Гостехиздат, 1947. – 244 с.

В современном мире с каждым днем растет потребность в экологичных источниках энергии. Геотермальная энергия является экологически безопасным возобновляемым источником, не зависящим от погодных условий. Геотермальные энергетические ресурсы очень разнообразны и сложны по своей природе, и практически каждый из них обладает уникальными характеристиками, которые необходимо учитывать для эффективного использования с целью рекуперации тепла и производства электроэнергии. При изменении термобарических условий, влияющих на флюид, часто возникает проблема образования малорастворимых в воде отложений, к наиболее «проблемным» из которых относятся кальцит, кремнезем, оксиды железа, сульфаты. Ключевыми факторами, воздействующими на образование отложений, являются изменение температуры, pH и состава жидкости. Цель данного исследования - подбор основы для композиции, способной растворить отложения, которые преимущественно состоят из аморфного кремнезема. Определена растворяющая способность карбоната натрия Na2CO3, гидроксида натрия NaOH и фтороводородной кислоты HF, в качестве растворяемых отложений были взяты образцы отложений Мутновского месторождения (п-ов Камчатка). Растворимость отложений определялась гравиметрическим методом при различных температурах и концентрациях растворителя. Методом оптико-эмиссионной спектроскопии с индуктивно связанной плазмой (ИСП-ОЭС) определяли остаточную концентрацию кремния в растворе. По результатам работы отмечено влияние температуры и концентрации растворителя на качество растворения отложений аморфного кремнезема. Показана возможность использования различных составов в качестве основы композиции для очистки геотермальных скважин от отложений.

Список литературы

1. Hassani K., Zheng W. A review of recent advances in mineral scaling in geothermal energy systems: mechanisms, mitigation, and case studies //Environmental Earth Sciences. – 2025. – V. 84. – No. 14. – Р. 418. – https://doi.org/10.1007/s12665-025-12416-9. – EDN: RSKYJD

2. Garcia-Rios M., Jacquemet N. Geochemical modelling to evaluate mineral scaling risk in a geothermal loop // SPE-225485-MS. – 2025. – https://doi.org/10.2118/225485-MS

3. Потапов В.В., Кашпура В.Н., Алексеев В.И. Исследование роста отложений в геотермальных теплоэнергетических системах //Теплоэнергетика. – 2001. – № 5. – С. 49–54. – EDN: WXLQBB

4. A universal scale inhibitor: Adual inhibition/dispersion performance evaluation under difficult brine stresses / A. Spinthaki, М. Kamaratou, G. Skordalou [et al.] // Geothermics. – 2021. – V. 89. – P. 101972. – https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2020.101972. – EDN: DUATGV

5. Silica and Silicate Scales Formation in Geothermal Condition and Their Control / S. Paudyal [et al.] // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. – SPE-229152-MS. – 2025. – https://doi.org/10.2118/229152-MS

6. Kioka A., Nakagawa M. Theoretical and experimental perspectives in utilizing nanobubbles as inhibitors of corrosion and scale in geothermal power plant // Renew Sustain Energy Rev. – 2021. – V. 149. – P. 111373. – https://doi.org/10.1016/j.rser.2021.111373. – EDN: SCPYUA

7. An overview of silica scaling reduction technologies in the geothermal market / R. Longval [et al.] // Energies. – 2024. – V. 17. – No. 19. – Р. 4825. – https://doi.org/10.3390/en17194825. – EDN: NZDAXN

8. Sarda J.P. Chemical leaching // Proceedings of 2nd NATA-CCMS Information Meeting on Hot Dry Rock Geothermal Energy, June 28-30, 1977, Los Alamos, New Mexico, USA. – 1977.

9. Исследование растворяющей способности композиций на основе хелатирующих агентов по отношению к сульфату кальция / М.А. Силин, Л.А. Магадова, С.И. Кудряшов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 11. – С. 108-113. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-11-108-113. – EDN: VNGLVB

10. ГОСТ 34781-2021. Вода питьевая. Вода подготовленная (исправленная) для изготовления алкогольной продукции. Определение содержания кремния фотометрическим методом в виде молибдокремневой кислоты. Введ. 01.07.22 г. – М.: Стандатинформ, 2021. – 15 с.

11. Spectrophotometric determination of silicon in ultrapure, dilute hydrofluoric acid solutions / J. Proost, R. Santoro, S.A. Jeriban, I. Guiot // Microchemical Journal. – 2008. – V. 89. – No. 1. – P. 48–51. – https://doi.org/10.1016/j.microc.2007.11.004

Обеспечение механической безопасности зданий и сооружений, особенно в районах распространения многолетнемерзлых грунтов, требует непрерывного проведения геотехнического мониторинга (ГТМ). Ключевой проблемой в этой сфере остается отсутствие в действующих нормативных документах четких количественных критериев стабилизации контролируемых параметров и регламентированных процедур обоснованного сокращения периодичности наблюдений. Это приводит к избыточным затратам и правовой неопределенности при корректировке режимов мониторинга. В статье представлена разработанная авторами методика, устанавливающая объективные критерии стабилизации температуры грунтов и деформаций оснований и фундаментов зданий и сооружений. Критерии базируются на требованиях ГОСТ 25358-2020, ГОСТ 24846-2019 и включают три критерия: точности (изменения не превышают погрешности измерений), пространственной случайности (случайный характер изменений по близлежащим точкам) и минимальной выборки (не менее трех последовательных измерений или трех годовых циклов для природных характеристик). Предложен детальный алгоритм изменения периодичности ГТМ, учитывающий три сценария наличия и содержания программы мониторинга, а также дифференцированные юридические процедуры для каждого сценария в соответствии с Градостроительным кодексом РФ. Алгоритм предусматривает как сокращение периодичности при стабилизации параметров, так и увеличение частоты наблюдений при выявлении опасных отклонений (затухающие отклонения свыше 80 % допустимых значений, незатухающие – свыше 50 %). Внедрение предложенного подхода позволит оптимизировать затраты на мониторинг объектов при сохранении требуемого уровня безопасности за счет научно обоснованного регулирования периодичности наблюдений.

Список литературы

1. Развитие геотехнического мониторинга объектов обустройства месторождений нефти и газа в криолитозоне России / Л.В. Заря, В.А. Павлов, Р.Ю. Канаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 59–63. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-59-63. – EDN: CRGADC

2. Методика определения объемов работ по геотехническому мониторингу зданий и сооружений в период строительства / И.Ю. Локтионов, Е.В. Зенков, Н.А. Дьякова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 11. – С. 56–59. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-11-56-59. – EDN: KCRFQY

3. Расчетная методика определения оптимального класса нивелирования при разработке проектных решений / А.В. Пивень, Д.Е. Погоржальский, А.Г. Матюхин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 92–97. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-92-97. – DN: SNQIQH

4. Контроль растепления многолетнемерзлых пород в приустьевой зоне добывающих скважин с помощью методов геофизики / А.Э. Арнбрехт, Г.Е. Викулов, Е.В. Зенков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 8. – С. 84–88. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-8-84-88. – EDN: MLZMPS

5. Выявление температурных аномалий при проведении геотехнического мониторинга / В.К. Филимонова, А.В. Пивень, А.Ф. Сажин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 4. – С. 117–120. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-4-117-120. – EDN: GDNUFC

6. СП 22.13330.2016. Основания зданий и сооружений.

7. СП 25.13330.2020. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах.

8. СП 497.1325800.2020. Основания и фундаменты зданий и сооружений на многолетнемерзлых грунтах. Правила эксплуатации.

9. ГОСТ 25358-2020. Межгосударственный стандарт. Грунты. Метод полевого определения температуры.

10. ГОСТ 24846-2019. Межгосударственный стандарт. Грунты. Методы измерения деформаций оснований зданий и сооружений.

11. ГОСТ 32019-2012. Межгосударственный стандарт. Мониторинг технического состояния уникальных зданий и сооружений. Правила проектирования и установки стационарных систем (станций) мониторинга.

12. Градостроительный кодекс Российской Федерации № 190-ФЗ от 29.12.2004 г. (с изменениями и дополнениями, вступил в силу с 01.02.2024 г.).

13. Письмо Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации № 34072-ДВ/08 от 14.09.2019 г. «О порядке подтверждения соответствия вносимых в проектную документацию, получивших положительное заключение экспертизы проектной документации, изменений требованиям, указанным в ч. 3 ст. 49 Градостроительного Кодекса РФ».

Одной из характерных проблем при разработке зрелых месторождений является прогрессирующий рост обводненности продукции наряду с повышением концентрации попутных нефтяных газов, в частности высокотоксичного и коррозионно‑активного сероводорода H2S. Присутствие растворенного H2S в товарной нефти создает значительные технологические, экономические и экологические риски. В связи с ужесточением стандартов качества и требований к транспортировке сырья допустимая концентрация H2S в нефти регламентируется и не должна превышать 20 ppm. Существующие методы дегазации часто являются энергоемкими, затратными или недостаточно эффективными для достижения целевых показателей, что обусловливает необходимость модернизации аппаратного оснащения объектов подготовки и поиска новых технических решений. В представляемой работе рассмотрена принципиально новая установка дегазации сероводородсодержащей нефти на основе полочных акустических излучателей, способствующих за счет действия физических кавитационных полей удалению сернистого газа из объема нефти. Основной задачей проводимых работ являлась опытно-промышленная апробация разработанной технологии кавитационной обработки нефти с целью ее селективной очистки от сероводорода. Исследования проводились непосредственно на нефтедобывающем объекте в ТПП «ТатРИТЭКнефть». Проведенные испытания подтвердили эффективность технологии в промысловых условиях, высокий уровень качества очистки нефти от сероводорода. Использование физического метода в отличие от химических реагентов снижает эксплуатационные затраты и повышает экологическую безопасность процесса.

Список литературы

1. Подготовка и очистка нефтей от сероводорода / Р.З. Сахабутдинов, А.Н. Шаталов, Р.М. Гарифуллин [и др.]. – Казань: Ихлас, 2012. – 162 с.

2. Мазгаров А.М., Корнетова О.М. Технологии очистки попутного нефтяного газа от сероводорода: уч. пособие. – Казань: Казанский университет,

2015. – 70 с.

3. О необходимости перехода на новый тип поглотителей сероводорода и меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газе / Р.Т. Хурамшин, Ф.Р. Исмагилов, Е.Е. Вишневская [и др.] // Мир нефтепродуктов. – 2018. – № 3. – С. 4–10. – EDN: NSVVTH

4. Эффективность различных типов поглотителей сероводорода в мазуте / Т.К. Ветрова, В.А. Морозов, В.А. Дорогочинская [и др.] // Химия и технология топлив и масел. – 2011. – № 6. – С. 25–26. – EDN: OXWWSZ

5. Ануфриев А.А. Совершенствование физических методов очистки нефти от сероводорода: дис. ... канд. техн. наук. – Бугульма, 2023. –

142 с. – EDN: MCCNKX

6. Шипилов Д.Д. Совершенствование технологий очистки нефти от сероводорода на промысловых объектах: дис. ... канд. техн. наук. –

Бугульма, 2011. – 160 с. – EDN: QFRSRB

7. Выбор оптимальной технологии снижения сероводорода в мазуте / А.А. Никитин, Е.Н. Карасев, Э.В. Дутлов [и др.] // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2014. – № 9. – С. 19–23. – EDN: SUFRHH

8. Совершенствование физических методов удаления сероводорода из нефти / Р.З. Сахабутдинов, А.А. Ануфриев, А.Н. Шаталов, Д.Д. Шишлов // Экспозиция Нефть. Газ. – 2017. – С. 39–41. – EDN: YQGCEH

9. Муллакаев М.С. Ультразвуковая интенсификация технологических процессов добычи и переработки нефти, очистки нефтезагрязненных вод и грунтов : дис. ... канд. техн. наук. – М., 2011. –EDN: VDTBCD

10. Сулейманов М.А., Вербицкий В.С. Оценка применения метода акустического разгазирования нефти в добывающих скважинах // Neftegaz.RU. – 2024. – № 11 (155). – С. 40–45. – EDN: CARYHJ

11. WaveWellTech: инновационная волновая технология для интенсификации добычи нефти / А.Г.Х. Алфаяад, Р.А. Кемалов, А.Ф. Кемалов, Д.З. Валиев. –

Казань: Изд-во Казанского университета, 2024. – 123 с.

12. Влияние ультразвукового излучения на время всплытия микропузырьков воздуха / Н.В. Алан-Рейс, А.А. Еськин, Т.С. Жилякова, П.П. Унру // Вестник Инженерной школы Дальневосточного федерального университета. – 2020. – № 2 (43). – С. 116–123. – https://doi.org/10.24866/2227-6858/2020-2-12. –

EDN: OOTKHX

13. Тронов В.П. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. – Казань: Фэн, 2002. – 407 с.

14. Скобло А. И., Молоканов Ю.К., Щелкунов А.И. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 2000. – 677 с. – EDN: YFNNWR

15. Промтов М.А. Пульсационные аппараты роторного типа: теория и практика: монография. – М.: Машиностроение-1, 2001. – 260 с.

В условиях глобального энергетического перехода и ужесточения климатического регулирования точная оценка углеродного следа становится для нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) не просто элементом отчетности, а стратегической необходимостью, напрямую влияющей на конкурентоспособность продукции. НПЗ производят широкий ассортимент нефтепродуктов, следовательно, необходимо найти справедливый способ распределения суммарных выбросов предприятия между отдельными видами продукции. В статье рассматриваются ключевые методологические подходы к определению эмиссии парниковых газов на НПЗ – от инвентаризации выбросов парниковых газов до комплексной оценки жизненного цикла нефтепродуктов. Анализируются существующие методы распределения по массе, энергетическому содержанию, экономической и добавленной стоимости продуктов, их преимущества, методологические ограничения и области применения в зависимости от целей оценки. Сделан вывод, что метод распределения по энергетическому содержанию является предпочтительным с точки зрения физической обоснованности, сопоставимости данных и соответствия международным требованиям, включая стандарты CORSIA. Результаты работы создают методическую основу для достоверной оценки углеродоемкости нефтепродуктов и формирования управленческих решений в области низкоуглеродного развития компании, позволяют провести оценку углеродного следа одного из продуктов нефтепереработки ПАО «НК Роснефть» и дают возможность предлагать конечным потребителям продукцию с подтвержденным низким углеродным следом.

Список литературы

1. ГОСТ Р ИСО 14067-2021. Газы парниковые. Углеродный след продукции. Требования и руководящие указания по количественному определению.

2. ГОСТ Р ИСО 14044-2019. Экологический менеджмент. Оценка жизненного цикла.

3. Федеральный закон от 02.07.2021 г. № 296-ФЗ. «Об ограничении выбросов парниковых газов». URL: http://www.kremlin.ru/acts/bank/47013

4. Analysis of standard and innovative methods for allocating upstream and refinery GHG emissions to oil products: a review / С. Morettia, А. Moroa, R. Edwardsa

[et al.] // Applied Energy. – 2017. – V. 206. – P. 372–381. – https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2017.08.183

5. Абрамов В.И., Власов А.В., Перфильев Д.О. Углеродный след: методы оценки, сравнение методик и перспективы расчетов в России // Креативная экономика. – 2024. – Т. 18. – № 8. – С. 2101–2124. – https://doi.org/10.18334/ce.18.8.121475. – EDN: LRSNBD