Гранулометрический анализ обломков в песчаных породах является важным инструментом, используемым для определения гидродинамических условий водной среды, способа транспортировки и отложения обломочных горных пород. Тем не менее в российской практике гранулометрии уделяют недостаточно внимания, ограничиваясь количественной оценкой только мелкой пелитовой фракции и использованием результатов при планировании типа фильтров заканчивания скважин. Для выявления механизмов осаждения, седиментации, гидродинамических энергетических условий и восстановления фациальных условий образования осадков в данной работе были использованы такие методы, как статистический анализ параметров обломков, двумерный анализ, линейные дискриминантные функции и диаграммы Пассеги и Людвиковской. Исследования выполнялись для объектов, активно изучаемых лабораторными центрами ПАО «НК «Роснефть». Результаты дискриминантного распределения показали, что песчаники мелового возраста (пласты группы БС и ачимовской толщи) образовались в мелководной среде при активном влиянии подводных приливов. Юрские песчаники, напротив, характеризуются широким распределением, демонстрируют рассеянный тренд и могли образоваться в самых разнообразных обстановках. Песчаники бобриковского горизонта тяготеют к береговым фациям и пляжам, но могут быть рассмотрены как фации близбереговых эоловых дюн. Вендские песчаники горизонта Б-8 могли образоваться как эоловые отложения при активном их сбросе в морское мелководье.

Список литературы

1. Биккенин В.Т., Рожков Г.Ф. Критический обзор генетических диаграмм в гранулометрии // Литология и полезные ископаемые. – 1982. – № 6. – С. 3–14.

2. Романовский С.И. Физическая седиментология. – Л.: Недра, 1988. – 240 с.

3. Бурлева О.В. Генетическая интерпретация гранулометрических данных песчано-алевритовых пород горизонта Ю1 на юго-востоке Западно-Сибирской плиты // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2001. – № 10. – С. 95–100. – EDN: HZMXCF

4. Вакуленко Л.Г., Предтеченская Е.А., Чернова Л.С. Опыт применения гранулометрического анализа для реконструкции условий формирования песчаников продуктивных пластов васюганского горизонта (Западная Сибирь) // Литосфера. – 2003. – № 3. – С. 99–108. – EDN: KRRSDT

5. Кудряшова Л.К. Гранулометрический анализ как основной метод обоснования условий формирования пластов-коллекторов ЮК2–5 Ем-Еговской площади (Западная Сибирь) // Известия ТПУ. Инжиниринг георесурсов. – 2015. – Т. 326. – № 10. – С. 143–149. – EDN: VOQZHV

6. Folk R.L., Ward W. Brazos river bar: a study in the significance of grain size parameters // Journal of Sedimentary Petrology. – 1957. – V. 27. – P. 3–26. – https://doi.org/10.1306/74D70646-2B21-11D7-8648000102C1865D

7. Folk R.L. A Review of Grain-Size Parameters // Sedimentology. – 1966. – V. 6. – P. 73–93. – https://doi.org/10.1111/j.1365-3091.1966.tb01572.x

8. Sahu B.K. Depositional Mechanism from the Size Analysis of Elastic Sediments // Journal of Sedimentary Petrology. – 1964. – V. 34. – P. 73–83. – https://doi.org/10.1306/74D70FCE-2B21-11D7-8648000102C1865D

9. Baiyegunhi C., Liu K., Gwavava O. Grain size statistics and depositional pattern of the Ecca Group sandstones, Karoo Supergroup in the Eastern Cape Province // South Africa Open Geoscience. – 2017. – V. 9. – P. 554–576. – https://doi.org/10.1515/geo-2017-0042

10. Sinha A., Rais S. Granulometric Analysis of Rajmahal Inter-Trappen Sedimentary Rocks (Early Cretaceous), Eastern India, Implications for Depositional History //

International Journal of Geosciences. – 2019. – V. 10. – P. 238–253. – https://doi.org/10.4236/ijg.2019.103015

11. Sahu B.K. Multigroup Discrimination of Depositional Environments Using Size Distribution Statistics // Indian Journal of Earth Sciences. – 1983. – V. 10. – P. 20–29.

12. Passega R. Grain Size Representation by C-M Pattern as a Geological Tool // Journal of Sedimentary Petrology. – 1964. – V. 34. – Р. 830–847. – https://doi.org/10.1306/74D711A4-2B21-11D7-8648000102C1865D

13. Mycielska-Dowgiałło E., Ludwikowska-Kędzia M. Alternative interpretations of grain-size data from Quaternary deposits // Geologos. –2011. – V. 17 (4). –

P. 189–203. – https://doi.org/10.2478/v10118-011-0010-9

14. Jurassic and Cretaceous clastic petroleum reservoirs of the West Siberian sedimentary basin: Mineralogy of clays and influence on poro-perm properties /

M.V. Shaldybin, M.J. Wilson, L. Wilson [et al.] // Journal of Asian Earth Sciences. – 2021. – V. 222. – https://doi.org/10.1016/j.jseaes.2021.104964

15. Cacchione D.A., Pratson L.F., Ogston A.S. The shaping of continental slopes by internal tides // Science. – 2002. – V. 296(5568):724-7. – https://doi.org/10.1126/science.1069803

16. Ancient Aeolian Reservoirs of the East Siberia Craton / M. Shaldybin, S. Kvachko, M. Rudmin [et al.] // Geosciences. – 2023. – V. 13 (8). – 230. – https://doi.org/10.3390/geosciences13080230

Данная работа посвящена результатам поиска новых залежей нефти на основе данных, полученных в ходе сейсморазведочных работ с использованием метода общей глубинной точки (МОГТ) 3D в краевых частях зрелого нефтяного месторождения. Сейсморазведка МОГТ 3D, проведенная в 2016 г., позволила выявить поднятие, приуроченное к бобриковско-радаевскому горизонту, и открыть новые залежи в терригенных пластах, а также в залегающих выше карбонатных отложениях. Анализ данных, полученных после вскрытия пласта первой скважиной, выявил необходимость дальнейшего изучения залежи глубоким бурением для уточнения сложного геометрического контура залежи и определения геологического строения краевых зон. Пробуренные позднее пилотные стволы скважин дали возможность уточнить границы залежей и водонефтяных контактов. Ввод в эксплуатацию первой горизонтальной скважины, пробуренной на бобриковско-радаевский горизонт, подтвердил прогнозную высокую продуктивность пласта. Результаты работы показали эффективность мультидисциплинарного взаимодействия специалистов в области геологии, сейсморазведки, геофизики и разработки: проведен качественный сейсмогеологический анализ данных, полученных по результатам сейсморазведки МОГТ 3D, обоснована оптимальная система разработки, направленная на достижение максимального коэффициента извлечения нефти. Полученные результаты демонстрируют возможность модернизации подходов к освоению зрелых месторождений, что позволит повысить эффективность добычи и открыть новые перспективные направления с целью восполнения ресурсной базы.

Список литературы

1. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. – Уфа: БашНИПИнефть, 2012. – 704 с.

2. Особенности и концепция дальнейшей разработки уникального Арланского месторождения / А.Т. Гареев, С.Р. Нуров, И.А. Фаизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 40–45. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-40-45. – EDN: OQGCUL

3. Нестандартные задачи и стандартные решения для постановки сейсморазведочных работ 3D в целях доразведки месторождений / Н.Н. Швецова,

Р.Ф. Тимерханов, А.М. Вагизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 3. – С. 32–36. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-3-32-36. –

EDN: WKXAIM

4. Интеграция фациального анализа в процесс адаптации гидродинамической модели терригенного коллектора / А.М. Вагизов, Т.Д. Хабибуллин,

Н.Ф. Лукманов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2025. – № 3. – С. 32–38. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2025-3-32-38. – EDN: QZYYGZ

5. О локализации зон остаточных извлекаемых запасов отложений терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения на поздней стадии разработки / А.М. Вагизов, Р.Ф. Тимерханов, А.Т. Гареев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 3. – С. 56–61. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-3-56-61. – EDN: TRXOFO

В статье представлены краткий исторический обзор и текущее состояние задач электрического каротажа, обсуждаются их актуальность и практическая значимость, приводится постановка обобщенной задачи Фока – Штефанеску и рассматриваются различные подходы к ее решению, включая подходы, разработанные участниками академического турнира. Академические турниры ежегодно проводятся ПАО «НК «Роснефть» с целью привлечения молодых ученых к решению актуальных физико-математических задач нефтегазодобывающей отрасли. В 2024 г. академический турнир был приурочен к 90-летию выхода фундаментальной монографии «Теория определения сопротивления горных пород по способу каротажа» академика В.А. Фока, известного специалиста в области квантовой механики и общей теории относительности, заложившего основы теории электрического каротажа в нашей стране. Цель задачи, предложенной участникам академического турнира ПАО «НК «Роснефть», заключалась в оценке возможности построения эффективных алгоритмов идентификации параметров пласта. Рассматривались приближенные к практике многослойные пласты с переменным размером зоны проникновения. Результаты турнира показали, что вычислительная трудоемкость такой задачи существенно выше трудоемкости классической задачи, и разработка эффективной вычислительной методики интерпретации данных бокового каротажного зондирования для тонкослоистых моделей остается актуальной задачей.

Список литературы

1. Фок В.А. Теория определения сопротивления горных пород по способу каротажа. – М.: Гостехтеориздат, 1933.

2. Грюнер-Шлюмберже А. Волшебная шкатулка, или Источники нефти. Воспоминания: пер. с фр./ Общ. ред. и предисл. В.В. Белого. – М.: Издательская группа «Прогресс», «Культура», 1993. – 208 с.

3. Джафаров К.И., Джафаров А.К. Электрические методы разведки полезных ископаемых в СССР // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 2. – С. 99–102. –

EDN: DNJAXK

4. Комаров С.Г. Каротаж по методу сопротивлений. Интерпретация. – М.: Гостоптехиздат, 1950. – 229 c.

5. Альпин Л.М. К теории электрического каротажа буровых скважин. – М.: ОНТИ, 1938. – 88 с.

6. Дахнов В.Н. Электрические и магнитные методы исследования скважин. – М.: Недра, 1981. – 344 с. – EDN: CHKWIN

7. Альпин Л.М. Палетки бокового каротажного зондирования. – М.: Гостоптехиздат, 1958. – 45 c.

8. Белаш П.М., Дахнов В.Н., Нейман Е.А. Моделирование задач промысловой геофизики с помощью электроинтегратора // Нефтяное хозяйство. – 1953. – № 7. – С. 33–38.

9. Дахнов В.Н., Нейман Е.А. Палетки ПКМ-МНИ. – М.: Гостоптехиздат, 1953. – 17 c.

10. Чаадаев Е.В. Развитие теории и методики интерпретации данных электрического и индукционного каротажа: дисс… докт. техн. наук. – Тверь, 1991. – EDN: ZLRDXP

11. Альбом теоретических кривых электрического каротажа скважин. – М.: Недра, 1964. – 52 c.

12. Друскин В.Л. Разработка методов интерпретации бокового каротажного зондирования в неоднородных осесимметричных средах: дисс… канд. физ.-мат. наук. – М.: МГУ, 1984. – EDN: NPAXYJ

13. Шеин Ю.Л., Пантюхин В.А., Кузьмичев О.Б. Алгоритмы моделирования показаний зондов БКЗ, БК, ИК в пластах с зоной проникновения // В сб. Автоматизированная обработка данных геофизических и геолого-технологических исследований нефтегазоразведочных скважин и подсчет запасов нефти и газа с применением ЭВМ. – Калинин: Мингео СССР, НПО «Союзпромгеофизика», 1989. – С. 75–81.

14. Суродина И.В. Параллельные алгоритмы для решения прямых задач электрического каротажа на графических процессорах // Математические заметки СВФУ, Апрель-июнь. – 2015. – Т. 22. – № 2. – С. 51–61. – EDN: WAHOSD

15. Кузьмичев О.Б. Возможности промыслово-геофизических методов для мониторинга разработки месторождений углеводородного сырья // Каротажник. – 2019. – № 6 (300). – С. 53–65. – EDN: XQPLHQ

В настоящее время в связи с высокой выработанностью запасов, находящихся в коллекторах с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами, особую актуальность приобретает изучение геологического строения сложных объектов. Это вызывает необходимость поиска способов достоверного геологического и гидродинамического моделирования. В статье представлен алгоритм построения куба проницаемости, позволяющий учесть такие осложняющие факторы, как пустотное пространство коллектора (за счет комплексного параметра FZI (Flow Zone Indicators), влияние разломной тектоники и трещиноватости, недостаточный объем скважиной информации. Алгоритм включает применение таких методов машинного обучения, как «случайный лес» и ML-инверсия сейсмических данных, а также инструмент двухпараметрического распределения, который дает возможность учитывать распределение точечной информации (первичный атрибут) за счет корреляционной связи с сейсмическим кубом (вторичный атрибут). В работе выделены петроклассы для каждого пласта и получены новые корреляционные взаимосвязи между проницаемостью и пористостью. Сравнение построенных 3D-кубов коэффициента проницаемости с данными керна продемонстрировало высокую сходимость в скважине куба, полученного с помощью двухпараметрического распределения. Кроме того, проведен расчет геолого-гидродинамической модели с использованием куба коэффициента проницаемости, созданного с помощью алгоритма, представленного в статье. Соответствие рассчитанных значений и исторических данных выше, чем при использовании куба коэффициента проницаемости, построенного с помощью общепринятых подходов.

Список литературы

1. Инструменты моделирования, применяемые для оперативного управления разработкой месторождения / А.С. Семанов, А.И. Семанова, И.Г. Фаттахов

[и др.] // Нефтегазовое дело. – 2023. – № 5.– С. 91–98. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2023-5-91-98. – EDN: ABRROG

2. Совершенствование построения трехмерных геологических моделей нефтяных месторождений сложного строения / А.А. Махмутов, Н.В. Шабрин,

А.М. Маляренко [и др.] // Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов. – 2023. – № 30. – С. 62–80. – https://doi.org/10.24412/2949-4052-2023-1-62-80. – EDN: SSVVHW

3. Опыт моделирования куба нефтенасыщенности в неоднородных по фильтрационно-емкостным свойствам пластах на поздней стадии разработки /

И.И. Бакиров, А.А. Махмутов, А.Г. Миннуллин [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 12. – С. 69–70. – EDN: XGUFCG

4. Методическое обоснование повышения выработки запасов нефти месторождений, осложненных тектоническими нарушениями / А.В. Стенькин,

Ю.А. Котенев, Ш.Х. Султанов, В.Г. Уметбаев // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг Георесурсов. – 2019. – № 1. – С. 214–223. – https://doi.org/10.18799/24131830/2019/1/71. – EDN: YXRGNN

5. Бахтизин Р.Н., Лутфуллин А.А., Махмутов А.А. Совершенствование методики моделирования куба проницаемости с учетом неоднородности структуры порового пространства продуктивных пластов Южно-Татарского свода // Нефтегазовое дело. – 2023. – Т. 21. – № 2. – С. 25–34. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2023-2-25-34. – EDN: HDIAVB

6. Влияние геологического строения продуктивных отложений месторождений Среднего Приобья на эффективность геолого-технических мероприятий / Д.Ю. Чудинова, А.Ю. Котенев, Е.М. Махныткин [и др.] // Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов. – 2023. – № 32. – С. 38–51. – https://doi.org/10.24412/2949-4052-2023-3-38-51. – EDN: VZPUFQ

7. Проблемы бурения и технологические решения при освоении залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах / А.В. Мельников, Ш.Х. Султанов, А.А. Махмутов, А.В. Чибисов // Нанотехнологии в строительстве. – 2024. – Т. 16. – № 6. – С. 567–575. – https://doi.org/10.15828/2075-8545-2024-16-6-567-575. – EDN: JDBAZF

8. Повышение достоверности трехмерной геологической основы объектов разработки сложного строения / М.К. Мустафаев, Ш.Х. Султанов, А.А. Махмутов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2024. – Т. 22. – № 5. – С. 8–16. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-5-8-16. – EDN: KHAZAD

9. Мустафаев М.К. Изучение влияния неоднородности продуктивных пластов по ФЕС на характер распределения нефтенасыщенности // Сб. матер. Междунар. науч.-практ. конф., посвященная 75-летию горно-нефтяного факультета УГНТУ и 100-летию ученого Спивака Александра Ивановича. – Уфа, 2023. – С. 190.

10. Яценко В.М., Антоненко Д.А., Нигматуллин Р.Р. Методика оценки проницаемости методом гидравлических единиц на примере коллекторов Ванкорского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 12. – С. 69–72. – EDN: KZXIIZ

11. Enhanced Reservoir Description: Using Core and Log Data to Identify Hydraulic (Flow) Units and Predict Permeability in Uncored Intervals/Wells / J.O. Amaefule,

M. Altunbay, D. Tiab [et al.] // SPE-26436-MS. – 1993. – https://doi.org/10.2118/26436-MS

12. Выделение литолого-фациальных особенностей отложений на основе методов машинного обучения / О.А. Залевский, Ю.А. Котенев, Ш.Х. Султанов, А.Р. Шарафутдинов // Нефтегазовое дело. – 2024. – Т. 22. – № 6. – С. 16–25. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-6-16-25. – EDN: FBOKTG

13. Шарафутдинов А.Р., Султанов Ш.Х., Чиликин В.М. Применение алгоритмов машинного обучения в целях детализации геологического строения продуктивных отложений // Инженер-нефтяник. – 2025. – № 1. – С. 86–89. – EDN: MCRDVS

Рассмотрены методы выделения флюидоупоров над перспективными горизонтами-коллекторами с целью изучения и прогноза нефтегазоносности природных резервуаров в терригенных формациях, в том числе в Западной Сибири. Показано, что в циклично залегающих терригенных формациях всегда есть не только высокоемкие коллекторы и флюидоупоры, но и пласты, пачки и толщи, которые не являются ни коллекторами, ни флюидоупорами, но тем не менее служат составными частями природных резервуаров, в которых мигрируют углеводороды под флюидоупорами.

Флюидоупоры в толщах пород-неколлекторов выделяются по отсутствию насыщения углеводородами, установленному на основании данных геофизических исследований скважин (ГИС). Проницаемые для углеводородов неколлекторы, залегающие между коллекторами и флюидоупорами, напротив, выделяются по наличию насыщения углеводородами, которое рассматривается как явное доказательство проницаемости пластов, пачек и толщ пород-неколлекторов. Описан процесс выделения флюидоупора в верхнеюрско-нижнемеловой пачке переслаивания пород-неколлекторов по данным ГИС с использованием авторской методики НЕГАЭЛ. Составной частью этой методики является определение граничных значений неколлектор - флюидоупор с помощью специального параметра Ф, равного отношению показаний нейтронного гамма-каротажа (или нейтронного каротажа), отражающих водородосодержание, к показаниям гамма-каротажа, отражающих глинистость. Предложен метод сравнения параметра Ф и данных электрометрии (бокового каротажа) в разрезах двух скважин: законтурной и внутриконтурной. Это позволяет выделять и коррелировать флюидоупоры между скважинами, а также строить принципиально новые модели природных резервуаров за счет картирования подошв флюидоупоров над горизонтами-коллекторами.

Список литературы

1. Казаненков В.А. Геология, палеогеография и нефтегазоносность малышевского горизонта (верхний байос-бат) Западной Сибири: дис. … д-ра геол.-мин. наук. – Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2024. – 37 с.

2. Жемчугова В.А., Бербенев М.О. Основные принципы моделирования структуры природных резервуаров (на примере меловых отложений Западной Сибири) // Георесурсы. – 2015. – № 2. – С. 54–62. – EDN: UAPZAJ

3. Белозеров В.Б., Иванов И.А. Кинематическая модель осадконакопления отложений платформенного чехла Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. – 2003. – Т. 44. – № 8. – С. 781–795. – EDN: OVAZKQ

4. Филиппов Б.В. Типы природных резервуаров нефти и газа. – Л.: Недра, 1967. – 124 с.

5. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. – М.: Недра, 1973. – 304 с.

6. Локальный прогноз нефтегазоносности на основе анализа строения ловушек в трехслойном резервуаре. Методические рекомендации / Сост.

В.Д. Ильин, С.П. Максимов, А.Н. Золотов [и др.]. – М.: ВНИГНИ, 1982. – 52 с.

7. Флюидоупоры и методология поисков залежей углеводородов в осадочных формациях / Е.М. Данилова, И.Н. Коновалова, М.Н. Попова, А.М. Хитров // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2024. – № 11(395). – С. 13–20. – EDN: BSIBVB

8. Кабышев Б.П., Чупрынин Д.И., Шевякова З.П. Методика разделения флюидоупоров и ложных покрышек газа и нефти // Советская геология. – 1983. –

№ 12. – С. 14–23.

9. Выделение и картирование флюидоупоров по данным геофизических исследований / Д.И. Гурова, Е.М. Данилова, И.Н. Коновалова [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2023. – № 11(383). – С. 5–13. – https://doi.org/10.33285/2413-5011-2023-11(383)-5-13. –

EDN: BJXKKV

Технология конвейерного бурения Batch drilling впервые была применена в СП «Вьетсовпетро» в 2020 г. с помощью самоподъемной плавучей буровой установки Там Дао 03 при строительстве скважин на новой морской стационарной платформе - блок-кондукторе БК-20. Особенностью проекта стали бурение и установка кондукторов диаметром 508 мм в семи скважинах в рамках единой технологической программы. Целью внедрения метода являлось сокращение общих затрат при строительстве группы скважин, а также повышение эффективности взаимодействия между различными подразделениями и службами. Опыт бурения на БК-20 подтвердил высокую эффективность метода конвейерного бурения. Успешная реализация метода на БК-20 предопределила его применение на других объектах СП «Вьетсовпетро». Полученные результаты стали убедительным подтверждением перспективности данного подхода в условиях оффшорного бурения. Несмотря на очевидные преимущества, реализация метода конвейерного бурения выявила и некоторые недостатки. Так, начало эксплуатации отдельных скважин в группе на некоторое время задерживается по сравнению с последовательным бурением, что в свою очередь может повлиять в определенные периоды на объемы добычи. В данной работе рассматриваются как положительные аспекты применения метода конвейерного бурения, так и выявленные ограничения и технические особенности, влияющие на его дальнейшее внедрение в рамках буровых программ СП «Вьетсовпетро».

Бурение в сложных горно-геологических условиях предполагает использование высококачественных промывочных и технологических жидкостей с возможностью оперативного регулирования их компонентного состава и свойств. При строительстве скважин в настоящее время актуально применение эмульсионных буровых и технологических растворов, жидкую основу которых составляют прямая или обратная эмульсия воды и углеводородной жидкости. Недостаточная эффективность серийно выпускаемого оборудования для приготовления раствора приводит к снижению его качества, что неоправданно повышает затраты материалов, времени и энергии. Решение этой проблемы связано с разработкой высокотехнологичных устройств – диспергаторов, в которых сочетаются кавитационные и гидродинамические эффекты. В результате выполнения расчетов и экспериментальных исследований был разработан и изготовлен натурный образец линейного кавитационного диспергатора. В статье приводится описание его технических характеристик и принципа работы. На Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении осуществлено внедрение кавитационного диспергатора в производственный процесс приготовления раствора на углеводородной основе (РУО) для проводки ствола разведочной скважины под эксплуатационную колонну. Время на приготовление РУО с применением разработанного диспергатора сократилось на 55 % по сравнению с использованием штатного оборудования. Оснащение кавитационными диспергаторами блоков приготовления растворов позволит повысить производительность работ и создать более совершенные технологии получения промывочных жидкостей с выходом на проектные параметры в течение нескольких циклов.

Список литературы

1. Invert drilling fluids with high internal phase content / S. Blaz, G. Zima, B. Jasinski, M. Kremieniewski // Energies. – 2021. – № 14. – 14 p. – https://doi.org/10.3390/en14010014. – EDN: RGACZA

2. Кравчук М.В. Обоснование и разработка технологических параметров бурового раствора на углеводородной основе для бурения наклонно-направленных скважин гидромониторными долотами: дис. … канд. техн. наук. – Ухта, 2017. – 122 с.

3. Mancuso G., Langone M., Andreottola G. A critical review of the current technologies in wastewater treatment plants by using hydrodynamic cavitation process: principles and applications // Journal of Environmental Health Science and Engineering. – 2020. – V. 18. – P. 311–333. – https://doi.org/10.1007/s40201-020-00444-5. – EDN: QDJJEH

4. Омельянюк М.В., Пахлян И.А. Гидродинамические и кавитационные струйные технологии в нефтегазовом деле. – Краснодар: КубГТУ, 2017. – 215 с. – EDN: XTMNDV

5. Experimental study of the cavitation noise and vibration induced by the choked flow in a Venturi reactor / S. Xu, J. Wang, H. Cheng [et al.] // Ultrasonics Sonochemistry. – 2020. – V. 67. – № 105183. – 11 p. – https://doi.org/10.1016/j.ultsonch.2020.105183. – EDN: VYDNBL

6. Пахлян И.А. Эффективность использования кавитационных явлений для диспергирования и гомогенизации компонентов буровых и тампонажных растворов // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 12. – С. 109–111. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-109-111. – EDN: NRAVCR

Важнейшими динамическими характеристиками двухфазной фильтрации являются относительные фазовые проницаемости (ОФП) для насыщающих пустотное пространство флюидов. Целью данной работы является исследование динамических характеристик двухфазной фильтрации в карбонатных отложениях пласта мендымского горизонта одного из месторождений Самарской области, породы-коллекторы которого представлены пористыми и кавернозными органогенно-обломочными известняками. С целью изучения ОФП были подобраны стандартные и полноразмерные образцы с близкими значениями фильтрационно-емкостных свойств. Для удобства сопоставления полученных результатов и дальнейшего анализа суммарный расход закачиваемых в образцы флюидов для каждой серии экспериментов и на каждом режиме фильтрации был одинаковым. Для изучения внутрипоровой структуры дополнительно проведены капилляриметрические исследования с оценкой распределения пор по размерам. Анализ полученных результатов на керне выявил различия условий формирования остаточной нефтенасыщенности и темпов изменения ОФП для нефти, которые следует учитывать при дальнейшем гидродинамическом моделировании процессов разработки залежей сложнопостроенных карбонатных коллекторов. Кроме того, в условиях карбонатных коллекторов динамические характеристики необходимо изучать в комплексе с результатами дополнительных исследований, таких как капилляриметрия, ядерно-магнитный резонанс, анализ шлифов и др.

Список литературы

1. Ковалев А.А. Влияние анизотропии горных пород на фильтрационные характеристики продуктивных пластов и эффективность процессов добычи

нефти // Тр. Гипровостокнефти. – Самара, 1999. – С. 58–65.

2. Ковалев А.А. Проблемы идентификации процесса двухфазной фильтрации для гидродинамических расчетов // Известия Самарского научного центра РАН. – 2003. – Спец. выпуск «Проблемы нефти и газа». – С. 89–94.

3. Михайлов Н.Н. Физико-геологические проблемы моделирования при подсчете запасов и проектировании разработки залежей углеводородов // Вестник ЦКР Роснедра. – 2014. – № 6. – С. 31–43. – EDN: TGZUJP

Большая часть месторождений нефти и газа Западной Сибири разрабатывается с 70-х годов ХХ века. В настоящее время значительная их часть находится на заключительной стадии разработки, характеризующейся большой выработкой запасов нефти и газа, высокой обводненностью добывающего фонда скважин. Для наиболее полной выработки запасов углеводородов длительно разрабатываемых месторождений применяются химические методы регулирования заводнения, гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи (МУН), а также тепловые, газовые и др. Целью работы являлось увеличение нефтеотдачи объекта А, характеризующегося наличием расчлененных и неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности пластов, на одном из нефтегазоконденсатных месторождений Сургутского свода за счет последовательного применения химических методов регулирования заводнения и гидродинамических МУН. На первом этапе в предлагаемой технологии используются химические реагенты для закачки в нагнетательные скважины с целью выравнивания профиля приемистости. Подобная технология наиболее эффективна в расчлененных неоднородных пластах. На втором этапе применяются гидродинамические МУН. Этап включает регулирование режимов нагнетания и отбора жидкости за счет периодического переноса фронта нагнетания с одного ряда нагнетательных скважин на другой с симметричной цикличностью. В работе определены наиболее подходящие участки месторождения для опробования технологии, рассчитаны оптимальные режимы работы скважин для получения дополнительной добычи нефти.

Список литературы

1. Выбор метода воздействия на нефтяную залежь / Н.А. Еремин, А.Б. Золотухин, Л.Н. Назарова, О.А. Черников. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени

И.М. Губкина, 1995. – 190 с.

2. Дарищев В.И. Современные проекты ХМУН в России // Международная научно-техническая конференция по химическим МУН. – Казань, 2022.

3. Малиновский И.В. Автоматизация подбора химических методов увеличения нефтеотдачи на основе оценки их эффективности // XXXlX научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов ПАО «Сургутнефтегаз». – Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья», 2019. – С. 395–401.

В статье представлен алгоритм расчета трехфазного равновесия для многокомпонентных углеводородных систем. Актуальность работы обусловлена необходимостью точного прогнозирования фазового поведения пластовых флюидов, содержащих воду, на всех этапах разработки месторождений. Это особенно важно для предотвращения осложнений, связанных с образованием гидратов. Существующие методы, такие как прямая минимизация энергии Гиббса, часто являются затратными и сложными в реализации, в то время как упрощенные алгоритмы могут терять устойчивость, особенно при существенном увеличении числа компонентов. Предложенный подход заключается в комбинации разработанных ранее методов: «правильной» начальной генерации констант фазового равновесия на основе теста стабильности; применении упрощенной модели растворимости углеводородов в воде, позволяющей свести задачу трехфазного равновесия к псевдодвухфазной задаче; использовании метода Ньютона для решения системы уравнений. Алгоритм реализован на основе уравнения состояния Соаве-Редлиха-Квонга и протестирован на нескольких смесях, включая простые трехкомпонентные системы, многокомпонентные газоконденсатные смеси, а также составы, соответствующие флюидам существующих нефтегазоконденсатных месторождений. Сравнение результатов расчетов с использованием разработанного программного модуля с данными коммерческого программного обеспечения (ПО) PVTSim показало, что даже упрощенная модель FWF обеспечивает хорошее согласование с данными коммерческого ПО, а решение задачи фазового равновесия в полной постановке значительно повышает точность результатов, снижая среднюю относительную ошибку до долей процента. Алгоритм демонстрирует высокую устойчивость во всем диапазоне термобарических условий, что делает его практичным инструментом для PVT-моделирования.

Список литературы

1. Development of a Hydrate-Free Operating Mode Model for Gas Lift Wells / A. Andrianova, E. Yudin, A. Shestakov [et al.] // SPE-217651-MS. – 2023. – https://doi.org/10.2118/217651-MS

2. Peng D.Y., Robinson D.B. Two and three phase equilibrium calculations for systems containing water // The Canadian Journal of Chemical Engineering. – 1976. –

V. 54. – No. 6. – P. 595–599. – https://doi.org/10.1002/cjce.5450540620

3. Peng D.Y., Robinson D.B. A new two-constants equation of state // Industrial and Engineering Chemistry. Fundamentals. – 1976. – V. 1. – P. 59–64. – https://doi.org/10.1021/i160057a011

4. Реализация методики расчета трехфазного равновесия углеводородов и водяной фазы / О.А. Аксенов, М.Г. Козлов, Э.В. Усов [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 12. – С. 38–43. – EDN: YCAXHA

5. Michelsen M.L. The isothermal flash problem. Part I. Stability // Fluid Phase Equilibria. – 1982. – V. 9. – No. 1. – P. 1–19. – https://doi.org/10.1016/0378-3812(82)85001-2

6. Three-Phase Equilibrium Calculations of Water/Hydrocarbon/Nonhydrocarbon Systems Based on the Equation of State (EOS) in Thermal Processes / X. Ma, S. Wu, G. Huang, T. Fan // ACS Omega. – 2021. – No. 6 (50). – P. 34406–34415. – https://doi.org/10.1021/acsomega.1c04522. – EDN: QVRFED

7. Li R., Li H.A. Improved three-phase equilibrium calculation algorithm for water/hydrocarbon mixtures // Fuel. – 2019. – V. 244. – P. 517–527. – https://doi.org/10.1016/j.fuel.2019.02.026

8. Ющенко Т.С. Математическое моделирование трехфазного равновесия в природных газоконденсатных системах при наличии минерализованного раствора воды // Тр. МФТИ. – 2015. – Т. 7. – № 2 (26). – С. 70–82. – EDN: UGRETX

9. Mahmudi M., Sadeghi M.T. A novel three pseudo-component approach (ThPCA) for thermodynamic description of hydrocarbon-water systems // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2014. – No. 4. – P. 281–289. – https://doi.org/10.1007/s13202-013-0072-z. – EDN: EDAJZU

10. Li R., Li H.A. New two-phase and three-phase Rachford-Rice algorithms based on free-water assumption for the Three-Fluid-Phase VLLE Flash Calculation // The Canadian Journal of Chemical Engineering. – 2018. – V. 96. – No. 1. – P. 390–403. – https://doi.org/10.1002/cjce.23018

11. Tang Y., Saha S. An Efficient Method to Calculate Three-Phase Free-Water Flash for Water−Hydrocarbon Systems // Industrial & Engineering Chemistry Research. – 2003. – No. 42(1). – P. 189–197. – https://doi.org/10.1021/ie010785x

12. Three-phase free-water flash calculations using a new Modified Rachford–Rice equation / A. Lapene, D.V. Nichita, G. Debenest, M. Quintard // Fluid Phase

Equilibria. – 2010. – V. 297. – No. 1. – P. 121–128. – https://doi.org/10.1016/j.fluid.2010.06.018

13. Hinojosa-Gómez H., Solares-Ramírez J., Bazúa-Rueda E.R. An improved algorithm for the three-fluid-phase VLLE flash calculation // AIChE J. – 2015. – No. 61. –

P. 3081–3093. – https://doi.org/10.1002/aic.14946

14. Nazari M., Asadi M.B., Zendehboudi S. A new efficient algorithm to determine three-phase equilibrium conditions in the presence of aqueous phase: Phase stability and computational cost // Fluid Phase Equilibria. – 2019. – V. 486. – P. 139–158. –https://doi.org/10.1016/j.fluid.2018.12.013

15. Nichita D.V., Gomez S., Luna-Ortiz E. Multiphase Equilibria Calculation by Direct Minimization of Gibbs Free Energy Using the Tunnelling Global Optimization Method // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2004. – No. 43. – https://doi.org/10.2118/04-05-TN2

16. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М.: Грааль, 2002. – 575 с.

17. Nichita D.V., Broseta D., De-Hemptinne J.C. Multiphase equilibrium calculation using reduced variables // Fluid Phase Equilibria. – 2006. – V. 246. – No. 1–2. –

P. 15–27. – https://doi.org/10.1016/j.fluid.2006.05.016

18. Connolly M., Pan H., Tchelepi H. Three-Phase Equilibrium Computations for Hydrocarbon–Water Mixture Using a Reduced Variables Method // Industrial & Engineering Chemistry Research. – 2019. – No. 58 (32). – P. 14954–14974. – https://doi.org//10.1021/acs.iecr.9b00695

19. Wagner W., Pruss A. The IAPWS Formulation 1995 for the Thermodynamic Properties of Ordinary Water Substance for General and Scientific // Journal of Physical and Chemical Reference Data. – 2002. – No. 31 (2). – P. 387–535. https://doi.org/10.1063/1.1461829. – EDN: MAHKTL

20. Whitson C.H., Brule M.R. Phase Behavior. – SPE, 2000. – 233 p. – https://doi.org/10.29172/5eb78870-d202-4a15-9cf0-1e9e04b107ac

21. Ускорение расчетов фазового равновесия газоконденсатных систем на основе уравнения состояния Соаве-Редлиха-Квонга / В.Л. Малышев, Е.Ф. Моисеева, Г.В. Легковой [и др.] // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2025. – Т. 336. – № 12. (в печати)

22. Soave G.S. Equilibrium Constants from a Modified Redlich-Kwong equation of state // Chemical Engineering Science. – 1972. – V. 27. – No 6. – P. 1197–1203. – https://doi.org/10.1016/0009-2509(72)80096-4

23. Michelsen M.L., Whitson C.H. The negative flash // Fluid Phase Equilibria. – 1989. – V. 53. – P. 51–71. – https://doi.org/10.1016/0378-3812(89)80072-X

24. Malyshev V.L., Nurgalieva Ya.F., Moiseeva E.F. Comparative study of empirical correlations and equations of state effectiveness for compressibility factor of natural gas determination // Periodico Tche Quimica. – 2021. – V. 18. – No. 38. – P. 188–213. – https://doi.org/10.52571/PTQ.v18.n38.2021.14_MALYSHEV_pgs_188_213

25. Применение композиционного калькулятора и адаптация PVT-расчета к данным месторождений с аномальными свойствами флюидов / В.Л. Малышев, А.Л. Ремизов, Е.С. Иванаевская [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 9. – С. 42–48. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-9-42-48

В статье рассматривается эволюция цифровой трансформации в нефтегазовой отрасли от концепции интегрированных операций к мультиагентным системам на основе больших языковых моделей (large language models (LLM)). В отличие от традиционных систем машинного обучения LLM способны понимать контекст, работать с неструктурированными данными, взаимодействовать с корпоративными базами знаний и объяснять логику принятых решений на естественном языке. В данной работе анализируется мировой и отечественный опыт внедрения центров интегрированных операций, выявляются ограничения существующих подходов и обосновывается необходимость перехода к новому уровню автономизации. Предлагается математическая постановка задачи оптимизации принятия решений и система уровней зрелости автономизации производственных процессов. На практическом примере проведения геолого-технического мероприятия по управлению частотой насоса демонстрируются архитектура мультиагентной LLM-системы и ее преимущества перед традиционными подходами. Показано, что переход к мультиагентным системам позволяет сократить время принятия решений с часов до минут, что создает потенциал для значительного снижения потерь добычи и повышения операционной эффективности. При этом в работе выделены уровни зрелости автономных систем – от рекомендательных инструментов к частично и полностью автономным управляющим контурам; реализация концепции предполагает поэтапный переход от одного уровня к другому на основе накопления опыта, расширения доверия к решениям системы и подтверждения их надежности в условиях промышленной эксплуатации.

Список литературы

1. Rosendahl T., Hepsø V. Integrated operations in the oil and gas industry: Sustainability and Capability Development. – Business Science Reference, 2013. – 427 p.

2. Integrated operations centers – Planning and delivering improved operational performance through IOC initiatives / A. Clark, H.W. Larsen, J.-E. Nordtvedt [et al.] // SPE-196148-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196148-MS. – EDN: PAJVYA

3. Smart fields-10 years of experience in intelligent energy and collaboration / C.F. Chai, F. van den Berg, P. Engbers, G. Sondak // SPE-167872-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/167872-MS

4. The BP field of the future programme: The continuing mission to deliver value / J. Dickens, D. Latin, G. Verra [et al.] // SPE-128672-MS. – 2010. – https://doi.org/10.2118/128672-MS

5. Integrated operations in statoil - From ambition to action / T. Lilleng, M. Øyen, U. Farestvedt [et al.] // SPE-150418-MS. – 2012. –

https://doi.org/10.2118/150418-MS. – EDN: YVRGNX

6. URL: https://www.rosneft.ru/press/news/item/195043/

7. URL: https://neftegaz.ru/news/dobycha/205440-v-gazpromneft-khantose-sozdan-tsentr-upravleniya-dobychey-is...

8. Hepsø V., Bergum O.J., Kristiansen E. Digital platform for the next generation IO: A prerequisite for the high north // SPE-127550-MS. – 2010. – https://doi.org/10.2118/127550-MS

9. Tools, technologies and frameworks for digital twins in the oil and gas industry: An in-depth analysis / J.S. da Silva, I.B.R. Nogueira, M.A.F. Martins, R.M.B. Alves // Sensors. – 2024. – V. 24. – https://doi.org/10.3390/s24196457

10. Research status and application of artificial intelligence large models in the oil and gas industry / H. Liu, Y. Ren, X. Li [et al.] // Petroleum Exploration and Development. – 2024. – V. 51. – P. 1049–1065. – https://doi.org/10.1016/S1876-3804(24)60524-0

11. Control industrial automation system with large language model agents / Y. Xia, J. Cao, W. Duan [et al.]. – 2024. – https://doi.org/10.48550/arXiv.2409.18009

12. Integrating large language model and digital twins in the context of industry 5.0: Framework, challenges and opportunities / C. Chen, K. Zhao, J. Leng [et al.] // Robotics and Computer Integrated Manufacturing. – 2025. – V. 74. – https://doi.org/10.1016/j.rcim.2024.102899

13. Разработка большой языковой модели для извлечения данных из текстовых неструктурированных документов на примере отчетов промыслово-геофизических исследований / Б.М. Латыпов, Е.В. Юдин, Р.А. Бондоров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 9. – С. 108–111. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-9-108-111. – EDN: OLGLND

В статье рассматривается задача оценки коэффициента естественной сепарации газа на приеме электроцентробежного насоса (ЭЦН), имеющей важное значение для повышения эффективности и надежности эксплуатации нефтяных скважин. Целью настоящей работы является разработка новой методики высокоточного расчета коэффициента естественной сепарации для насосов с условно-радиальным входом на основе доступных параметров. Авторами разработана новая эмпирическая корреляция для расчета коэффициента естественной сепарации, основанная на легкодоступных промысловых параметрах. Комплекс данных, по которым построена модель, представляет собой набор с 16 точками, включающими данные о дебите жидкости, типоразмерах ЭЦН, обводненности, диаметрах обсадной колонны и НКТ. Модель построена с использованием регрессионного анализа промысловых данных. Для проверки корректности предложенной зависимости было выполнено сравнение с результатами, полученными по известным методикам и с помощью гидродинамического моделирования. Проведенный анализ демонстрирует хорошую сходимость разработанной корреляции с общепринятыми подходами, что подтверждает ее практическую применимость. Простота использования и доступность необходимых входных данных делают предложенную модель удобным инструментом для инженерных расчетов при оптимизации работы скважин, оборудованных установками ЭЦН.

Cписок литературы

1. Юдин Е., Лубнин А. Моделирование работы многопластовых скважин // SPE-149924-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/149924-MS. – EDN: PERAVR

2. Кузьмин М.И., Пономарева А.И., Герасимов Р.В. Подход к адаптивному управлению фондом скважин с установкой электролопастного насоса // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 7. – С. 130–134. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-7-130-134. – EDN: HHJCZW

3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. – 816 с. – EDN: QMXTQX

4. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. – 448 с. – EDN: QMYBOH

5. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды. – М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 448 с.

6. Сахаров В.А., Мохов М.А. Эксплуатация нефтяных скважин. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. – 250 с. – EDN: QMYPWZ

7. Юдин Е.В., Хабибуллин Р.А., Галяутдинов И.М. Моделирование работы газлифтной скважины с автоматизированной системой управления подачи газлифтного газа // SPE-196816-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196816-MS

8. Брилл Дж.П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 с. – EDN: QMZCJZ

9. Деньгаев А.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей: дисс … канд. техн. наук. – М., 2005. – 212 с. – EDN: NNPLHP

10. Горидько К.А. Влияние изменяющихся свойств газожидкостной смеси по длине насоса на характеристики погружной электроцентробежной насосной установки: дисс... канд. техн. наук. – М., 2023. – 246 с. – EDN: LQCQKK

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

12. Marquez R., Prado M. A New Robust Model for Natural Separation Efficiency // SPE-80922-MS. – 2003. –https://doi.org/10.2118/80922-MS

13. Ляпков П.Д., Гуревич А.С. Об относительной скорости газовой фазы в стволе скважины перед входом в глубинный насос // Нефтепромысловое дело. – 1973. – № 8. – С. 6–10.

14. Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. – М.: МИНГ, 1987. – 71 с.

15. Экспериментальные исследования естественной сепарации на приеме погружного электроцентробежного насоса / В.А. Иванов, В.С. Вербицкий,

Р.А. Хабибуллин [и др.] // Neftegaz.RU. – 2024. – № 8(152). – С. 78–84. – EDN: EPWLFH.

16. Шакиров А.М. Модель естественной сепарации свободного газа у приема погружного оборудования // Нефть, газ и бизнес. – 2011. – № 6. – С. 27–30. – EDN: OHGCRX

17. Schlumberger The OLGA 2022 User Manual, Version 2022.

18. Хабибуллин Р.А. Нефтяной инжиниринг OLGA. – https://t.me/petroleum_olga

19. Габдрахманов Н.Х., Давыдова О.В. Промысловые исследования процесса сепарации газа на приеме погружных насосов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2010. – № 4(82). – С. 59–62. – EDN: NCBWUB

Автономизация добычи нефти предъявляет гораздо более жесткие требования к вопросам сбора, обработки и передачи измерительной информации, характеризующей состояние оборудования и ход технологического процесса. На кустовых площадках сосредоточено большое количество сложного оборудования, оснащенного различными датчиками, поэтому актуальной научно-практической задачей является обеспечение автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) оперативной и достоверной информацией. Решение этой задачи осложняется тем, что достаточно часто у средств измерения наступает метрологический отказ, который заключается в постепенном или резком ухудшении метрологических характеристик и их выходе за допустимые пределы. Опасность такого отказа состоит в том, что он обнаруживается только при проведении процедур метрологического контроля. В статье предложено проводить онлайн-диагностику измерительных каналов в режиме реального времени с помощью верифицированной модели, связывающей контролируемую величину на выходе объекта с влияющими на нее входными параметрами последнего. В качестве примера приведена диагностика измерительного канала установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) по прямой модели, связывающей дебиты жидкости и газа с динамическим уровнем в скважине, активной мощностью ЭЦН и давлением на его приеме. Прогнозная точность полученной модели составляет не менее 4 %, что подтверждает возможность ее использования в АСУ ТП кустовой площадки для оперативного контроля измерительных каналов УЭЦН.

Список литературы

1. Технические решения для автономизации добычи на месторождениях нефти и газа в осложненных условиях / Р.В. Герасимов, А.Н. Дубровин, М.И. Кузьмин, А.Н. Легков // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 6. – С. 76–80. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-6-76-80. – EDN: QJEFFI

2. Концепция автономной кустовой площадки на месторождениях компании «Газпром нефть» / И.В. Грехов, М.И. Кузьмин, П.С. Музычук,

Р.В. Герасимов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 69-73. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-69-73. – EDN DSUVSP

3. Халбашкеев А. Автономное месторождение: подсчитываем плюсы, взвешиваем риски. – https://nprom.online/technology/avtonomnoe-mestorozhdenie-podschityvaem-plyusy-vzveshivaem-riski

4. Создание прокси-интегрированной модели Восточного участка Оренбургского месторождения в условиях недостаточного объема исходных данных / Е.В. Юдин, Р.А. Хабибуллин, И.М. Галяутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 47–51. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-47-51. – EDN: HEOENV

5. Игнатьева А. Ученые ТПУ создали многофазные расходомеры для точного учета нефти. – https://neftegaz.ru/news/standarts/732114-uchenye-tpu-sozdali-mnogofaznye-raskhodomery-dlya-tochnogo...

6. Васинкин С.А. Анализ концепции реализации безлюдной FPSO // Neftegaz.RU. – 2025. – № 7. – EDN: RLUXAH

7. Oil and Gas Production Management: New Challenges and Solutions / S. Polyanskiy, E. Yudin, A. Slabetsky [et al.] // SPE-212086-MS. – 2022. – https://doi.org/10.2118/212086-MS

8. Бахметова Н.А. Контроль достоверности информации в дублированных информационно-измерительных каналах АСУТП: дисс. … канд. техн. наук. – Владимир, 2008.

9. Автоматизация анализа нефтепромысловых замеров / Р.Н. Асмандияров, А.Е. Кладов, А.А. Лубнин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. –

С. 58–61. – EDN: NVASTX

10. Калашников А.А. On-line-мониторинг измерительных каналов уровня с датчиками разности давлений на АЭС. Часть 2. Градуировочные характеристики // Контроль. Диагностика. – 2016. – № 5. – С. 31-35. – https://doi.org/10.14489/td.2016.05.pp.031-035. – EDN: VWWCUR.

11. Баталов С.А., Таирова К.Ф. Метод технического диагностирования измерительных каналов в АСУТП нефтепромысла // Контроль. Диагностика. – 2010. – № 4. – С. 40–44. – EDN: LSOWTF

12. Соколовский С.С., Соломахо Д.В., Цитович Б.В. Метрологическое моделирование как основа проектирования и реализации методик выполнения измерений // Приборы и методы измерений. – 2010. – № 1 (1). – С. 147-152. – EDN: RTDWFT

13. Серенков П.С., Савкова Е.Н. Системный подход к моделированию измерительного канала как механизм обеспечения доверия к результатам измерений // Приборы и методы измерений. – 2012. – № 1. – С. 127–133. – EDN: TOUZJR

Статья посвящена экспериментальному и модельному обоснованию методов прогнозирования эффективности газосепараторов, используемых в составе установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) при добыче продукции с высоким газосодержанием. Проблематика газосепарации остается ключевой для повышения надежности и оптимизации работы погружного оборудования, поскольку наличие свободного газа снижает напорные характеристики насосов, вызывает кавитацию, вибрации и уменьшает межремонтный период. Для решения этой задачи была разработана экспериментальная программа исследований на специализированном стенде РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, позволяющем моделировать газожидкостные смеси и исследовать работу сепараторов различных типоразмеров. На основе полученных данных выполнено сравнение классических статистических моделей (полиномиальная регрессия, Ridge, Lasso, ElasticNet) и современного алгоритма машинного обучения TabPFN, ориентированного на малые табличные данные. Оценка точности проводилась с использованием коэффициента детерминации R2, средней абсолютной ошибки (MAPE), а также кросс-валидации. Показано, что TabPFN существенно превосходит линейные и полиномиальные модели по точности прогнозирования остаточного газосодержания: при использовании всех восьми признаков MAPE составила 1,45 %, R2 - 0,96. Статистические модели обеспечивают меньшую ошибку интерпретации, но позволяют выявлять вклад отдельных факторов. Результаты подтверждают перспективность применения методов машинного обучения для построения цифровых двойников и систем предиктивного управления оборудованием в реальном времени.

Список литературы

1. Wilson B.L. ESP Gas separator’s affect on run life // SPE-28526-MS. – 1994. – https://doi.org/10.2118/28526-MS

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

Н.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

3. Юдин Е.В., Горбачева В.Н., Смирнов Н.А. Моделирование и оптимизация режимов работы скважин, фонтанирующих через затрубное пространство // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 122–126. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-122-126. – EDN: HRVGFA

4. Modeling and Optimization of ESP Wells Operating in Intermittent Mode / E. Yudin [et al.] // SPE-212116-MS. – 2022. – https://doi.org/10.2118/212116-MS

5. New Applications of Transient Multiphase Flow Models in Wells and Pipelines for Production Management / E. Yudin [et al.] // SPE-201884-MS. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201884-MS. – EDN: TNIEZH

6. Harun A.F., Prado M.G., Serrano J.C. A mechanistic model to predict natural gas separation efficiency in inclined pumping wells // SPE-67184-MS. – 2001. – https://doi.org/10.2118/67184-MS

7. Lea J.F., Bearden J.L. Gas separator performance for submersible pump operation // Journal of Petroleum Technology. – 1982. – V. 34. – № 6. – P. 1327–1333. – https://doi.org/10.2118/9219-PA

8. Gadbrashitov I.F., Sudeyev I.V. Generation of curves of effective gas separation at the ESP intake on the basis of processed real measurements collected in the Priobskoye oil field // SPE-102272-RU. – 2006. – https://doi.org/10.2118/102272-RU. – EDN: MRHUTT

9. Горидько К.А., Кобзарь О.С. Методика определения эффективности работы газосепаратора в составе скважинной установки электроцентробежного насоса // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2023. – № S1. – С. 9–20. – https://doi.org/10.5510/OGP2023SI100831. – EDN: VHKYUE

10. Михайлов В.Г., Петров П.В. Математическая модель сепарации газа в рабочей камере роторного газосепаратора // Вестник УГАТУ. – 2008. – Т. 10. – № 1. – С. 21–29. – EDN: JXEBJN

11. Harun A.F., Prado M.G., Shirazi S.A. An improved model for predicting separation efficiency of a rotary gas separator in ESP systems // SPE-63044-MS. – 2000. – https://doi.org/10.2523/63044-MS

12. Ojeda, L.C.O., Olubode M., Karami H. Application of machine learning to evaluate the performances of various downhole centrifugal separator types in oil and gas production systems // SPE-213059-MS. – 2023. – https://doi.org/10.2118/213059-MS

13. Sharma A., Ojeda C.S., Yuan N. Predicting Gas Separation Efficiency of a Downhole Separator Using Machine Learning // Energies. – 2024. – V. 17. – № 11. –

P. 2655. – https://doi.org/10.3390/en17112655. – EDN: DPMRAF

14. Okafor C.C., Verdin P.G. 3D computational fluid dynamics analysis of natural gas separation efficiency in multiphase pumping wells with heterogeneous flow regime // Engineering Applications of Computational Fluid Mechanics. – 2024. – V. 18. – № 1. – P. 2395452–2395473. – https://doi.org/10.1080/19942060.2024.2395452

15. Okafor C.C., Verdin P.G., Hart P. CFD investigation of downhole natural gas separation efficiency in the churn flow regime // SPE-204509-MS. – 2021. –

DOI: https://doi.org/10.2118/204509-MS

16. Liu B., Prado M. Application of a bubble tracking technique for estimating downhole natural separation efficiency // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2004. – V. 43. – № 05. – https://doi.org/10.2118/04-05-05

17. Drozdov A.N. Stand Investigations of ESP’s and gas separator’s characteristics on gas-liquid mixtures with different values of free-gas volume, intake pressure, foaminess and viscosity of liquid // SPE-134198-MS. – 2010. – https://doi.org/10.2118/134198-ms. – EDN: OHOFLX

18. Drozdov A.N., Verbitckiy V.S., Arseniev A.A. Rotary gas separators in high GOR wells, field and lab tests comparison // SPE-117415-MS. – 2008. – https://doi.org/10.2118/117415-MS. – EDN: MXQVCZ

19. McCoy J.N., Podio A.L., Lisigurski O. A laboratory study with field data of downhole gas separators // SPE-96619-PA. – 2007. – https://doi.org/10.2118/96619-PA

20. Пат. № 2075654C1 РФ, МПК F04D 15/00 (1995.01). Способ испытаний гидравлических машин и электродвигателей к ним и стенд для его осуществления / А.Н. Дроздов, Л.А. Демьянова; патентообладатель: Государственная академия нефти и газа им. И.М. Губкина; № 95103498/06; заявл. 1995.03.2014; опубл. 1997.02.2010.

Современный флот гидравлического разрыва пласта (ГРП) представляет собой сложный технологический комплекс, включающий разнородное оборудование, эффективная координация которого требует создания интегрированных систем управления, способных обеспечить синхронную работу всех компонентов системы. В статье представлены обобщения и выводы в части систематизации технологических процессов ГРП и разработки интегрированных систем управления на основе принципов киберфизических систем. Определен ряд фундаментальных проблем, ограничивающих текущую эволюцию систем комплексной автоматизации процесса ГРП: проблема синтеза многоконтурной системы управления с перекрестными связями и существенными запаздываниями; проблема обработки больших разнородных данных в режиме реального времени; разработка гибридных подходов, сочетающих детерминированные физические модели с методами машинного обучения для формализация опыта инженера ГРП в условиях неполной определенности. Архитектура системы управления ГРП нового поколения должна быть модульной и масштабируемой. Физический уровень должен содержать центр обработки данных в виде высокопроизводительных серверов, обеспечивающих необходимые вычислительные ресурсы; аппаратные средства управления; распределенные модули ввода/вывода; сетевую инфраструктуру высокоскоростной проводной и резервной беспроводной связи со всем оборудованием и при необходимости с внешними удаленными системами управления; эргономичные консоли с несколькими дисплеями, системами голосовой связи и управления с рабочих мест операторов. Ключевым вектором дальнейшего развития системы управления флотом должно стать движение от централизованной жесткой архитектуры к гибким, интеллектуальным и отказоустойчивым киберфизическим системам, включающим малые модели искусственного интеллекта.

Список литературы

1. Комплексный научно-технический подход при интенсификации притока в аномальных разрезах Баженовской свиты / А.Е. Козинов, Г.К. Валиуллина,

А.М. Кирсанов [и др.] // Газовая промышленность. – 2025. – № 7(884). – С. 52–55. – EDN: VCVGAE

2. Chen С., Li G, Reynolds A. Robust constrained optimization of short-and long-term net present value for closed-loop reservoir management // SPE J. – 2012. –

V. 17. – P. 849–864. – https://doi.org/10.2118/141314-PA. – EDN: WIVYPT

3. Okwy M., Nwachukwu A. A review of fuzzy logic application in petroleum exploration, production and distribution operations // Journal of Petroleum Exploration Technology. – 2019. – № 9(2). – P. 1555–1568. – https://doi.org/10.1007/s13202-018-0560-2

4. Review on model predictive control: An engineering perspective / M. Schwenzer, A. Muzaffer, T. Bergs, D. Abel // The International Journal of Advanced Manufacturing Technology. – 2021. – V. 117 (5). – Р. 1327–1349. – https://doi.org/10.1007/s00170-021-07682-3. – EDN: WNDECA

5. Chai L., Zhong X., Chen F., Design and development of digital intelligent fracturing platform / Proceedings of the International Field Exploration and Development Conference 2022. – P. 7167–7187.

6. Wanasinghe R., Wroblewski L., Petersen B. Digital twin for the oil and gas industry: Overview research trends, opportunities and challenges // IEEE Access. – 2020. – V. 8. – P. 104175–104197. – https://doi.org/10.1109/ACCESS.2020.2998723

7. Математические модели гидроразрыва пласта / Д.В. Есипов, П.В. Каранаков, В.Н. Лапин, С.Г. Черный // Вычислительные технологии. – 2014. – Т. 19. –

№ 2. – С. 33–61. – EDN: SABXNJ

Многие нефтяные месторождения на территории России вступили в завершающую стадию разработки, что сопровождается существенным ростом обводненности продукции, снижением дебитов, нестабильностью притока и увеличением газового фактора. Дополнительные осложнения создают вынос механических примесей, периодические газовые пробки и ухудшение условий работы электроцентробежных насосов (ЭЦН). В таких условиях перевод добывающих скважин на режим периодического кратковременного включения (ПКВ) становится одним из наиболее эффективных способов поддержания стабильной добычи. Режим ПКВ позволяет поддерживать высокий КПД насоса, уменьшать влияние свободного газа и снижать риск газовой блокировки. Однако существующие методики расчета режимов ПКВ имеют существенные ограничения. Во многих инженерных подходах пренебрегают стадиями разгона и торможения ЭЦН, а кроме того, редко учитываются нестационарный характер притока, изменение динамического уровня и влияние деградации насосных характеристик под воздействием свободного газа. В настоящей работе предложена усовершенствованная методика определения оптимальных параметров режима ПКВ, предусматривающая учет инерционных процессов пуска, изменения во времени уровня жидкости и изменения забойного давления в каждой фазе цикла. Показано, что корректное моделирование разгона и переходных гидродинамических процессов дает возможность существенно повысить точность прогноза добычи и оптимизировать баланс продолжительности фаз накопления и откачки. Представленный подход может служить основой для разработки цифровых инструментов управления фондом скважин, включая интеграцию моделей деградации оборудования и адаптивных систем подбора режимов работы ЭЦН при высоком газовом факторе.

Список литературы

1. Назарова Л.Н. Разработка нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019. – 340 с. – EDN: ADFFRD

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Нефть и газ, 2007. – 826 с. – EDN: XRXXWH

3. 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

4. Салихова А.Р., Сабиров А.А., Булат А.В. Методика повышения эффективности эксплуатации установок электролопастных насосов при содержании абразивных частиц в добываемой жидкости // Территория Нефтегаз. – 2019. – № 5. – С. 50–55. – EDN: ZNBOBP

5. Анализ режимов работы и особенности моделирования нестационарного многофазного течения в низкодебитных скважинах с ГС и МГРП, работающих с ЭЦН в режиме ПКВ / Т.С. Ющенко, Е.В. Демин, В.А. Иванов [и др.] // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2024. – Т. 9. – № 1(31). – С. 78–94. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2024-9-1-78-94. – EDN: LIZGOX

6. Оценка качества моделирования скважин, оснащенных установками электроцентробежных насосов, работающих в режиме периодического кратковременного включения, в симуляторе нестационарного потока OLGA при дефиците верифицированных данных и ограниченности телеметрического обеспечения / Е.В. Юдин, К.В. Моисеев, Б.М. Латыпов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 9. – С. 66–72. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-9-66-72. – EDN: CMUGVN

7. Метод оценки сепарации газа в периодическом режиме эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса. Ч. 1 /

К.А. Горидько, А.Э. Федоров, Р.А. Хабибуллин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2025. – № 6(678). – С. 36–47. – EDN: OBQJAR

8. Экспериментальные исследования естественной сепарации на приеме погружного электроцентробежного насоса / В.А. Иванов, В.С. Вербицкий, Р.А. Хабибуллин [и др.] // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2024. – № 8(152). – С. 78–84. – EDN: EPWLFH

9. The OLGA 2022 User Manual, Version 2022, Schlumberger

10. Разработка динамической модели скважины в режиме периодического кратковременного включения погружного электроцентробежного насоса /

В.А. Иванов, Р.А. Хабибуллин, Т.С. Юшенко [и др.]. – Москва: РГУ нефти и газа, 2024. – 89 с. – EDN: SPWGIB

11. https://www.petex.com/pe-engineering/ipm-suite/prosper/

12. https://autotechnologist.com/

13. Руководство пользователя RN-ROSPUMP. – М., 2023. – https://rn.digital/rospump/?ysclid=mgy57kvvkk548378977

14. Хабибуллин Р.А. Нефтяной инжиниринг OLGA. – https://t.me/petroleum_olga

15. Вирновский А.С., Татейшвили О.С. О периодической эксплуатации насосных скважин // Нефтяное хозяйство. – 1957. – № 8. – С. 40–46.

16. РД 39-1-454-80. Методика по эксплуатации малодебитных глубиннонасосных скважин в режиме периодической откачки.

17. Об оптимизации периодического режима эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, в ПАО «НК «Роснефть» / А.А. Пашали, Р.С. Халфин, Д.В. Сильнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 4. – С. 92–96. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-4-92-96. –

EDN: JKTJZT

18. Абдулин И.К., Леонтьев С.А. Разработка методики обоснования кратковременного периодического режима работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов // Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 9(645). – С. 73–76. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2022-9(645)-73-76. – EDN: KLOUGU

19. Методы моделирования и оптимизации периодических режимов работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов /

Е.В. Юдин, Г.А. Пиотровский, Н.А. Смирнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 5. – С. 116–122. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-116-122. – EDN: FOWTBT

20. Костилевский В.А., Шайдаков В.В., Королева Д.А. Методика расчета дебита при кратковременной эксплуатации скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2023. – № 4(364). – С. 45–48. – https://doi.org/10.33285/0130-3872-2023-4(364)-45-48. – EDN: AHQLXE

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является ключевой технологией, обеспечивающей эффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти в коллекторах со сверхнизкой проницаемостью. Подход к современной разработке месторождений характеризуется увеличением длины горизонтального ствола скважин, ростом числа операций при многостадийном ГРП, а также увеличением фактической массы расклинивающего агента (РА) на стадию. В рамках реализации стратегии «Роснефть-2030», направленной на удержание лидерства по удельным затратам на добычу с целевым ориентиром 330 млн т н.э., ПАО «НК «Роснефть» активно внедряет современные подходы к проведению операций ГРП. Снабжение добывающих обществ РА в совокупности с технико-экономической оптимизацией растущих затрат на ГРП стали необходимым условием для поддержания добычи нефти на рентабельном уровне. Одним из перспективных направлений для обеспечения требуемого количества РА является замещение керамического проппанта альтернативным РА, при этом необходимо учитывать комплекс факторов, включающих как физико-механические, так и фильтрационные его свойства. Одним из важных физико-механических свойств РА является абразивность, влияющая на износ оборудования. В работе проанализированы подходы к оценке абразивного износа оборудования, а также исследована действующая нормативно-техническая база, регламентирующая оценку абразивности РА. На основе выявленных ограничений существующих методик авторами предложена концепция создания нового экспериментального стенда. Ключевой особенностью предлагаемой установки является возможность моделирования физических процессов, характерных для операций ГРП, что позволит получать более достоверные и релевантные данные об износе оборудования.

Список литературы

1. 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

2. Investigating the influence of sand particle properties on abrasive wear behavior / M. Woldman, Heide Van Der E., D.J. Schipper [et al.] // Wear. – 2014. – V. 294–295. – P. 419–426.

3. Rosenberg S.J. The resistance of steels to abrasion by sand // Bureau of Standards Journal of Research. – 1930. – V. 5. – No. 3. – P. 553.

4. Salik J., Buckley D.H. Effect of erodent particle shape and various heat treatments on erosion resistance of plain carbon steel // NASA Technical Paper. – 1981. – 7 p.

5. Improving economics of hard-to-recover reserves development. Case study of Achimov formation at Prirazlomnoe oil field / A. Serdyuk, S. Valeev, A. Frolenkov

[et al.] // SPE-191722-18RPTC-RU. – 2018. – https://doi.org/10.2118/191722-18RPTC-RU

6. 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

7. ASTM Standard G73. Standard test method for liquid impingement erosion using rotating apparatus. – ASTM International, West Conshohocken, PA, 2021. – https://doi.org/10.1520/G0076-1810.1520/G0073-10R21

8. 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/G0076-1810.1520/G0134-17R23

9. ASTM Standard G134. 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/G0076-1810.1520/G0075-15R21

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/10.1520/G0076-1810.1016/0043-1648(92)90122-o

По результатам анализа и выполненных расчетов установлено, что причины аномального нагрева при эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) в скважинах и откачке водонефтегазовой смеси связаны с аномальными нестационарными режимами работы – срывами подачи вследствие негативного влияния свободного газа на характеристики насосов и значительной разности плотностей нефти и воды в обводненных скважинах. Предложены различные методы предотвращения срывов подачи из-за влияния свободного газа и разности плотностей нефти и воды. Кроме того, к срыву подачи ЭЦН приводят снижение притока из пласта, засорение приемной сетки, ступеней насоса и НКТ механическими примесями и отложениями твердой фазы. При применении ЭЦН в составе насосно-эжекторных систем срывы подачи могут происходить из-за перекрытия сопла эжектора посторонними предметами. В процессе кратковременной периодической эксплуатации малодебитных скважин УЭЦН аномальный перегрев может быть связан с дополнительным нагревом потока скважинной продукции от остановленного насоса. Интенсификация процессов разделения нефти и воды в скважинах при их кратковременной периодической эксплуатации УЭЦН повышает риск срыва подачи и аномального нагрева. Показана целесообразность выполнения в дальнейшем специальных экспериментальных исследований распределения температуры по длине многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостных смесей с различной степенью подавления коалесценции пузырьков. Такие исследования послужат основой для разработки адекватных методик расчета нагрева потока насосом при стационарных и нестационарных режимах работы скважин.

Список литературы

1. Гареев А.А. Об экономической эффективности добычи нефти электроцентробежными насосами // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 1. – С. 60–63. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-1-60-63. – EDN: LQARIP

2. Утев Н.В., Пещеренко С.Н., Овчинников Т.А. Аномальный перегрев жидкости при периодической эксплуатации нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 2. – С. 66–70. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-2-66-70. – EDN: QQCVIY

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

4. Ляпков П.Д. Влияние газа на работу погружного центробежного насоса ЭН-95-800 // Нефтяное хозяйство. – 1958. – № 2. – С. 43–49.

5. Ляпков П.Д., Дунаев В.В. Результаты испытаний насоса ЭН-160-800 в скважине с наличием газа в добываемой жидкости // Нефтяное хозяйство. –

1960. – № 2. – С. 48–51.

6. Промысловые испытания УЭЦН с газосепаратором / В.И. Балыкин, А.Н. Дроздов, В.И. Игревский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1985. – № 1. –

С. 62–65. – EDN: XSSEIP

7. Минигазимов М.Г., Шарипов А.Г. Исследования влияния газа на работу погружного центробежного насоса ЭЦН5-80-800 // Нефтепромысловое дело. – 1968. – № 7. – С. 34–38.

8. Минигазимов М.Г., Шарипов А.Г., Минхайров Ф.Л. Исследования влияния газа на работу погружного центробежного насоса ЭЦН6-160-1100 // Тр. ТатНИИ. – 1971. – Вып. 15. – С. 157–164.

9. Шарипов А.Г., Минигазимов М.Г. Исследование работы погружного центробежного электронасоса ЭЦН5-130-600 на водонефтегазовых смесях //

Тр. ТатНИИ. – 1971. – Вып. 19. – С. 262–274.

10. Шарипов А.Г. Исследование работы погружного центробежного электронасоса ЭЦН5-80-800 на водонефтегазовых смесях // Тр. ТатНИПИнефть. – 1975. – Вып. 28. – С. 16–27.

11. Study of Suppression of Gas Bubbles Coalescence in the Liquid for Use in Technologies of Oil Production and Associated Gas Utilization / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov, N.F. Bunkin, V.A. Kozlov // SPE-187741-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/187741-MS. – EDN: UXTHTG

12. Дроздов А.Н., Горелкина Е.И. Параметры эксплуатации насосно-эжекторной системы при водогазовом воздействии на Самодуровском месторождении // SOCAR Proceedings. – 2022. – Special Issue No. 2. – С. 9–18. – https://doi.org/10.5510/OGP2022SI200734. – EDN: WPAVXV

13. 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

14. Дроздов А.Н. Исследования характеристик насосов при откачке газожидкостных смесей и применение полученных результатов для разработки технологий водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 9. – С. 108–111. – EDN: OHGEJT

15. Исследование влияния пенообразующих поверхностно-активных веществ на работу многоступенчатого центробежного насоса при откачке созданных эжектором водогазовых смесей / А.Н. Дроздов, В.С. Вербицкий, В.А. Шишулин [и др.] // SOCAR Proceedings. – 2022. – Special Issue No. 2. – С. 37–44. – https://doi.org/10.5510/OGP2022SI200744. – EDN: STYQNX

16. Ляпков П.Д. О влиянии вязкости жидкости на характеристику погружных центробежных насосов // Тр. ВНИИнефть. – 1964. – Вып. XLI. – С. 71–107.

17. Купцов С.М. Теплофизические свойства пластовых жидкостей и горных пород нефтяных месторождений. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2008. –

205 с. – EDN: QMYQAB

18. Влияние вязкости на рабочие характеристики центробежных насосов / С.Д. Абахри, М.О. Перельман, С.Н. Пещеренко, А.И. Рабинович // Бурение и нефть. – 2012. – № 3. – С. 22–26. – EDN: OWLYKN

19. Макеев А.А. Оптимизация эксплуатации скважин в условиях повышенного солеобразования (на примере пласта триас месторождений Западной Сибири): дис. ... канд. техн. наук. – Тюмень, 2022. – 132 с. – EDN: YCUUOX

20. Игревский В.И., Дроздов А.Н. Освоение скважины погружным центробежным электронасосом в условиях высокопродуктивного трещиноватого пласта // Нефтяное хозяйство. – 1987. – № 5. – С. 52–56. – EDN: XSOIGT

21. Дроздов А.Н., Бахир С.Ю. Особенности эксплуатации погружных насосных и насосно-эжекторных систем на Талинском месторождении // Нефтепромысловое дело. – 1997. – № 3. – С. 9–16. – EDN: XSOAFN

22. Пат. № 2821934 C1 РФ, МПК E21B 43/12, F04D 31/00. Способ эксплуатации водозаборной скважины / А.Н. Дроздов, Е.И. Горелкина // заявитель Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский университет дружбы народов имени Патриса Лумумбы». заявл. 26.12.2023 № 2023135092; опубл. 28.06.2024. – EDN: AZTWUH

23. Кузьмичев Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин для добычи вязкой нефти с помощью УЭЦН // Neftegaz.RU. – 2015. – № 3. – С. 28–34. –

EDN: TPGVFN

В статье представлена методология оптимизации расположения добывающих и нагнетательных скважин на нефтяном месторождении с использованием суррогатного моделирования на основе нейронных операторов. Традиционные подходы требуют проведения большого числа гидродинамических симуляций, что делает задачу крайне ресурсоемкой. Предлагается заменить полномасштабный симулятор быстрой моделью на основе архитектуры Latent Neural Operator (LNO), способной воспроизводить динамику двухфазной фильтрации с учетом неоднородностей пласта и различных конфигураций скважин. Модель обучается на обширной выборке, сгенерированной промышленным симулятором tNavigator и включающей 2048 различных сценариев размещения скважин. Архитектура LNO использует механизм Physics-Cross-Attention для перехода в латентное пространство и обратно, что позволяет эффективно аппроксимировать поля давления и насыщенности. Полученный суррогат обеспечивает среднее время прогноза около 0,052 с на год расчета, что позволяет применять его внутри оптимизационного алгоритма. Для поиска оптимального расположения скважин применяется генетический алгоритм, максимизирующий суммарную добычу нефти. Показано, что комбинация LNO и генетического алгоритма способна исследовать тысячи конфигураций, обходить низкопроницаемые зоны и находить близкие к оптимальным решения. Несмотря на высокую скорость и качество, при длительных прогнозах модель демонстрирует ошибки в околоскважинной области. Предложены направления улучшения точности и интеграции с численным симулятором.

Список литературы

1. Salasakar S., Prakash S., Thakur G. Recent trends in proxy model development for well placement optimization employing machine learning techniques // Modelling. – 2024. – V. 5. – No. 4. – P. 1808–1823. – https://doi.org/10.3390/modelling5040094. – EDN: JOIEYR

2. Tang H., Durlofsky L.J. Graph network surrogate model for optimizing the placement of horizontal wells for CO2 storage. – 2024. – https://doi.org/10.2139/ssrn.4967577

3. Юдин Е.В. Моделирование фильтрации жидкости в неоднородных средах для анализа и планирования разработки нефтяных месторождений: дисс. на соиск. уч. степ. канд. ф.-м. наук. – М., 2014. – 173 с. – EDN: SVANZH

4. Badawi D., Gildin E. Neural operator-based proxy for reservoir simulations considering varying well settings, locations, and permeability fields. – 2024. – https://doi.org/10.48550/arXiv.2407.09728

5. Tang H., Durlofsky L.J. Graph network surrogate model for subsurface flow optimization // Journal of Computational Physics. – 2024. – V. 512. – https://doi.org/10.1016/j.jcp.2024.113132

6. Multipole graph neural operator for parametric partial differential equations / Z. Li, N. Kovachki, K. Azizzadenesheli [et al.] // Advances in Neural Information Processing Systems (NeurIPS). – 2020. – V. 33. – P. 6755–6766.

7. Wang T., Wang C. Latent neural operator for solving forward and inverse PDE problems. – 2024. – https://doi.org/10.48550/arXiv.2406.03923

8. Geometry-Informed Neural Operator for Large-Scale 3D PDEs / Z. Li [et al.] // Advances in Neural Information Processing Systems (NeurIPS). – 2023. – https://doi.org/10.48550/arXiv.2309.00583

9. Подход к планированию добычных характеристик новых скважин в низкопроницаемом пласте / Е.В. Юдин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – №. 11. – С. 25-29. – EDN: PIKZPV

Данная статья посвящена анализу текущего состояния и перспективам развития автоматизации и роботизации на трубных инструментальных площадках в нефтегазовой отрасли. Рассматриваются актуальные проблемы, с которыми сталкиваются предприятия, выполняющие работы в данной области: планомерное наращивание оборота продукции, повышенные требования безопасности, а также высокий уровень конкуренции на рынке труда, ведущий к увеличению затрат на привлечение квалифицированных кадров. Помимо этого, большое значение имеет возможность нефтедобывающего предприятия обеспечить минимальные издержки для повторного использования НКТ и насосных штанг (ШН) за счет выполнения своевременного учета, контроля и сервисного обслуживания. Решением становится привлечение технологий в области автоматизации и роботизации в производственные процессы. Анализ работы действующих трубных инструментальных площадок (ТИП) показывает, что большинство операций с НКТ и ШН выполняются ручным способом, тем самым повышается зависимость производства от человеческого фактора и не обеспечивается конкурентоспособность нефтесервисного предприятия. Для повышения эффективности работ необходимо роботизировать операции, выполняемые на ТИП, что позволит сократить издержки производства, снизить зависимость от человеческого фактора, повысить качество выполняемых работ и производительность ТИП. В статье описаны существующие проблемы ТИП, рассмотрены решения в области автоматизации и роботизации, представлена концепция роботизации технологических операций на ТИП, а также приведено обоснование целесообразности внедрения новых решений в данном направлении.

Список литературы

1. Концепция и подходы для оценки перспектив роботизации технологических процессов ПАО «НК «Роснефть» / К.О. Ильин, А.Г. Губайдуллин, Р.С. Халфин, Н.Н. Краевский // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 4. – С. 48–53. – DOI: https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-4-48-53. – EDN: JICHRU

2. Селиванов С.Г., Иванова М.В. Теоретические основы реконструкции машиностроительного производства. – Уфа: Гилем, 2001. – 312 с.

3. Ильин К.О., Гаврилова О.А., Краевский Н.Н. Разработка концепции автоматизации и роботизации технологических операций для ремонта насосно-компрессорных труб // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 6. – С. 76–80. – DOI: https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-6-76-80. – EDN: RXNMMN

В статье рассматривается применение нейронных операторов для ускоренного моделирования динамики пластовых флюидов при решении задач в процессе разработки месторождений. Проведено сравнение двух современных архитектур – Multipole Graph Kernel Network (MGKN) и Latent Neural Operator (LNO) – по точности прогнозирования пространственно-временной динамики полей давления и водонасыщенности, а также по скорости инференса. Обучение моделей выполнено на наборе симуляций, полученных с использованием промышленного гидродинамического симулятора, включающего 2620 конфигураций скважин и 37 временных шагов. Валидация проводилась на тестовой выборке из 360 конфигураций, анализировались первые 12 временных шагов. Для оценки качества использовалась метрика относительной L1-ошибки, характеризующая среднее относительное отклонение прогноза от эталонных решений. Результаты показали, что обе архитектуры корректно воспроизводят пространственно-временные распределения давления и насыщенности, при этом LNO дает почти в 2 раза меньшую ошибку по давлению, чем MGKN, и существенно превосходит ее по скорости вычислений (время инференса составляет около 0,05 с на GPU). Отмечена тенденция к накоплению ошибки при авторегрессионном прогнозе, что указывает на необходимость дальнейших исследований по повышению устойчивости моделей на длинных временных интервалах.

Список литературы

1. Yudin E., Lubnin А. Simulation of Multilayer Wells Operating // SPE-149924-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/149924-MS. – EDN: PERAVR

2. Юдин Е.В., Губанова А.Е., Краснов В.А. Метод оценки интерференции скважин с использованием данных технологических режимов их эксплуатации // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 8. – С. 64-69. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-8-64-69. – EDN: XWBUKT

3. U-FNO: An enhanced Fourier neural operator-based deep-learning model for multiphase flow / Gege Wen, Zongyi Li, K. Azizzadenesheli [et al.] // Advances in Water Resources. – 2022. – V. 163. – P. 104180. – https://doi.org/10.1016/j.advwatres.2022.104180. – EDN: UVVTIB

4. Neural operators for PDEs / K. Azizzadenesheli, N. Kovachki, Zongyi Li [et al.] // Advances in Neural Information Processing Systems (NeurIPS). – 2020. – V. 33. – P. 11562–11573.

5. Physics-informed neural operator for learning partial differential equations / Zongyi Li, Z. Hongkai, N. Kovachki [et al.] // ACM/IMS Journal of Data Science. – 2021. – V. 1. – no. 3. – P. 1–27. – https://doi.org/10.1145/3648506

6. Fourier neural operator for parametric partial differential equations / Zongyi Li, N. Kovachki, K. Azizzadenesheli [et al.] // International Conference on Learning Representations (ICLR). – 2021. – https://doi.org/10.48550/arXiv.2010.08895

7. Neural operator: Graph kernel network for partial differential equations / Zongyi Li, N. Kovachki, K. Azizzadenesheli [et al.]. – 2021. – https://arxiv.org/abs/2003.03485

8. Learning nonlinear operators via DeepONet based on the universal approximation theorem of operators // Lu Lu, Pengzhan Jin, Guofei Pang, Zhongqiang Zhang

[et al.] // Nature Machine Intelligence. – 2021. – V. 3. – № 3. – P. 218–229. – https://doi.org/10.1038/s42256-021-00302-5

9. Jin Zh.L., Liu Y., Durlofsky L.J. Deep-learning-based surrogate model for reservoir simulation with time-varying well controls // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – V. 192. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107273

10. Raissi M., Perdikaris P., Karniadakis G.E. Physics-informed neural networks: A deep learning framework for solving forward and inverse problems involving nonlinear partial differential equations // Journal of Computational Physics. – 2018. – V. 378. – P. 686–707. – https://doi.org/10.1016/j.jcp.2018.10.045

11. Multipole graph neural operator for parametric partial differential equations / Z. Li, N. Kovachki, K. Azizzadenesheli [et al.] // Advances in Neural Information Processing Systems (NeurIPS). – 2020. – V. 33. – P. 6755–6766.

12. Wang T., Wang C. Latent neural operator for solving forward and inverse PDE problems. – 2024. – https://doi.org/10.48550/arXiv.2406.03923

13. Yudin E.V., Gubanova A.E., Krasnov V.A. The method of express estimation of pore pressure map distribution in reservoirs with faults and wedging zones //

SPE-191582-18RPTC-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/191582-18RPTC-MS

В настоящее время отсутствует единый универсальный инструмент, который позволял бы в комплексе проводить расчеты как факельных систем, так и параметров объектов подготовки нефти и газа. При проектировании новых факельных установок или оптимизации работы существующих применяется программное обеспечение (ПО) различных производителей. Следует отметить, что расчеты факельных систем регламентируются нормативными документами и государственными стандартами РФ. В ПАО «НК «Роснефть» разработан симулятор моделирования технологических процессов «РН-СИМТЕП», предназначенный для расчета параметров объектов систем сбора, подготовки и транспортировки добываемой продукции в соответствии с нормативами РФ (сертификат соответствия № РОСС RU.04ПЛК0.ОС01.Н00035). Инструмент предназначен для решения задач на этапах проектирования и эксплуатации месторождения и позволяет разрабатывать проект в единой технологической среде – от концептуального проектирования до проектно-изыскательских работ и эксплуатации. В статье представлен обзор возможностей различных ПО для расчета факельных систем. Сравнительный анализ включает расчет гидравлики факельного коллектора, а также теплового излучения и выбросов загрязняющих веществ. В отличие от отечественных и зарубежных аналогов «РН-СИМТЕП» предоставляет широкий выбор методик расчета факельных систем согласно нормативам РФ, а также возможность совместного моделирования факельной системы с системой подготовки нефти и газа. Таким образом, инструмент дает возможность уменьшить финансовые затраты на закупку нескольких ПО, сократить трудозатраты по переносу данных из одного ПО в другое и минимизировать ошибки, связанные с ручным переносом.

Список литературы

1. Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 22.12.2021 г. № 450 «Об утверждении руководства по безопасности факельных систем» // ГК Теплогазоснабжение. – https://gktgs.ru/assets/app/files/prikaz_450%20от%2022.12.21_rb_fs.pdf 

2. Приказ МЧС России от 10.07.2009 № 404 «Об утверждении методики определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах». – https://mchs.gov.ru/dokumenty/normativnye-pravovye-akty-mchs-rossii/667

3. Нормы технологического проектирования горизонтально-факельных установок и нейтрализаторов промстоков для объектов добычи газа. – https://www.npp-pes.com/_files/ugd/db4713_d3367a705b8f4f4c881adc3237fc9a55.pdf

4. Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках. – https://meganorm.ru/Data2/1/4294849/4294849187.pdf

5. Методика расчета параметров выбросов вредных веществ от факельных установок сжигания углеводородных смесей. – http://www.omegametall.ru/Data2/1/4293832/4293832676.pdf

6. Приказ Минприроды России от 06.06.2017 г. № 273 «Об утверждении методов расчетов рассевания выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферном воздухе». – https://docs.cntd.ru/document/456074826

7. https://integral.ru/

8. https://digital.slb.ru/products/

9. https://www.aspentech.com/en/products/engineering/aspen-flare-system-analyzer

10. Johnson A.D., Brightwell H., Carsley A.J. А model for predicting the thermal radiation hazards from large-scale horizontally released natural gas jet fires // Trans IChemE 94 Part B. – 1994. – Р. 157–168. – https://www.icheme.org/media/12116/xii-paper-09.pdf

Статья посвящена разработке и промышленной апробации графических процессоров (GPU) - ускоренной системы гидродинамического моделирования нефтяных месторождений, основанной на методе граничных элементов. В работе рассматриваются ограничения традиционных центральных процессоров (CPU), достигших пределов масштабируемости, и обосновывается переход к параллельным вычислительным архитектурам. Предложенная трехуровневая архитектура объединяет Python-уровень управления, C++-гибридный слой и CUDA-подсистему массово-параллельных расчетов. Метод граничных элементов обеспечивает естественную декомпозицию задачи, позволяя разделить вычисление вкладов всех источников и граничных сегментов и тем самым эффективно распределить нагрузку на тысячи потоков GPU. Промышленные испытания проведены на четырех моделях месторождений, различающихся сложностью, числом скважин и размером расчетной сетки. Использование GPU дает возможность достичь ускорения в 40-124 раза по сравнению с CPU, при этом погрешность в режиме двойной точности не превышала 2-2,5 %, а в одинарной – оставалась в пределах 3-5 %, что соответствует требованиям инженерной практики. Система продемонстрировала линейную масштабируемость и высокую эффективность даже при увеличении модели на порядок. Полученные результаты подтверждают, что предложенная архитектура позволяет выполнять оперативные гидродинамические расчеты в режиме, близком к режиму реального времени, и может быть рекомендована для решения задач анализа, планирования и оптимизации разработки нефтяных месторождений.

Список литературы

1. Bayat M., Killough J.E. An Experimental Study of GPU Acceleration for Reservoir Simulation // SPE-163628-MS. – 2013. – https://doi.org/10.2118/163628-MS

2. An improved multistage preconditioner on GPUs for compositional reservoir simulation / L. Zhao, S. Li, C.S. Zhang [et al.] // CCF Transactions on High Performance Computing. – 2023. – V. 5. – No. 2. – P. 136–151. – https://doi.org/10.1007/s42514-023-00136-0. – EDN: PDDULZ

3. A Massively Parallel Reservoir Simulator on the GPU Architecture / U. Middya, A. Manea, M. Alhubail [et al.] // SPE-203918-MS. – 2021. – https://doi.org/10.2118/203918-MS. – EDN: CHCPPU

4. From Mega-Cell to Giga-Cell Reservoir Simulation / A.H. Dogru, L.S.K. Fung, T.M. Al-Shaalan [et al.] // SPE-116675-MS. – 2008. – https://doi.org/10.2118/116675-MS

5. A Next-Generation Parallel Reservoir Simulator for Gi-ant Reservoirs / A.H. Dogru, L.S.K. Fung, U. Middya [et al.] // SPE-119272-MS. – 2009. – https://doi.org/10.2118/119272-MS

6. Adding GPU Acceleration to an Industrial CPU-Based Simulator, Development Strategy and Results / H. Cao, R. Zaydullin, T. Liao [et al.] // SPE-203936-MS. – 2021. – https://doi.org/10.2118/203936-MS. – EDN: HSHVMQ

7. A GPU-Based, Industrial Grade Compositional Reservoir Simulator / K. Esler, R. Gandham, L. Patacchini [et al.] // SPE-203929-MS. – 2021. – https://doi.org/10.2118/203929-MS. – EDN: NEWYHL

8. Khrapov S.S., Khoperskov A.V. Smoothed-Particle Hydrodynamics Models: Implementation Features on GPUs // Communications in Computer and Information Science. – 2018. – V. 793. – P. 266–277. – https://doi.org/10.1007/978-3-319-71255-0_21

9. End-to-end neural network approach to 3D reservoir simulation and adaptation / E. Illarionov, P. Temirchev, D. Voloskov [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 208. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109332. – EDN: YVVFMK

10. Reduced Order Reservoir Simulation with Neural-Network Based Hybrid Model / P. Temirchev, A. Gubanova, R. Kostoev [et al.] // SPE-196864-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196864-MS. – EDN: MOKGPU

11. Petrosyants M., Illarionov E., Koroteev D. Speeding up the reservoir simulation by real time prediction of the initial guess for the Newton-Raphson’s iterations // Computational Geosciences. – 2024. – V. 28. – P. 477–493. – https://doi.org/10.1007/s10596-024-10284-z. – EDN: VWXQSU

12. GPUs, a New Tool of Acceleration in CFD: Efficiency and Reliability on Smoothed Particle Hydrodynamics Methods / A.C. Crespo, J.M. Dominguez, A. Barreiro [et al.] // PLoS ONE. – 2011. – V. 6. – No. 6. – https://doi.org/10.1371/journal.pone.0020685

13. Toward Cost-Effective Reservoir Simulation Solvers on GPUs / C. Feng, S. Shen, H. Liu [et al.] // Advances in Applied Mathematics and Mechanics. – 2016. – V. 8. – No. 6. – P. 971–991. – https://doi.org/10.4208/aamm.2014.m842. – EDN: XUSGIJ

14. Deep Neural Networks Predicting Oil Movement in a Development Unit / P. Temirchev, M. Simonov, R. Kostoev [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 180. – P. 1019–1029. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.06.016

15. Takahashi T., Hamada T. GPU-accelerated boundary element method for Helmholtz’ equation in three dimensions // International Journal for Numerical Methods in Engineering. – 2011. – V. 80. – No. 10. – P. 1295–1321. – https://doi.org/10.1002/nme.2661

16. Yudin E.V., Gubanova A.E., Krasnov V.A. The method of express estimation of pore pressure map distribution in reservoirs with faults and wedging zones //

SPE-191582-18RPTC-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/191582-18RPTC-MS

17. Юдин Е.В. Моделирование фильтрации жидкости в неоднородных средах для анализа и планирования разработки нефтяных месторождений: дисс. ... канд. физ.-мат. наук. – М., 2014. – 173 с. – EDN: SVANZH

18. Юдин Е. В., Губанова А.Е., Краснов В.А. Метод оценки интерференции скважин с использованием данных технологических режимов их эксплуатации // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 8. – С. 64–69. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-8-64-69. – EDN: XWBUKT

В нефтегазодобывающей отрасли вследствие ее активной цифровизации происходит резкое увеличение объемов передаваемых данных как на самих промысловых объектах, так и между промыслами и вышестоящими уровнями. Поскольку любой канал связи (как проводной, так и беспроводной) обладает определенными ограничениями по скорости передачи данных и пропускной способности, для оптимизации трафика используются различные алгоритмы сжатия данных. Их построение определяется многими факторами, в частности физической природой и технологическим значением передаваемых параметров. В статье предлагается адаптивный алгоритм дельта-компрессии с двойным порогом для систем мониторинга электроцентробежных насосов (ЭЦН), разделяющий входной поток данных на значения, требующие и не требующие передачи, в зависимости от степени изменения по сравнению с предыдущим значением. Сами пороги для разделения определяются метрологическими характеристиками датчиков и особенностями технологического процесса. Реализация данного алгоритма рассмотрена на примере передачи данных о текущем значении дебита периодически работающей скважины, оборудованной ЭЦН. Показано, что передача данных может быть примерно на 80 % эффективнее по сравнению с другими алгоритмами. Кроме того, предложенный алгоритм демонстрирует высокую отказоустойчивость по отношению к потере данных в канале связи.

Список литературы

1. Oil and Gas Production Management: New Challenges and Solutions / S. Polyanskiy, E. Yudin, A. Slabetsky [et al.] // SPE-212086-MS. – 2022. – https://doi.org/10.2118/212086-MS

2. Зебзеев А.Г. Метод блочной спорадической передачи данных с динамическим установлением апертур телеизмерений в системах телемеханики //

Автоматика и программная инженерия. – 2015. – № 1 (11). – С. 37–44. – EDN: VJOEZB

3. New Applications of Transient Multiphase Flow Models in Wells and Pipelines for Production Management / E. Yudin, R. Khabibullin, N. Smirnov [et al.] //

SPE-201884-MS. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201884-MS. – EDN: TNIEZH

4. Modeling and Optimization of ESP Wells Operating in Intermittent Mode / E. Yudin, R. Khabibullin, N. Smirnov [et al.] // SPE-212116-MS. – 2022. – https://doi.org/10.2118/212116-MS

5. ГОСТ Р МЭК 870-6-1-98. Устройства и системы телемеханики. Ч. 6. Протоколы телемеханики, совместимые со стандартами ИСО и рекомендациями

ITU-T. Раздел 1. Среда пользователя и организация стандартов.

6. Сбор и маршрутизация данных на удаленных кустовых площадках / А.Н. Краснов, М.Ю. Прахова, Ю.В. Калашник [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 8. – С. 101–107. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-9-101-107. – EDN: QEZZYI

7. Krasnov A.N., Prakhova M.Yu., Novikova Yu.V. Mathematical Simulating Qualitative Parameters of Routing and Clustering Protocols in Wireless Data Gathering Networks // FarEastCon 2020: international Multi-Conference on Industrial Engineering and Modern Technologies. – 6–9 Oct. 2020. – Vladivostok, Russia. – 2020. –

Р. 9271165. – https://doi.org/10.1109/FarEastCon50210.2020.9271165. – EDN: WPCHZJ

8. Improving data transfer efficiency in a gas field wireless telemetry system / A.N. Krasnov, G.Yu. Kolovertnov, M.Yu. Prakhova, E.A. Khoroshavina // Arctic Environmental Research. – 2018. – V. 18. – № 1. – С. 14–20. – https://doi.org/10.17238/issn2541-8416.2018.18.1.14. – EDN: YWIUMB

9. Змеев Д.О., Назаров А.А. Ограничение нагрузки в телекоммуникационных системах // Информационно-телекоммуникационные технологии и математическое моделирование высокотехнологичных систем: Материалы Всероссийской конференции с международным участием. 22–25 апреля 2014 г. –

М.: Изд-во РУДН, 2014. – С. 91–93.

10. Лапшин В.Ю., Ковальков Д.А. Оптимизация длительности обслуживания трафика в мультисервисной радиосети с динамическим выделением каналов по требованию // Известия института инженерной физики. – 2012. – № 3. – С. 49–53. – EDN: PDBXOD

11. Chen Н.Н., Tsai Y.Y.С., Chang W. Uplink Synchronization Control Technique and its Environment-Dependent Performance Analysis // Electronics Letters. – 2003. –

V. 33. – P. 1555–1757. – https://doi.org/10.1049/el:20031091

12. Методы моделирования и оптимизации периодических режимов работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов / Е. В. Юдин, Г. А. Пиотровский, Н. А. Смирнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 5. – С. 116-122. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-116-122. – EDN: FOWTBT

13. Group Optimization and Modeling of Mechanized Wells Operating in Intermittent Mode / E.V. Yudin, G.A. Piotrovskiy, N.A Smirnov [et al.] // SPE-222942-MS. – 2024. – https://doi.org/10.2118/222942-MS

В данной работе были получены катализаторы 80 % Fe-10 % Сo/10 % Al2O3 синтезом горения растворов. Высокопроцентный катализатор был синтезирован методом горения раствора в результате совместной термической обработки компонентов Fe(NO3)3-Al(NO3)3-C2H5NO2 в муфельной печи при температуре 450°С со скоростью 1 °С/мин. Полученный катализатор представлял собой порошок с удельной поверхностью 61 м2. Катализаторы были испытаны в проточном (по газу) горизонтальном реакторе в реакции разложения попутного нефтяного газа при 850 °C и 0,1 МПа в течение 6 ч. Синтезированный образец катализатора, а также полученный на нем углеродный наноматериал, были исследованы с помощью сканирующей электронной микроскопии, просвечивающей электронной микроскопии, энергодисперсионной рентгеновской спектроскопии, низкотемпературной адсорбции азота и рентгенофазового анализа. Удельный выход углерода составил от 10 до 33 г/г катализатора. Обнаружена зависимость выхода углерода (и водорода) от температуры каталитической реакции, которая меняется в ряду 750 °С < 800 °C < 950 °C < 850 °C. Каталитическое разложение метана на Fe-Сo/Al2O3 привело к образованию смеси многослойных углеродных нанотрубок и пироуглерода. Проведено сравнение полученных данных с активностью 80 % Fe-10 % Mo/10 % Al2O3 системы. Отмечено, что наряду с высокой каталитической активностью системы Fe-Сo/Al2O3 катализаторы на основе Fe-Mo/Al2O3 могут быть хорошей альтернативой для рассмотрения в будущем с целью реализации процесса каталитического разложения метана и попутного нефтяного газа.

Список литературы

1. Environmental remediation applications of carbon nanotubes and graphene oxide: Adsorption and catalysis / Y. Wang, C. Pan, W. Chu [et al.] // Nanomaterials. –

2019. – V. 9. – № 3. – P. 439. – https://doi.org/10.3390/nano9030439. – EDN: DTKKQV

2. The effect of carbon nanotubes on epoxy matrix nanocomposites / E. Ciecierska, A. Boczkowska, K.J. Kurzydlowski [et al.] // Journal of Thermal Analysis and Calorimetry. – 2012. – V. 111. – P. 1019–1024. – https://doi.org/10.1007/s10973-012-2506-0

3. Su D.S., Centi G. A perspective on carbon materials for future energy application // Journal of Energy Chemistry. – 2013. – T. 22. – № 2. – P. 151–173. – https://doi.org/10.1016/S2095-4956(13)60022-4. – EDN: XCVMNG

4. Solution Combustion Synthesis of Ni/Al2O3 Catalyst for Methane Decomposition: Effect of Fuel / P.B. Kurmashov, A.V. Ukhina, A. Manakhov [et al.] // Appl. Sci. – 2023. – V. 13. – № 6. – Р. 3962. – https://doi.org/10.3390/app13063962. – EDN: NLIQEI

5. Estimation of the Efficiency of Oxalic Acid in the Solution Combustion Synthesis of a Catalyst for Production of Hydrogen and Carbon from Methane / P.B. Kurmashov, M.V. Popov, A.E. Brester [et al.] // Dokl. Chem. – 2023. – V. 511. – P. 209–216. – https://doi.org/10.1134/S0012500823600426. – EDN: TAOVEZ

6. Effect of fuel type on structural and physicochemical properties of solution combustion synthesized CoCr2O4 ceramic pigment nanoparticles / S. Chamyani, A. Salehirad, N. Oroujzadeh, D.S. Fateh // Ceramics International. – 2018. – V. 44. – № 7. – P. 7754–7760. – https://doi.org/10.1016/j.ceramint.2018.01.205. – EDN: YFJKZF

7. Kaplan S.S., Sonmez M.S. Single step solution combustion synthesis of hexagonal WO3 powders as visible light photocatalysts // Materials Chemistry and Physics. – 2020. – V. 240. – P. 122152. – https://doi.org/10.1016/j.matchemphys.2019.122152. – EDN: JRTLEZ

8. Oxalic acid-derived combustion synthesis of multifunctional nanostructured copper oxide materials / K.M. Shri, S. Balamurugan, S.A. Ashika [et al.] // Emergent

Mater. – 2021. – V. 4. – P. 1387–1398. – https://doi.org/10.1007/s42247-021-00269-4. – EDN: FJTWNL

9. Torres D., Pinilla J.L., Suelves L. Cobalt doping of α-Fe/Al2O3 catalysts for the production of hydrogen and high-quality carbon nanotubes by thermal decomposition of methane // International Journal of Hydrogen Energy. – 2020. – V. 45. – № 38. – P. 19313–19323. – https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.05.104. – EDN: AXDVVA

10. Karaismailoğlu M., Figen H.E., Baykara S.Z. Methane decomposition over Fe-based catalysts // International Journal of Hydrogen Energy. – 2020. – V. 45. – № 60. – P. 34773–34782. – https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.07.219. – EDN: YUYRAJ

11. The role of molybdenum in Fe–Mo–Al2O3 catalyst for synthesis of multiwalled carbon nanotubes from butadiene-1,3 / V.V. Chesnokov, V.I. Zaikovskii, A.S. Chichkan, R.A. Buyanov // Applied Catalysis A: General. – 2009. – T. 363. – № 1–2. – P. 86–92. – https://doi.org/10.1016/j.apcata.2009.04.048. – EDN: LLSLUD

12. Palani V., Narayanan S.G., Pradeep Kumar A.R. Catalytic hydrogenation of agricultural residues to green diesel: Process optimization with FeMo/Al2O3 catalyst //

Радиус изгиба трубной секции - один из основных параметров, характеризующий напряженно-деформированное состояние (НДС) трубопровода. Диагностические обследования внутритрубными приборами обеспечивают выявление секций с ненормативными радиусами изгиба. В статье описывается метод определения радиусов изгиба оси трубопровода с применением наземного лазерного сканирования (НЛС). Такой подход не только обеспечивает высокую точность измерения радиуса изгиба оси трубопровода, но и позволяет определить плоскость изгиба оси трубопровода. Автоматизация обработки результатов измерений позволяет оперативно обрабатывать данные НЛС и уточнять технические решения по приведению участка трубопровода в нормативное состояние непосредственно при проведении работ, в процессе вскрытия участка трубопровода. Описанный метод обеспечивает измерения фактического радиуса в диапазонах от 50 до 2500 м и более, направления изгиба вскрытых трубных секций от 0 до 360° с точностью не менее 1 %. Помимо измерения параметров изгиба оси трубопровода, данные НЛС используются для определения размеров дефектов геометрии, таких как гофр, вмятина, косой стык. При вырезке катушки на трубопроводе применение НЛС дает возможность оценить НДС трубопровода до вырезки и измерить соосность участков трубопровода после вырезки. Кроме того, данная технология позволяет заменить классические методы геодезических измерений при выполнении работ и исполнительной съемке, при этом обеспечить получение высокоточных данных о геометрии трубных секций с целью оперативного выявления деформаций на трубопроводе.

Список литературы

1. Долгополов Д.В. Теоретическое обоснование разработки технологий аэрокосмических исследований для создания геопространственных моделей систем трубопроводного транспорта: дисс. на соиск. уч. степ. докт. техн. наук. – Новосибирск, 2024. – 233 с. – EDN: VVERDZ

2. Кузнецов Т.И., Долгополов Д.В., Барышев А.И. Мониторинг трасс магистральных трубопроводов с использованием средств воздушного лазерного сканирования и дифференциальной подсистемы ГНСС // Интерэкспо Гео-Сибирь. – 2025. – Т. 4. – С. 189–196. – https://doi.org/10.33764/2618-981X-2025-4-189-196. – EDN: IKUVSN.

3. Азаров Б.Ф. Современные методы геодезических наблюдений за деформациями инженерных сооружений // Ползуновский вестник. – 2011. – № 1. –

С. 19–29. – EDN: OCSJSD

4. Пат. на изобретение RU 2739869. Способ определения фактических напряжений изгиба трубопровода / А.А. Захаров, Т.И. Кузнецов, А.И. Барышев,

А.Л. Федотов , Е.А. Покровская / Патентообладатели: ПАО «Транснефть», ООО «НИИ Транснефть», ООО «Транснефть – Восток». заявл. 26.06.2020; № 2020121364; опубл. 29.12.2020.

5. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ RU 2024615023. Программный модуль автоматизированного определения радиусов упругого изгиба секций МТ по данным НЛС / Т.И. Кузнецов, А.И. Барышев, Е.А. Покровская, А.Л. Федотов, А.А. Каптур, Л.В. Григорьев. Патентообладатели: ПАО «Транснефть», ООО «НИИ Транснефть», ООО «Транснефть – Восток», ООО «Транснефть – Дальний Восток», АО «Транснефть – Сибирь»; заявл. 26.02.2024; № 2024613853; опубл. 01.03.2024.

6. Построение трехмерных моделей объектов магистрального трубопровода по данным лазерного сканирования для формирования границы отвода земель / Д.В. Долгополов, Т.И. Кузнецов, А.Г. Ахундов [и др.] // Вестник Сибирского гос. университета геосистем и технологий. – 2025. – Т. 30. – № 4. –

С. 117–130. – https://doi.org/10.33764/2411-1759-2025-30-4-117-130. – EDN: PAYPOE

В статье приведен опыт борьбы с биозараженностью на нефтяных месторождениях. Коррозия оборудования и трубопроводов месторождений, находящихся в поздней стадии разработки, является актуальной проблемой в нефтяной промышленности. Хотя ведущий механизм разрушения часто выделить сложно, статистические данные свидетельствуют о том, что отказы оборудования вследствие бактериальной коррозии и коррозии под отложениями составляют до 34 % отказов, проиcходящих из-за коррозии. Проведены коррозионные испытания на моделях пластовой воды, зараженной и не зараженной сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ). Результаты показали, что в присутствии накопительной культуры СВБ суммарная скорость коррозионного процесса увеличивается в 2 раза по сравнению с аналогичной моделью пластовой воды, не содержащей СВБ. Наиболее распространенным методом борьбы с бактериальной зараженностью месторождений является применение бактерицидов. Однако нередко для условий месторождений на поздней стадии разработки применение бактерицидов не является экономически выгодным способом борьбы с бактериальной коррозией. Проведенная технико-экономическая оценка антикоррозионных мероприятий, выполненных по технологии ударных обработок с технологическим отстоем оборудования, показала, что бактерицидные обработки на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, являются нерентабельными. Закачка бактерицида максимально эффективна в сочетании с очисткой оборудования от отложений на месторождениях, где бактерицидные обработки исторически применялись с момента их запуска в эксплуатацию.

Список литературы

1. Биозараженность нефтяных месторождений/ В.Н. Глущенко, С.А. Зеленая, М.Ц. Зеленый, О.А. Пташко. – Уфа: Белая река, 2012. – 680 с.

2. Влияние отложений минеральных солей и продуктов коррозии на поверхности металла на эффективность ингибиторной защиты / Д.Ю. Карачевский, И.В. Валекжанин, Р.Г. Гилаев [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2025. – Вып. 3 (155). – С. 89-108. – http://doi.10.17122/ntj-oil-2025-3-89-108. – EDN: FPMUBK

3. Низамов К.Р. Повышение эксплуатационной надежности нефтепромысловых трубопроводов: дис. … д-ра техн. наук. – Уфа, 2001. – 299 с. – EDN: QDJWAJ

4. Electrochemical analysis of the microbiologically influenced corrosion of steels by sulfate-reducing bacteria / K.-M. Moon, H.-R. Cho, M.-H. Lee [et al.] // Metals and Materials International. – 2007. – V. 13. – No. 3. – P. 211–216. – https://doi.org/10.1007/BF03027807

5. Завьялов В.В. Проблемы эксплуатационной надежности трубопроводов на поздней стадии разработки месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 2005. –

331 с. – EDN: QMYEJT

6. РД 39-0147103-350-89. Оценка бактерицидной эффективности реагентов относительно адгезированных клеток сульфатвосстанавливающих бактерий при лабораторных испытаниях: Утв. ВНИИСПТнефть 09.03.1989; введ. 01.05.1989. М.: Миннефтепром, 1989. – 14 с.