Статья посвящена теме верности. Но не в сфере личностных отношений, а верности ценностям, принципам, однажды избранному пути развития вуза, деятельность которого встроена или тесно переплетается с деятельностью главных хозяйствующих субъектов нефтегазового комплекса: Газпрома, Роснефти, ЛУКОЙЛа, Сургутнефтегаза, Транснефти и далее по длинному списку. Вуз этот – Губкинский университет. Осмысливая его 95-летнюю историю, авторы констатируют и доказывают, что за эти годы университет ни разу не изменил основателю вуза, великому отечественному геологу Ивану Михайловичу Губкину, его заветам и (именно этому прежде всего и обязан университет – один из ведущих инженерных вузов России) своим достижениям и устойчивому развитию. Созданный на волне индустриализации страны, Губкинский университет все годы своего существования был и остается прежде всего отраслевым вузом, хотя отдельные направления подготовки кадров и научные исследования ученых университета охватывают широкий спектр отраслей промышленности. Показана принципиальная позиция университета по вопросам инженерного образования, заключающаяся в том, что оно не завершается с получением университетского диплома, а должно быть основано на фундаментальном принципе непрерывности профессионального образования.

Список литературы

1. Волков А.Е. Университеты РФ. Логика трансформаций. Лекция в Томском политехническом университете 16.11.2021. – https://rutube.ru/video/3409704c76448d4d1bb53dc9d6962b25

2. Владимиров А.И., Шейнбаум В.С. Состояние и становление нефтегазового образования // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 3. – С. 17–20.

3. Владимиров А.И. Академик И.М. Губкин – выдающийся ученый и организатор высшего нефтегазового образования России // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 9. – С. 6–12.

4. Специальность «Нефтегазовое дело» (21.03.01) в вузах России 2025, бакалавриат. – https://vuzopedia.ru/spec/81 (дата обращения: 25.03.2025)

5. Редкие и ценные металлы в нефтях и углях РФ: содержание и методы извлечения (обзор) / Е.А. Салганский, М.В. Цветков, Х.М. Кадиев [и др.]// Журнал прикладной химии. – 2019. – Т. 92. – № 12. – С. 1514–1533. – http://doi.org/10.1134/S0044461819120028

6. Валерий Фальков выступил на «правительственном» часе в Госдуме. – URL:

https://minobrnauki.gov.ru/press-center/news/novosti-ministerstva/95016

7. Глобальные тренды в инженерном образовании/ А.И. Боровков, В.М. Марусева, Ю.А. Рябов, Л.А. Щербина // Научно-технические ведомости СПбГПУ. Гуманитарные и общественные науки. – 2018. – Т.9. – №2. – С. 58–75.

8. Будзинская О.В., Шейнбаум В.С. Институциональное обеспечение непрерывного инженерного образования // Высшее образование в России. – 2018. – Т. 27. – № 10. – С. 30–46. – http://doi.org/10.31992/0869-3617-2018-27-10-30-46

9. Мартынов В.Г., Шейнбаум В.С. Инженерная педагогика в контексте инженерной деятельности // Высшее образование в России. – 2022. – Т. 31. – № 6. – С. 152–168. – https://doi.org/10.31992/0869-3617-2022-31-6-152-168

10. Прогнозирование глобального энергопотребления на среднесрочную и долгосрочную перспективы / В.Г. Мартынов, В.В. Бессель, А.С. Лопатин,

Р.Д. Мингалеева // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 8. – С. 30–34. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-30-34

11. Мартынов В.Г., Бессель В.В., Лопатин А.С. Низкоуглеродная энергетика России как основа ее углеродной нейтральности // Нефтяное хозяйство. –

Органическое топливо является в настоящее время основным источником энергии и, как показывают многочисленные неполитизированные исследования, учитывая ежегодный рост мирового энергопотребления, останется им и в среднесрочной перспективе. Несмотря на то, что нефть постепенно будет терять доминирующее положение в энергетике, заменяясь более экологическими и эффективными источниками энергии, потребность в ней, учитывая ее широкое использование и в энергетике и в ряде других отраслей промышленности, останется достаточно высокой. В связи с этим опасения многих ученых и специалистов вызывает исчерпаемость нефтяных ресурсов как в России, так и в целом на планете. В статье приведены результаты проведенного авторами анализа добычи, потребления и запасов нефти в мире, в его различных регионах и странах-лидерах по запасам и добыче. Показано, что ситуация с воспроизводством ресурсов нефти для поддержания требуемого мировой экономикой уровня ее добычи, даже с учетом свидетельствующей о ее возобновляемости абиогенной теории происхождения нефти, в доказательство которой за последние годы приведено много фактических данных и экспериментальных результатов, в том числе полученных Губкинским университетом, не является приемлемой для выработки долгосрочной стратегии развития нефтяной отрасли.

Список литературы

1. https://www.mn.ru/smart/eksperty-k-2371-godu-chelovechestvo-nauchitsya-ispolzovat-vsyu-energiyu-zeml... (дата обращения: 20.01.2025)

2. Роль нефти и газа в трансформации глобальной энергетики на современном этапе/ В.В. Бессель, А.С. Лопатин, В.Г. Мартынов, Р.Д. Мингалеева // Нефтегазовая вертикаль. – 2024. – № 10. – С. 52–64.

3. Прогнозирование глобального энергопотребления на среднесрочную и долгосрочную перспективы / В.Г. Мартынов, В.В. Бессель, А.С. Лопатин,

Р.Д. Мингалеева // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 8. – С. 30–34. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-30-34

4. Прогнозирование энергообеспечения экономики России на среднесрочную перспективу / В.В. Бессель, А.С. Лопатин, В.Г. Мартынов, Р.Д. Мингалеева // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2022. – № 8 (212). – С. 5–14. – https://doi.org/10.33285/1999-6942-2022-8(212)-5-14

5. Energy Institute Statistical Review of World Energy, 2023. – URL: https://www.energyinst.org/statistical-review/ (дата обращения: 20.01.2025)

6. Экологическая эффективность производства и использования природного газа на основе оценки полного жизненного цикла / О.Е. Аксютин, А.Г. Ишков, К.В. Романов [и др.] // Вести газовой науки. – 2017. – № 5 (33). – С. 3–11.

7. Бессель В.В., Лопатин А.С., Мартынов В.Г. О состоянии ресурсной базы углеводородного сырья // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2024. – № 12 (396). – С. 5–16.

8. К вопросу оценки запасов углеводородов в мире и России / В.В. Бессель, А.С. Лопатин, В.Г. Мартынов, Р.Д. Мингалеева // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2024. – № 4 (317). – С. 5–16.

9. Reserve-Replacement Ratio: What it Means, How it Works – URL: https://www.investopedia.com/terms/r/reserve-replacement-ratio.asp/

10. Основные тенденции развития нефтетрейдинга в России в условиях фрагментации мирового товарного рынка энергоресурсов: монография / под общ. ред. Е.А. Телегиной. – М.: ООО «Русайнс», 2024. – 168 с.

11. Мингалеева Р. Д., Бессель В.В. Устойчивое развитие крупнейших экономик мира требует все больше энергии // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2022. – № 3 (207). – С. 57–63. – https://doi.org/10.33285/1999-6942-2022-3(207)-57-63

12. Гренландия. Большая российская энциклопедия 2004-2017 / Т. И. Кондратьева, В.В. Рогинский // – URL: https://old.bigenc.ru/geography/text/2377858 (дата обращения: 20.01.2025)

13. Арктические амбиции Трампа: нефть и газ есть, но добычи нет. – https://oilcapital.ru/news/2025-01-13/arkticheskie-ambitsii-trampa-neft-i-gaz-est-no-dobychi-net-529... (дата обращения: 03.04.2025)

14. Кучеров В.Г., Бессель В.В. Оценка глобальных геологических ресурсов и запасов нефти: миф и реальность // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 10. –

С. 14–18. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-10-14-18

15. Kutcherov V., Krayushkin V. The deep-seated abiogenic origin of petroleum: from geological assessment to physical theory// Review of Geophysics. –2010. –

V. 48. – RG1001. – https://doi.org/10.1029/2008RG000270

В статье приведены результаты моделирования работы действующей горизонтальной нефтяной скважины с проведенным шаровым многостадийным гидравлическим разрывом (МГРП) в условиях низкопродуктивного пласта. Основной целью исследования являлась оценка влияния седел на производительность скважины в условиях фонтанирования и последующего перевода на механизированный способ эксплуатации с применением установки электроцентробежного насоса в периодическом режиме работы. Для достижения поставленной цели на основе фактических параметров работы скважины при фонтанном и механизированном способах эксплуатации были созданы две компьютерные модели с использованием программного обеспечения OLGA. Проведена серия расчетов для различных компоновок хвостовика: без седел, с седлами исходного диаметра и с «загрязненными» седлами (уменьшенного проходного сечения). Кроме того, в статье приведена экономическая оценка повышения эффективности разбуривания седел за счет увеличения среднесуточного дебита нефти по скважине, а также за счет снижения влияния местных сопротивлений на ее производительность. Результаты данного исследования дали возможность определить экономическую целесообразность применения рассмотренной технологии заканчивания скважин с проведенным шаровым МГРП при разработке низкопроницаемых коллекторов нефти и газа.

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.

2. Factors Influencing Fracture Propagation in Collaborative Fracturing of Multiple Horizontal Wells / D. Gong [et al.] //Energy Engineering. – 2024. – V. 121. – No. 2. –

P. 425-437. – http://doi.org/10.32604/ee.2023.030196

3. Advances and challenges in hydraulic fracturing of tight reservoirs: A critical review / Z. Wu [et al.] //Energy Geoscience. – 2022. – V. 3. – № 4. – Р. 427–435. – https://doi.org/10.1016/j.engeos.2021.08.002

4. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – 2007. – 234 с.

5. Mingazov A.F., Ibragimov K.R., Samoilov I.S. Perspectives for Re-Stimulation of Horizontal Wells with Multistage Hydraulic Fracturing With Ball Arrangements //

SPE-172933-MS. – 2020. – DOI: http://doi.org/10.2118/172933-MS

6. Особенности эксплуатации скважин баженовской свиты с протяженным горизонтальным стволом и многостадийным ГРП / Т.С. Ющенко [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2022. – Т. 7. – № 1. – С. 72–88. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2022-7-1-72-88

7. Flowback in shale wells: Proppant transport and distribution in the wellbore / K. Putri [et al.] // Proceedings of the 6th Unconventional Resources Technology Conference.

8. Lu H., Anifowosh O., Xu L. Understanding the impact of production slugging behavior on near-wellbore hydraulic fracture and formation integrity // SPE-189488-MS. –

2018. – DOI: http://doi.org/10.2118/189488-MS

9. User Guide for Multiflash for Windows, Version 7.1. – KBC Advanced Technology Pte Ltd.: Singapore, 2022. – https://doku.pub/documents/multiflash-manual-nl2p9e386808

10. The PIPESIM 2017 User Manual, Version 2017. – Schlumberger.

11. The OLGA 2022 User Manual, Version 2022. – Schlumberger.

12. Mechanical Impurities Carry-Over from Horizontal Heavy Oil Production Well / Dengaev A. [et al.] // Processes. – 2023. – V. 11. – No. 10. – Р. 2932. – http://doi.org/10.3390/pr11102932

В статье представлен инновационный алгоритм формирования оптимальной сетки горизонтальных скважин при их радиальном размещении на основе геологической 3D модели нефтяного месторождения. Предложен аналитический подход, который позволяет значительно сократить время и вычислительные ресурсы по сравнению с традиционными методами, такими как многовариантные гидродинамические расчеты или алгоритмы искусственного интеллекта. Основу метода составляет целевая функция, учитывающая подвижность и количество запасов углеводородов, а также геологические параметры залежи, такие как проницаемость, толщина пласта и относительная фазовая проницаемость. Алгоритм был апробирован на трех синтетических моделях месторождений с различными геолого-физическими характеристиками и условиями формирования радиальных сеток горизонтальных скважин. Результаты расчетов показали, что предложенный метод обеспечивает сопоставимую с оптимизационными алгоритмами эффективность (разница в добыче нефти составила 1,1–3,5 %), но при этом требует в 78 раз меньше времени для расчетов. Это делает его особенно полезным на ранних этапах проектирования разработки месторождений, где важна скорость принятия решений при высокой неопределенности данных. Статья также подчеркивает практическую значимость алгоритма для шельфовых месторождений, где ограниченное число скважин и высокая стоимость бурения требуют точного планирования.

Список литературы

1. Дежина И.Г. Актуальные технологические направления в разработке и добыче нефти и газа. – М.: БиТуБи, 2017. – 220 с.

2. Overcoming Subsurface Challenges to Develop a Thin Oil Column – A Case Study from the Five Decade Old Gekko Discovery in the Alvheim Area / L.K. Tveiterå, M.B. Fismen, Ch.A. Asgeir, F.O. Ivar // SPE-209543-MS. – 2022. – https://doi.org/10.2118/209543-MS

3. Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений / А.Б. Сулейманов, Р.П. Кулиев, Э.И. Саркисов, К.А. Карапетов. – М.: Недра, 1986. – 285 с.

4. Automated Identification of the Optimal Sidetrack Location by Multivariant Analysis and Numerical Modeling. A Real Case Study on a Gas Field / B. Magizov,

T. Topalova, O. Loznyuk [et al.] // SPE-196922-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196922-MS

5. A holistic review on artificial intelligence techniques for well placement optimization problem / J. Islam, P.M. Vasant, B.M. Negash [et al.] // Advances in Engineering Software. – 2020. – V. 141. – P. 102767. – https://doi.org/10.1016/j.advengsoft.2019.102767

6. Сайфуллин А.А. Разработка аналитического инструмента для определения оптимальной траектории скважины // Наука. Инновации. Технологии. – 2022. – № 3. – C. 47–74. – https://doi.org/10.37493/2308-4758.2022.3.3

7. Concept, technology and practice of «man-made reservoirs» development / Zou Caineng, Ding Yunhong, Lu Yongjun [et al.] // Petroleum Exploration and Development. – 2017. – V. 44. – P. 146–158. – https://doi.org/10.1016/S1876-3804(17)30019-8

8. Cost analysis of oil, gas, and geothermal well drilling / M.Z. Lukawski, B.J. Anderson, Ch. Augustine [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2014. – V. 118. – P. 1–14. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2014.03.012

9. Mohamed A.W. A novel differential evolution algorithm for solving constrained engineering optimization problems // Journal of Intelligent Manufacturing. – 2018. –

V. 29. – Р. 659–692. – https://doi.org/10.1007/s10845-017-1294-6

10. Юшков И.Р., Хижняк Г.П., Илюшин П.Ю. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учебно-метод. пособие. – Пермь: Изд-во Пермского национального исследовательского политехнического университета, 2013. – 177 с.

Реакция гидроизомеризации линейных алканов является основой одного из важнейших процессов нефтепереработки – каталитической изодепарафинизации среднедистиллятных фракций нефти. Этот процесс направлен на получение высококачественных дизельных топлив и масел с улучшенными низкотемпературными свойствами. В данной работе были синтезированы цеолит ZSM-23, силикоалюмофосфаты SAPO-11 и SAPO-31, а также использован коммерческий цеолит ZSM-5. На основе указанных молекулярных сит были приготовлены носители (в качестве связующего использован бемит в количестве 30 %) и платиновые катализаторы на их основе (содержание Pt – 0,5 %). На каждом этапе синтеза материалы, носители и катализаторы были охарактеризованы методами рентгенофазового анализа, термопрограммируемой десорбции аммиака, низкотемпературной адсорбции азота, просвечивающей и растровой электронной микроскопии. Каталитические свойства были изучены на лабораторной установке с реактором проточного типа и неподвижным слоем катализатора в изомеризации н-гексадекана при давлении водорода 3,5 МПа, объемной скорости подачи сырья 4 ч-1, в диапазоне температур от 230 до 400 ℃, кратность циркуляции водорода 600 нл/л. Было проведено сравнение конверсии н-гексадекана и селективности в реакциях крекинга и изомеризации с использованием приготовленных катализаторов. Установлено, что катализатор на основе SAPO-11 обеспечивает наибольшую конверсию сырья и максимальную селективность по мультиразветвленным изомерам.

Список литературы

1. Производство низкозастывающих дизельных топлив на российских НПЗ : состояние и перспективы / Л.Ш. Махмудова, Х.Х. Ахмадова, Ж.Т. Хадисова

[и др.] // Российский химический журнал. – 2017. – № 2. – С. 75–97. – EDN UQBPYI.

2. Улучшение низкотемпературных свойств дизельного топлива / Г.М. Зиннатуллина, О.А. Баулин, А.Ю. Спащенко [и др.] // Тр. НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2018. – № 2. – С. 77–81. – https://doi.org/10.5510/OGP20180200354

3. Способы регулирования температуры помутнения дизельных топлив / А.А. Ермак, И.В. Бурая, А.В. Спиридонов [и др.] // Вестник Полоцкого государственного университета. Серия B. Промышленность. Прикладные науки. – 2018. – № 11. – С. 112–117.

4. Ways to improve the effectiveness of depressant additives for the production of winter and arctic diesel fuels / I. Bogdanov, Y. Morozova, A.Altynov [et al.] //

Resources. – 2024. – V. 13. – № 2. – P. 1–19. – http://doi.org/10.3390/resources13020027

5. Hydroisomerization catalysts for high-quality diesel fuel production / Y. Aljajan, V. Stytsenko, M. Rubtsova, A. Glotov // Catalysts. – 2023. – V. 13. – № 10. –

P. 1363. – http://doi.org/10.3390/catal13101363

6. Park K., Ihm S. Comparison of Pt/zeolite catalysts for n-hexadecane hydroisomerization // Applied Catalysis A General. – 2000. – V. 203. – P. 201–209. – http://doi.org/10.1016/S0926-860X(00)00490-7

7. Effect of the zeolite type on catalytic performance in dewaxing of the diesel fraction under sour conditions / O.A. Kosareva, D.N. Gerasimov, I.A. Maslov [et al.] //

Energy & Fuels. – 2021. – V. 35. – № 19. – P. 16020–16034. – http://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.1c01484

8. Diesel fraction isodewaxing in the presence of granular platinum-containing SAPO-11 and SAPO-41 molecular sieves / R.E. Yakovenko, M.R. Agliullin, I.N. Zubkov [et al.] // Catalysis in Industry. – 2024. – V. 16. – № 2. – P. 178–186. – https://doi.org/10.1134/S2070050424700089

9. Исследование эффективности процесса изодепарафинизации дизельного топлива с использованием цеолитсодержащего никель-молибденового катализатора / Д.О. Кондрашев, А.В. Клейменов, Л.А. Гуляева [и др.] // Катализ в промышленности. – 2016. – № 6. – P. 14–22. – https://doi.org/10.18412/1816-0387-2016-6-14-22

10. Studying the hydroisomerization of diesel fractions with different concentrations of nitrogen-containing compounds on bifunctional catalysts based on ZSM-23 and non-noble metals / T.S. Bogomolova, M.Y. Smirnova, O.V. Klimov, A.S. Noskov // Catalysis in Industry. – 2023. – V. 15. – № 2. – P. 182–189. – http://doi.org/10.1134/S2070050423020034

11. Synergistic Catalytic Performance of Pt-Au Bimetallic Catalysts on High-Crystallinity ZSM-23 zeolite for hexadecane hydroisomerization: metal-acid balance and enhanced isomerization selectivity / K. Lan, X. Zhou, M. Zhang [et al.] // Inorganic Chemistry. – 2024. – V. 63. – № 20. – P. 9315–9325. – https://doi.org/10.1021/acs.inorgchem.4c01212

12. Bensafi B., Chouat N., Djafri F. The universal zeolite ZSM-5: Structure and synthesis strategies. A review // Coordination Chemistry Reviews. – 2023. – V. 496. – http://doi.org/10.1016/j.ccr.2023.215397

13. Sivasanker S. Design of catalysts for pour-point reduction of lube oil fractions // Bulletin of the Catalysis Society of India. – 2003. – V. 2. – P. 100–106.

14. Shape Selectivity in hydroisomerization of hexadecane over Pt supported on 10-ring zeolites: ZSM-22, ZSM-23, ZSM-35, and ZSM-48 / M. Zhang, Y. Chen, L. Wang [et al.] // Industrial and Engineering Chemistry Research. – 2016. – V. 55. – № 21. – P. 6069–6078. – http://doi.org/10.1021/acs.iecr.6b01163

15. Möller K., Bein T. Crystallization and porosity of ZSM-23 // Microporous and mesoporous materials. – 2011. – V. 143. – № 2–3. – P. 253–262. – http://doi.org/10.1016/j.micromeso.2010.12.019

16. In situ synthesis of nanosized ZSM-12 zeolite isomorphously substituted by gallium for the n-hexadecane hydroisomerization / H. Lin, C. Xu, W. Wang, W. Wu // Chemical Synthesis. – 2024. – V. 4. – № 3. – http://doi.org/10.20517/cs.2024.40

17. Highly effective Pt-Pd/ZSM-22 catalysts prepared by the room temperature electron reduction method for the n-hexadecane hydroisomerization / H. Li, K. Sun, S. Xiong [et al.] // Fuel Processing Technology. – 2024. – V. 262. – P. 108117. – http://doi.org/10.1016/j.fuproc.2024.108117

18. Synthesis, structure, and acidity regulation of ZSM-12 zeolite in alkane isomerization / Y. Shen, L. Qiao, Z. Zhang [et al.] // Fuel. – 2025. – V. 380. – P. 133221. – http://doi.org/10.1016/j.fuel.2024.133221

19. Synthesis of ZSM-22 in static and dynamic system using seeds / L.V. de Sousa Júnior, A.O.S. Silva, B.J.B. Silva, S.L. Alencar // Modern Research in Catalysis. – 2014. – V. 3. – № 2. – P. 49–56. – http://doi.org/10.4236/mrc.2014.32007

20. The hydroisomerization of n-hexadecane over Pd/SAPOs bifunctional catalysts with different opening size: Features of the diffusion properties in pore channels and the metal-acid synergistic catalysis / Q. Wu, J. Yuan, C. Guo [et al.] // Fuel Processing Technology. – 2023. – V. 244. – http://doi.org/10.1016/j.fuproc.2023.107692

21. Characterization and hydroisomerization performance of SAPO-11 molecular sieves synthesized in different media / Zhang S., Chen S.L., Dong P. [et al.] // Applied Catalysis A: General. – 2007. – V. 332. – № 1. – P. 46–55. – http://doi.org/10.1016/j.apcata.2007.07.047

22. Recent advances of pore system construction in zeolite-catalyzed chemical industry processes / J. Shi, Y. Wang, W. Yang [et al.] // Chemical Society Reviews. Royal Society of Chemistry, – 2015. – V. 44. – № 24. – P. 8877–8903. – http://doi.org/10.1039/c5cs00626k

23. Effect of diffusion and metal-acid synergy on catalytic behavior of the Pd/Hierarchical SAPO-31 nanoparticles for hydroisomerization of n-hexadecane / Y. Zhang,

C. Guo, W. Wang [et al.] // Fuel Processing Technology. – 2024. – V. 256. – P. 108076. – http://doi.org/10.1016/j.fuproc.2024.108076

24. Synthesis of Micro-Mesoporous ZSM-23 Zeolite / L.V. Pirutko, M.V. Parfenov, A.I. Lysikov [et al.] // Petroleum Chemistry. – 2021. – V. 61. – P. 276–283. – http://doi.org/10.1134/S0965544121020080

25. Hydrocracking of isoheptadecanes on Pt/H-ZSM-22: An example of pore mouth catalysis / W. Souverijns, J.A. Martens, G.F. Froment, P.A. Jacobs // Journal of Catalysis. – 1998. – V. 174. – № 2. – P. 177–184. – http://doi.org/10.1006/jcat.1998.1959

Статья посвящена решению задачи повышения точности структурных построений и возможности более детальной трассировки тектонических нарушений по сейсмическим данным на примере активов ПАО «НК «Роснефть» с помощью обработки с глубинной миграцией до суммирования. Однако инструменты стандартного графа временной обработки не всегда позволяют компенсировать имеющиеся погруженные скоростные аномалии, что негативно отражается на результатах структурной интерпретации. Технология глубинной миграции, напротив, дает возможность получить изображение среды с меньшей погрешностью, учесть влияние скоростных неоднородностей на волновое поле, улучшить фокусировку разломов. В статье приведены результаты выполнения глубинной миграции до суммирования на примере двух месторождений ПАО «НК «Роснефть» на территории севера Западной Сибири. На обоих объектах обработка выполнена в отечественном программном пакете Prime, который представляет собой полнофункциональное программное обеспечение для интерактивной интерпретационной обработки данных сейсморазведки и разрабатывается в соответствии с современной концепцией обработки в глубинной области. Рассмотренные примеры, несмотря на различный характер глубинных скоростных неоднородностей, в обоих случаях иллюстрируют успешный опыт применения технологии. Приведенные в работе материалы доказывают, что синергия в работе смежных специалистов (геофизик-обработчик, геофизик-интерпретатор, геолог) и преемственность стадий изучения месторождения обеспечивают наилучшие результатам.

Список литературы

1. Воскресенский Ю.Н. Построение сейсмических изображений. – М.: РГУ нефти и газа, 2006. – 116 c.

2. Анисимов Р.Г., Давлетханов Р.Т. Некоторые технологические приемы, используемые при построении пластовой глубинно-скоростной модели среды // Геофизика. – 2007. – № 1. – С. 2–7. – EDN YMDRPN.

3. Кинематико-динамическое преобразование сейсмической записи для определения скоростного и глубинного строения строения среды / В.М. Глоговский, В.И. Мешбей, М.И. Цейтлин, С.Л. Лангман // Сборник докладов второго научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике. Том I. Сейсморазведка, 1982. – С. 327–331.

В отечественной практике подсчета и пересчета запасов оценка водонасыщенности горных пород проводится при помощи модели Дахнова – Арчи. Настройка параметров данной модели возможна только для одного постоянного значения минерализации. Модель хорошо работает в чистых неглинистых песчаниках, однако в случае глинистого песчаника необходимо использовать комплексные модели электропроводности, учитывающие влияние дополнительной проводимости, возникающей на границе жидкости и твердой фазы. С использованием экспериментальных данных измерения электропроводности образцов керна при разных минерализациях в режиме полной и частичной водонасыщенности рассмотрены три широко распространенные модели электропроводности: Б.Ю. Вендельштейна, Ваксмана – Смитса, «двойной воды» С. Клавьера. Ряд предположений, использованных при разработке данных моделей, среди которых влияние двойного электрического слоя (ДЭС) на параметр насыщенности и необходимость нормировки дополнительной электропроводности на текущую водонасыщенность для учета увеличения влияния ДЭС при уменьшении водонасыщенности, требовали проверки на образцах керна. В результате анализа экспериментальных данных подтверждено влияние минерализации на коэффициент цементации и отмечено, что влияние параметра насыщения на породу остается одинаковым независимо от минерализации. Новые данные не подтверждают предположения о необходимости учета влияния ДЭС на коэффициент насыщенности и нормировки дополнительной электропроводности на текущую водонасыщенность при уменьшении общей водонасыщенности. Проведено модифицирование моделей, результатом которого стало их упрощение и улучшение сходимости расчетных и экспериментальных данных измерения электропроводности. В модели Б.Ю. Вендельштейна уточнена доля объема ДЭС в капилляре как переменная от проводимости.

Список литературы

1. Archie G.E. The Electrical resistivity Log as an Aid in Determining Some Reservoir Characteristics // Transactions of the AIME. – 1942. – V. 146. – P. 54-62. – http://doi.org/10.2118/942054-G

2. Дахнов В.Н. Интерпретация каротажных диаграмм. – М. - Л.: Гостоптехиздат, 1941. – 496 с.

3. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефте-газонасыщения горных пород. – М.: Недра, 1985. – 311 c.

4. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. – М.: Недра, 1978. – 215 с.

5. Элланский М.М. Использование современных достижений петрофизики и физики пласта при решении задач нефтегазовой геологии по скважинным данным. – М.: РГУ нефти и газа, 1999. – 111 с.

6. Вендельштейн Б.Ю. О связи между параметром пористости, коэффициентом поверхностной проводимости, диффузионно-адсорбционной активностью и адсорбционными свойствами терригенных пород // Тр. МИНХ и ГП. – 1960. – Вып. 31. – C. 16–30.

7. Clavier C, Coates G, Dumanoir J. Theoretical and experimental bases for the Dual-Water model for interpretation of ShalySands // SPE. 6859-PA. – 1984.

8. Waxman M.H., M. Smits L.J. Electrical conductivities in oil-bearing shaly sands // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1698. – June. – https://doi.org/10.2118/1863-A

9. Simandoux P. Dielectric Measurements in Porous Media and Application to Shaly Formation // Revue del’Institut Francais du Petrole. – 1963. – Р. 193–215. (Translated text in SPWLA Reprint Volume Shaly Sand, July 1982).

10. Poupon A., Leveaux J. Evaluation of Water Saturation in Shaly Formations // Trans. SPWLA 12th Annual Logging Symposium. – 1971. – Р. 1–2.

11. Дахнов В.Н. Промысловая геофизика. – М.: Гостоптехиздат, 1959. – 423 c.

Наличие тектонических трещин в горных породах может оказывать существенное влияние на поглощение бурового раствора в процессе бурения скважин. Прогнозирование поглощений в зонах естественной трещиноватости, образованных тектонической деятельностью, основывается на тщательном изучении геофморфологии и тектоногенеза трещиноватости, литологии, порового давления, прочности пород и многих других геологических характеристик. Полученная информация используется при определении технологии бурения, проектировании конструкции скважины, подборе наполнителей, характеристик и рецептуры бурового раствора, необходимых для успешной проводки скважин. Наиболее сложные условия для бурения создают трещиноватые породы в зоне растяжения тектонических блоков осадочного чехла. Возникающие поглощения тут часто имеют катастрофический характер, сопровождаясь существенным снижением уровня бурового раствора в скважине. Работы по нормализации скважины имеют затяжной характер, резко снижают эффективность ее строительства и вносят значительные финансовые расходы. Риск поглощения при вскрытии зон естественной трещиноватости в остальных случаях является управляемым. Для предупреждения поглощения в процессе бурения требуются тщательный геологический анализ фактической информации и соответствующая технология бурения, а также обеспечение необходимыми наполнителями. Комплексное применение перечисленных мероприятий помогает выявить осложненные зоны, предупредить поглощение или даже исключить его, а также минимизировать последствия его возникновения. В данной работе на примере обобщения опыта бурения скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро» предложен подход к оценке степени влияния зон трещиноватости горных пород на проводку скважин для минимизации рисков осложнений.

Список литературы

1. Басаргин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 2002. – 680 с.

2. Hossain M.E., Islam M.R. Drilling Engineering, Problems and Solutions. A Field Guide for Engineers and Students. – John Wiley & Sons, 2018. – 642 p.

3. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и методы ликвидации аварий и осложнений в бурении. – М.: Недра, 1987. – 237 с.

4. Particulate Wellbore Fluid Strengthening Methodology. Design and Application in an Offshore Vietnam Severely Depleted Sand Reservoir / M.M. Dourado [et al.] // International Petroleum Technology Conference, Bangkok, Thailand, 1-3 March 2023. – http://doi.org/10.2523/IPTC-22786-MS

5. Experimental and field test analysis of different loss control materials for combating lost circulation in bentonite mud / A. Nasiri, А. Ghaffarkhah [et al.] // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2017. – V. 44. – P. 1–8. – http://doi.org/10.1016/j.jngse.2017.04.004

На основании результатов обработки промысловых данных установлено, что в системе скважина - пласт имеет место эффект Джоуля – Томсона, который может быть использован для предупреждения некоторых видов осложнений. Сущность применения эффекта Джоуля – Томсона при бурении скважин для регулирования некоторых процессов сводится к компенсированию перепада давления противодавлением, обусловленным перепадом температур между системой скважина – пласт. При этом предупреждаются и аварии, обусловленные перепадом давления скважин, пробуренных с полупогружных буровых установок. Разработка оптимальных гидродинамических и термодинамических методов расчета, создание термогидродинамических методов, гидродинамических комплексов могут стать одним из основных направлений развития нефтяной отрасли. Процесс компенсации перепада давления противодавлением может быть осуществлен различными способами. По мнению автора, наилучшим является способ, основанный на регулировании устьевой температуры бурового раствора. При прочих равных условиях рациональная скорость спуска бурильных труб прямо пропорциональна значению перепада температуры. Регулирование температуры бурового раствора является одним из эффективных способов управления технологическими процессами при бурении скважин. Таким образом, при известной температуре выходящей из скважины жидкости температура входящей жидкости обеспечивает термодинамически нормальный процесс бурения. На основе данных об изменении температуры на устье скважины можно регулировать перепад давления в системе скважина – пласт.

Список литературы

1. Мовсумов А.А. Гидродинамические причины осложнений при проводке нефтяных и газовых скважин. – Баку: Азернешр, 1965. – 230 с.

2. Səfərov Y.İ. Qoruyucu kəmərləri endirilməmişdən əvvəl kahlı quyuların təmizlənməsi texnologiyasının seçilməsi. Azərbaycan Neft Təssərüfatı. – 2007. – № 8. – С. 9–12.

3. Сеид-Рза М.К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях. – Баку: Азернефтнешр, 1963. – 208 с.

4. Проселков Ю.М. Теплопередача в скважинах. – М.: Недра, 1975. – 223 с.

5. Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. – М.: Недра, 1988. – 198 с.

6. Алхасов А.Б. Теплофизика и теплопередача в системах геотермальной энергетики: Дисс. на соск. степени докт. тех. наук. – Махачкала, 2002. – 276 с.

7. Байдюк Б.В. Механические свойства горных пород при высоких давлениях и температурах. – М: Гостоптехиздат, 1963. – 102 c.

8. Газопроявления в скважинах и борьба с ними / А.И. Булатов, В.И. Рябченко, И.А. Сибирко, Н.А. Сидоров. – М.: Недра, 1969. – 278 с.

9. Тепловой режим осадочных толщ / Х.И. Амирханов, В.В. Суетной, Р.А. Левкович, Х.А. Гаирбеков. – Махачкала: Даг. кн. изд-во, 1972. –230 с.

10. Аронов В.И. Трехмерная аппроксимация как проблема обработки, моделирования и интерпретации геофизических и геологических данных // Геофизика. – 2000. – № 4. – С. 21–25.

11. Алиев М.Г., Баймурзаев А.Л., Магомедов А.Д. Оценка термоупругих напряжений пород стенок необсаженной скважины // Нефтяное хозяйство. –1966. – № 10. – С. 11–15.

12. Афанасьев А.А. Зависимость температуры циркуляционного потока от глубины бурящейся скважины // Тр. МИНХиГП им. И.М. Губкина. – 1965. –

Вып 53. – С. 73–83.

13. Гаджиев Ф.М. Гидрогеологические условия формирования месторождения нефти и газа Южно-Каспийской мегавпадины. – М: Недра, 1998. – 380 с.

14. Крылов В.И. Изменение гидродинамического давления в скважине в зависимости от скорости бурильной колонны // Нефтяное хозяйство. – 1976. –

№ 1. – С. 13–16.

15. Дадашев И.А. Конвективный теплообмен при турбулентном течении буровых растворов. – Краснодар: ВНИИКРнефть, 1976. – С. 157–162.

16. Есьман Б.И. Термогидравлика при бурении скважин. – М.: Недра, 1982. – 247 с.

17. Есьман Б.И., Дедусенко Г.Я., Яишникова Е.А. Влияние температуры на процесс бурения глубоких скважин. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 185 с.

18. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. – М.: Наука, 1973. – 848 с.

19. Мехтиев Ш.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Алиев С.А. Тепловой режим нефтяных и газовых месторождений. – Баку: Азнефтеиздат, 1960. – 384 с.

20. Səfərov Y.İ., İsmayılov Ş.İ. Mürəkkəb şəraitdə neft və qaz quyularının qazıma texnologiyasının təkmilləşdirilməsi. – Bakı: SADA, 2001. – 182 c.

21. Səfərov Y.İ., Abışev C.H. Qarmaqda yaranan bəzi problemlər və onların qarşısının alınması // ADNŞ-nin “Elmi Əsərlər” toplusu. – 2004. – № 1. –14 c.

22. Бурение нефтяных и газовых скважин / Р.А. Шацов, Р.И. Шишенко, Л.С. Гликман, П.В. Балицкий. – М.: Гостоптехиздат, 1980. – 219 с.

Задача подбора скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) актуальна для большинства месторождений, длительное время находящихся в разработке и характеризующихся высокой степенью обводненности добываемой продукции. Для решения этой задачи используются инженерные подходы и различные элементы геолого-промыслового анализа. В настоящее время анализ участков и подбор скважин для планирования мероприятий осуществляется на основе применения полномасштабного 3D геолого-гидродинамического моделирования с учетом конструктивных особенностей скважин и технической возможности проведения ГТМ. Этот подход считается наиболее прогрессивным и надежным, заключается в нескольких итерациях длительных расчетов. Для оперативного определения перспективных участков залежи для бурения боковых стволов, выбора оптимального способа их освоения и азимута бурения возникает необходимость разработки дополнительных способов и методов, обладающих доступностью и оперативностью, но при этом не снижающих достоверности прогнозов и расчета эффекта от предлагаемых ГТМ. В статье рассмотрен подход, включающий предварительный площадной расчет предполагаемых уровней добычи, что позволяет ускорить процедуру выбора участков для проведения основных ГТМ. В работе проанализированы формулы расчета прогнозных дебитов нефти для основных типов добывающих скважин на объекте викуловской свиты Красноленинского свода, сформированы исходные данные для расчетов. Результатами являются карты прогнозных дебитов нефти, которые учитывают геологические свойства объекта, текущее энергетическое состояние и обводненность добываемой продукции.

Список литературы

1. Янукян А.П. Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами. – Сургут: ТИУ, 2020. – 13 с.

2. Телков А.П., Грачев С.И. Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений. Ч. II. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. – 269 c.

3. Бембель С.Р. Геология и картирование особенностей строения месторождений нефти и газа Западной Сибири. – Тюмень: ТИУ, 2016. – 215 с.

Современные энергетические вызовы требуют разработки эффективных технологий повышения нефтеотдачи, особенно в условиях истощения традиционных запасов и освоения трудноизвлекаемых углеводородов. Одним из перспективных решений является применение диоксида углерода, которое обеспечивает как увеличение объемов добычи, так и решение экологических задач за счет улавливания и хранения углекислого газа. В статье исследуются методы использования CO2 в различных фазовых состояниях (жидком, газообразном, сверхкритическом) совместно с водой и в составе дисперсных систем (пены, поверхностно-активные вещества, наночастицы и др.). Проведен сравнительный анализ их эффективности в различных геологических и технологических условиях. Показано, что благодаря уникальным свойствам CO2, таким как растворимость, плотность и фазовые переходы, его применение позволяет существенно увеличить нефтеотдачу. Особое внимание уделено комбинированным подходам и инновационным дисперсным системам, которые улучшают распределение закачки и повышают эффективность процесса. Приведены результаты моделирования непрерывной закачки CO2 в терригенный коллектор на примере участка Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Моделирование подтвердило преимущества использования CO2 как агента повышения нефтеотдачи по сравнению с традиционной схемой заводнения (прирост коэффициента извлечения нефти составил 1,1 %).

Список литературы

1. Smirnova E.A., Saychenko L.A. Hydrodynamic Modeling and Evaluation of Partial Substitution of Cushion Gas During Creation of Temporary Underground Gas Storage in an Aquifer // International Journal of Engineering. – 2024. – V. 37. – № 7. – P. 1221–1230. – http://doi.org/10.5829/ije.2024.37.07a.02

2. Taber J.J., Martin F.D., Seright R.S. EOR Screening Criteria Revisited – Part 1: Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects // SPE Res Eng. – 1997. – V. 12. – № 3. – P. 189–198. – http://doi.org/10.2118/35385-PA

3. Skobelev D., Cherepovitsyna A., Guseva T. Carbon capture and storage: net zero contribution and cost estimation approaches // Journal of Mining Institute. – 2023. – V. 259. – P. 125–140. – http://doi.org/10.31897/PMI.2023.10

4. CO2 EOR and storage in Jilin oilfield China: Monitoring program and preliminary results / L. Zhang [et al.] // J Pet Sci Eng. – 2015. – V. 125. – P. 1–12. – http://doi.org/10.1016/J.PETROL.2014.11.005

5. Pavlova P.L., Bashmur K.A., Bukhtoyarov V.V. Analysis and development of proposals to improve the equipment and technologies of capture and injection of carbon dioxide at the oil fields // SOCAR Proceedings. – 2022. – № SI1. – http://doi.org/10.5510/OGP2022SI100687

6. Quantitative study of CO2 huff-n-puff enhanced oil recovery in tight formation using online NMR technology / J. Liu [et al.] // J Pet Sci Eng. – 2022. – V. 216. –

P. 110688. – http://doi.org/10.1016/J.PETROL.2022.110688

7. Analysis of Nucleation Time of Gas Hydrates in Presence of Paraffin During Mechanized Oil Production / G.Y. Korobov [et al.] // International Journal of

Engineering. – 2024. – V. 37. – № 7. – P. 1343–1356. – http://doi.org/10.5829/IJE.2024.37.07A.13

8. Molecular dynamics simulation of bubble nucleation and growth during CO2 Huff-n-Puff process in a CO2-heavy oil system / Y. Zhang [et al.] // Geoenergy Science and Engineering. – 2023. – V. 227. – P. 211852. – http://doi.org/10.1016/J.GEOEN.2023.211852

9. Application of foam assisted water-alternating-gas flooding and quantification of resistivity and water saturation by experiment and simulation to determine foam propagation in sandstone / Khan J.A. [et al.] // Heliyon. – 2024. – V. 10. – № 3. – P. e25435. – http://doi.org/10.1016/J.HELIYON.2024.E25435

10. On the application of surfactant and water alternating gas (SAG/WAG) injection to improve oil recovery in tight reservoirs / Sun X. [et al.] // Energy Reports. –

2021. – V. 7. – P. 2452–2459. – http://doi.org/10.1016/J.EGYR.2021.04.034

11. A laboratory investigation of CO2 influence on solvent-assisted polymer flooding for improving viscous oil recovery on Alaska North Slope / Y. Cheng [et al.] // Geoenergy Science and Engineering. – 2023. – V. 229. – P. 212053. – http://doi.org/10.1016/J.GEOEN.2023.212053

12. A comprehensive review direct methods to overcome the limitations of gas injection during the EOR process / M. Shafiei [et al.] // Sci Rep. – 2024. – V. 14. – № 1. – P. 7468. – http://doi.org/10.1038/s41598-024-58217-1

13. Experimental study of hybrid nanofluid-alternating-CO2 microbubble injection as a novel method for enhancing heavy oil recovery / X. Sun [et al.] // J Mol Liq. – 2024. – V. 395. – P. 123835. – http://doi.org/10.1016/J.MOLLIQ.2023.123835

14. A comprehensive review on CO2 thickeners for CO2 mobility control in enhanced oil recovery: Recent advances and future outlook / Ricky E.X. et al.// Journal of Industrial and Engineering Chemistry. – 2023. – Vol. 126. – P. 69–91. – http://doi.org/10.1016/j.jiec.2023.06.018

15. Pal R., Ghara M., Chattaraj P.K. Activation of Small Molecules and Hydrogenation of CO2 Catalyzed by Frustrated Lewis Pairs // Catalysts. – 2022. – V. 12. – № 2. – P. 201. – http://doi.org/10.3390/catal12020201

Определение вкладов разрабатываемых пластов в общий объем добычи является одной из важнейших задач при разработке многопластовых нефтяных месторождений в морских условиях. Решение данной задачи определяется необходимостью мониторинга и учета извлекаемых запасов по пластам, локализации остаточных запасов, планирования и выполнения программы бурения и геолого-технических мероприятий (ГТМ) с целью управления и оптимизации разработки месторождений. В то же время проведение промыслово-геофизических исследований (ПГИ) скважин не всегда технически возможно или экономически обоснованно в морских условиях. Это связано с ограниченной операционной доступностью буровой установки на платформе, используемой для всех спускоподъемных операций на скважинах, и с высокой стоимостью внутрискважинных работ (ПГИ и ГТМ) в условиях морского месторождения. Сложная логистика и суровые природно-климатические условия вносят дополнительные трудности. В данной статье обобщен опыт применения геохимического анализа для оценки вклада пластов в добычу нефти на Пильтун-Астохском нефтегазоконденсатном месторождении. Разработана методика количественной оценки вклада пластов на основе геохимического анализа нефти для бинарной системы. Методика внедрена в производственный цикл контроля и управления разработкой месторождения и используется для определения локализации остаточных запасов, уточнения геолого-гидродинамических моделей, планирования и контроля программ уплотняющего бурения и ГТМ. С ноября 2024 г. методика утверждена на Экспертно-техническом совете Государственной комиссии по запасам Российской Федерации.

Список литературы

1. Особенности контроля разработки месторождений с морских платформ / Р.Ю. Дашков, Т.Н. Гафаров, А.А. Сингуров [и др.] // Газовая промышленность. – 2022. – № 7 (835). – С. 28–38.

2. Geochemical oil fingerprinting - Implications of production allocations at Prudhoe Bay field, Alaska / D. Schafer, O. Bommarito, K. Cooper [et al.] // SPE-146914-MS. – 2011. – DOI: https://doi.org/10.2118/146914-MS

3. Русских Е.В., Муринов К.Ю. Применение хроматографического анализа для сопоставления составов нефтей и разделения добычи скважин, эксплуатирующих многопластовые объекты // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 28–32. –https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-28-32

4. Количественное распределение нефти совместно добывающих скважин на месторождении Узень с использованием геохимических исследований / Е.Ш. Сейтхазиев, Г.Г. Елтай, Ш.С. Пангереева, Н.Д. Сарсенбеков // Нефть и газ. – 2019. – № 4 (112). – С. 87–113.

5. Xing Lingbo, Teerman S., Descant F. Time Lapse Production Allocation Using Oil Fingerprinting for Production Optimization in Deepwater Gulf Mexico // SPE-193601-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/193601-MS

6. Оперативное определение профиля притока в добывающих скважинах по химическому составу нефти и попутных вод (на примере одного из нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции) / М.С. Шипаева, К.Р. Талипова, В.А. Судаков [и др.] // Георесурсы. – 2023. – № 25 (4). –

С. 121–127. – https://doi.org/10.18599/grs.2023.4.9

7. Павлов Д. В., Васильев А.С. Технология геохимического анализа нефти – «oil fingerprinting» для управления скважинами и пластами // SPE-187781-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/187781-MS

8. Геохимическая характеристика нефтей Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения / Д.В. Павлов, Т.Н. Гафаров, Р.Г. Облеков

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 3. – С. 80–85. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-3-80-85

9. Kaufman R.L., Ahmed A.S., Elsinger R.J. Gas chromatography as a development and production tool for fingerprinting oils from individual reservoirs: Applications in the Gulf of Mexico // Proceeding GCSSEPM Ninth Annual research Conference. – 1990. – P. 263–282. – https://doi.org/10.5724/gcs.90.09.0263

10. Kaufman R.L., Ahmed A.S., Hempkins W.B. A new technique for the analysis of commingled oils and its application to production allocation calculations // Proc. Ind. Petr. Ass. 16th Annual Convention. – 1987. – P. 247–268. – https://doi.org/10.29118/ipa.13.247.268

11. Geochemical allocation of commingled oil production or commingled gas production / M.A. McCaffrey, D.H. Ohms, M.S.Ch. Werner [et al.] // SPE-144618-MS. –

2011. – https://doi.org/10.2118/144618-MS

12. Nouvelle X., Rojas K., Stankiewicz A. Novel method of production back-allocation using geochemical fingerprinting // SPE-160812-MS. – 2012. – https://doi.org/10.2118/160812-MS

Нефть является одним из самых ценных источников энергии, которая обеспечивает более 30 % мирового потребления первичной энергии и около 20 % мирового валового продукта. В последние десятилетия отмечается значительное увеличение объемов добычи нефти, что ведет к истощению традиционных нефтяных ресурсов. В связи с этим все больше внимания уделяется трудноизвлекаемым запасам (ТРИЗ). ТРИЗ относятся к тем запасам, разработка которых требует использования сложных технологий и значительных инвестиций. В России налогообложение нефтегазовой отрасли является важным и ключевым инструментом государственного регулирования. Одним из главных вопросов в налогообложении ТРИЗ является определение оптимального уровня налога. Слишком высокие ставки могут привести к снижению инвестиций в разработку таких ресурсов, а слишком низкие – не обеспечить достаточных доходов для государства. При принятии новой системы налогообложения ТРИЗ необходимо учитывать множество факторов, таких как экономические условия, технологические возможности и интересы различных участников рынка. В статье рассматривается технология разработки участка недр Западной Сибири системой горизонтальных скважин, расположенных перпоперек направления распространения регионального стресса, с увеличенным числом стадий гидроразрыва пласта (более 16), а также предлагается применение усовершенствованной налоговой льготы в виде фиксированного вычета в размере капитальных вложений в годы активного разбуривания кустов скважин с целью выработкиТРИЗ.

Список литературы

1. В РФ доля трудноизвлекаемой нефти составляет почти 60% общего объема запасов. – https://tass.ru/ekonomika/19348339

2. Юмаев М.М. Актуальные вопросы налогообложения минерально-сырьевого комплекса Российской Федерации // Финансы: ежемесячный теоретический и научно-практический журнал. – 2023. – № 1. – С. 29-35. – EDN MWKLRB.

3. Выбор оптимальной системы разработки сверхнизкопроницаемых коллекторов на примере Эргинского лицензионного участка Приобского месторождения / Д.Ю. Капишев, М.Р. Рахимов, А.А. Мироненко // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 7. – С. 62–65. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-7-62-65

4. Сложный путь трудной нефти. Обзор // Новости Интерфакс. – https://www.interfax.ru/business/843599

В статье приведено описание преимуществ использования мультискважинной деконволюции для определения пластового давления на всех этапах работы исследуемой скважины. Рассмотрен рабочий процесс восстановления динамики пластового давления при наличии интерферирующих скважин. В программном комплексе «РН-ВЕГА» реализована функциональность восстановления динамики пластового давления на основе мультискважинной деконволюции и метода фиктивных периодических остановок в настроенной деконволюционной модели. Функциональность протестирована на синтетических данных и апробирована на фактических, полученных по нефтяным скважинам в низкопроницаемых коллекторах. Значения модельных параметров, используемых при тестировании, приближены к геолого-физическим характеристикам месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Для тестирования смоделированы истории работы скважин, каждая из которых завершается остановкой. В процессе тестирования из синтетических историй работы удаляется последний интервал, содержащий остановку. По сокращенной истории настраивается деконволюционная модель, восстанавливается пластовое давление методом фиктивных остановок, при этом длительность последних соответствует длительности удаленной остановки. Далее значение восстановленного пластового давления на начало остановки сравнивается со значением модельного забойного давления в конце остановки. Апробация функциональности на основе промысловых данных выполнена по тому же сценарию. Приведены результаты тестирования и апробации, которые показывают хорошую согласованность восстановленного пластового и забойного давлений в конце фактической остановки скважины.

Список литературы

1. Multiwell Deconvolution / J.A. Cumming, D.A. Wooff, T. Whittle, A.C. Gringarten // SPE-166458-PA. 2014. – http://doi.org/10.2118/166458-PA

2. Levitan M.M. Deconvolution of multiwell test data // SPE-102484-MS. – 2006. – http://doi.org/10.2118/102484-MS

3. Апробация подхода к оценке текущего пластового давления при анализе динамических данных эксплуатации скважин / Г.Ф. Асалхузина,

А.Я. Давлетбаев, Т.Р. Салахов, А.А. Лошак А.А. [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 10. – С. 30-33. –

http://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-10-30-33

4. Эрлагер Р. Гидродинамические исследования скважин. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 467 с.

5. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. – 668 с.

В контексте повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов ачимовских отложений Западной Сибири особый интерес представляет обобщение показателей длительной эксплуатации объекта на ключевых нефтяных месторождениях региона. На месторождении Западной Сибири, рассматриваемом в данной статье, низкопроницаемая ачимовская толща в настоящее время является первым объектом эксплуатации по текущей добыче нефти и вторым – по величине запасов. Этот горизонт занимает здесь значительную площадь, но нефтенасыщенная толщина и плотность извлекаемых запасов невелики. Добыча нефти из ачимовской толщи осуществляется с середины 70-х годов ХХ века. Максимальный отбор нефти был достигнут в 2019 г. Темпы добычи более 2 % отмечались с 2010 по 2019 г. Текущая разбуренность проектного фонда скважин составляет 75 %. По объекту отобрано менее половины начальных извлекаемых запасов нефти при обводненности около 80 %. В настоящее время отношение числа добывающих скважин к нагнетательным снизилось до 2,1, текущая компенсация отбора нефти закачкой находится на уровне 100 %. В последнее десятилетие средний дебит жидкости скважин повысился. Важную роль в наращивании и стабилизации добычи нефти из ачимовской толщи сыграл ввод горизонтальных скважин и боковых стволов, а также проведение гидроразрывов пласта. Рекомендуется продолжить бурение добывающих и нагнетательных скважин, выполнить бурение боковых стволов, первичные и повторные гидроразрывы, осуществить перевод скважин на ачимовский горизонт с других объектов разработки.

Список литературы

1. Вильчик Н.А. Запасы нефти и оценка рентабельности разработки ачимовской толщи // Доклад на научно–практической конференции им. Н.Н Лисовского, Казань, 1–2 сентября, 2019. – Казань, 2011. – 11 с.

2. Филоненко О.Н. Особенности строения залежей нефти ачимовской толщи и залегающих выше горизонтов неокома западной части Нижневартовского мегавала // Тр. ин-та / СибНИИНП. – 1986. – С. 11–17.

3. Геологическая разведка нефтяных месторождений Нижневартовского Приобья / В.Н. Нестеров, В.В. Харахинов, А.А. Семянов [и др.]. – М.: Научный мир, 2006. – С. 151–167.

4. Ершов С.В., Казаненков В.А, Конторович А.Э. Строение и перспективы нефтеносности клиноформных отложений неокома Нижневартовского свода //

III научно–практическая конференция в г. Ханты-Мансийске, 2000. – Ханты-Мансийск, 2000. – С. 39–48.

5. Перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи на территории деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз» / Т.С. Баранов, В.А. Миткарев, В.В. Быков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 4. – С. 65–67.

6. Влияние основных факторов на условия формирования ачимовской толщи / А.В. Хитренко, А.М. Минхатова, В.А. Орлов [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020. – Вып. 2. – С. 18–24. – https://doi.org/10.7868/S2587739920020020

7. Региональная модель ачимовской толщи как бизнес – инструмент для формирования портфеля новых опций ГРР Западной Сибири / А.А. Тимиргалин, М.Г. Буторина, Н.А. Новиков [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020. – Вып. 3. – С. 10–15. – https://doi.org/10.7868/S2587739920030015

8. Печёрин Т.Н., Галкина Н.Ю., Марьина Н.Д. Особенности разработки ачимовских отложений Сургутского свода // Труды XXI научно-практической конференции в г. Ханты–Мансийске, 2018. – Ханты-Мансийск, 2018. – С. 51–59.

9. Мониторинг разработки нефтяных месторождений: путь развития, новые подходы к разработке / И.В. Чернобровкина [и др.] // Вестник недропользователя ХМАО-Югры. – 2023. – № 31. – С. 3–10.

10. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / С.А. Горбунов, А.А. Нежданов, В.А. Пономарев, Н.А. Туренков. – М.: Академия горных наук, 2000. – 247 с.

11. Черевко М.А. Оптимизация системы горизонтальных скважин и трещин при разработке ультранизкопроницаемых коллекторов: автореф. ... канд. тех.

наук – Тюмень, 2015. – 24 с.

12. Черевко М.А., Янин К.Е. Первые результаты применения многостадийных гидроразрывов в горизонтальных скважинах Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 2. – С. 74–77.

13. Черевко М.А., Янин А.Н., Янин К.Е. Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта. – Тюмень – Курган: Зауралье, 2015. – 268 с.

14. Черевко М.А., Янин К.Е. Анализ результатов остановки и возобновления добычи на нефтяном промысле Аганского месторождения // Научно–практическая конференция им. Н.Н. Лисовского, Санкт-Петербург, 4–5 сентября 2024. – СПб., 2024. – 23 с.

Выполнен анализ продуктов коррозии, образовавшихся после пяти лет эксплуатации протекторного сплава марки ПМР-20 в резервуаре с подтоварной водой умеренной минерализации, с содержанием солей 234 г/л. В лаборатории кафедры «Машины и оборудование нефтегазовых и химических производств» Самарского государственного технического университета были проведены качественные и количественные экспериментальные исследования химического состава продуктов коррозии для определения их ионного состава и влияния на срок службы сплавов. Образцы продуктов коррозионного разрушения были взяты с действующего протектора, который использовался для защиты вертикального цилиндрического резервуара РВС-500 от коррозионных воздействий. Приведена фотография протектора ПМР-20 после шести лет эксплуатации, на которой отчетливо видны участки коррозионного поражения и отложений коррозионных продуктов. В ходе анализа были выявлены причины образования продуктов коррозии, а также сделан вывод о дальнейшей возможности эксплуатации сплава для защиты резервуаров. Представлены методы качественного изучения коррозионных процессов, включая капельный метод с использованием индикаторов, которые позволили точно определить ионный состав продуктов коррозии и оценить эффективность сплава ПМР-20 при защите оборудования в условиях агрессивных сред.

Список литературы

1. Фазлутдинов К.К. Протекторная защита от коррозии с использованием магния. – https://zctc.ru/sections/magnesium_protection

2. Кац Н.Г. Химический анализ продуктов коррозионного разрушения протекторного магниевого сплава // Вестник Самарского гос. технического университета. Серия «Технические науки». – 2018. – № 1(57) . – С. 173–176.

3. Кац Н.Г., Ибатуллин И.Д., Парфенова С.Н. Эффективность применения протекторных сплавов для вертикальных стальных резервуаров // Нефтегазовое дело. – 2023. – Т. 21. – № 5. С. 192-197. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2023-5-192-197

4. Кац Н.Г., Живаева В.В., Парфенова С.Н. Протекторная защита вертикальных резервуаров // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2021. – № 11 (347). – С. 61-64. – https://doi.org/10.33285/0130-3872-2021-11(347)-61-64

5. Общая характеристика и свойства подтоварных вод / С.В. Васильев, Н.Г. Кац, С.Н. Парфенова [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2011. – № 12. – С. 41–42.

6. Аммосов Г.С., Иванов Д.С., Аммосов А.П. Особенности коррозионного исчерпания ресурса резервуаров и оценка интенсивности возрастания напряженного состояния в сварных швах // Наука и образование. – 2017. – № 1. – С. 75–80.

7. Кац Н.Г., Коноваленко Д.В., Васильев С.В. Анализ разрушений магниевых протекторных сплавов // Вестник Самарского гос. технического университета. Серия «Технические науки». – 2015. – № 4(48). – С. 130–134.

8. Качественный химический анализ коррозионного поражения. – http://delta-grup.ru/bibliot/41/278.htm

Транспорт нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам сопровождается образованием водных скоплений. Наиболее технологичным методом удаления водных скоплений является их вынос потоком перекачиваемой нефти/нефтепродукта. К настоящему времени известно несколько методик прогнозирования скорости потока, обеспечивающего начало одновременного выноса всего объема водных скоплений. Однако предложенные расчетные формулы либо не подтверждены экспериментально, либо получены в результате обработки экспериментальных данных, определенных на трубках малого (менее 25 мм) диаметра. В статье сообщается о формуле, полученной в ООО «НИИ Транснефть» в результате моделирования выноса водных скоплений из трубопроводов диаметром до 1200 мм и успешно прошедшей экспериментальную проверку на магистральном нефтепроводе (МН). Приводятся результаты сравнения погрешности вычисления выносной скорости по формуле ООО «НИИ Транснефть» и зависимостям, предложенным различными авторами. Сообщается о новой методологии, впервые разработанной ООО «НИИ Транснефть», позволяющей выявлять места расположения водных скоплений при заданном расходе перекачки и свойствах перекачиваемой жидкости, выполнять оценку объема этих скоплений и дополнительного расхода электроэнергии на перекачку. По поручению ПАО «Транснефть» выполнен анализ работы всех МН компании. Выявлены места повышенной коррозионной опасности, даны рекомендации по выбору способа очистки их полости от водных скоплений. В статье приведен пример исследования профиля технологического участка одного из МН на местоположение и размеры водных скоплений при различных расходах и вязкости перекачиваемой нефти.

Список литературы

1. Лебедич С.П. Исследование и разработка методов повышения качества нефти при перекачке по магистральным трубопроводам: дисс … канд. техн.

наук. – Уфа, 1979. – 178 с.

2. Кутуков С.Е. Разработка методов функциональной диагностики технологических режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов: дисс … докт. техн. наук. – Уфа, 2003. – 365 с.

3. Локшин А.А. Совершенствование технологий эксплуатации открытых емкостей в системах транспорта и хранения нефти: дисс … канд. техн. наук. – Уфа, 1999. – 149 с.

4. Ахмадуллин К.Р. Энергосберегающие технологии очистки нефтепродуктопроводов гельными системами: дисс … нканд. техн. наук. – Уфа, 2001. – 235 с.

5. Порайко И.Н., Савельев М.П., Василенко С.К. Очистка нефтепровода Нижневартовск –Усть-Балык высоковязкими гелями ПАА // Нефтяное хозяйство. – 1978. – № 3. – С. 61–65.

6. Коршак А.А., Пшенин В.В. Моделирование выноса водных скоплений из нефтепроводов методами вычислительной гидродинамики // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 10. – С. 117–122. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-10-117-122.

7. ГОСТ Р 51858-2020. Нефть. Общие технические условия.

8. Галлямов А.К., Губин В.Е. Влияние скоплений воды и газа на эксплуатационные характеристики магистральных трубопроводов // Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1970. – 43 с.

9. Шаммазов A.M., Галлямов А.К., Коробков Г.Е. О скоплениях газа и жидкости в трубопроводах // Известия вузов. Нефть и газ. – 1972. – № 8. – С. 82–87.

10. Коршак А.А. К вопросу о выносе скоплений воды потоком перекачиваемой жидкости // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 6. – С. 90–98. – https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2018-6-90-98

11. Жолобов В.В., Морецкий В.Ю., Талипов Р.Ф. Распределение объема водных скоплений в профильном нефтепроводе // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2022. – № 5. – С. 438–451. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-5-438-451

12. Чарный И.А. Влияние рельефа местности и неподвижных включений жидкости и газа на пропускную способность трубопроводов// Нефтяное хозяйство. – 1965. – № 6. – C. 51–55.

13. Лурье М.В. Удаление скоплений воды из трубопровода потоком перекачиваемой нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1. – С. 63–68.

14. Галлямов А.К. Исследования по повышению эффективности эксплуатации газонефтепроводов: дисс … докт. техн. наук. – Уфа, 1973. – 384 с.

15. Дидковская А.С. Предотвращение технологических осложнений последовательной перекачки нефтепродуктов в условиях неполной загрузки: дисс ... канд. техн. наук. – М, 1998. – 217 с.

16. Галлямов А.К., Байков И.Р., Аминев Р.М. Оценка скорости выноса скоплений жидкости из пониженных участков трубопроводных систем // Известия вузов. Нефть и газ. – 1969. – № 12. – С. 73–76.

В статье представлена комплексная методология оценки климатических рисков, разработанная и внедренная в «Зарубежнефти». Процесс включает шесть взаимосвязанных этапов: сбор климатических данных (на основе материалов Росгидромета и региональных моделей CORDEx), сравнение фактических показателей с базовыми значениями, расчет интенсивности изменений, оценку ущерба для свободного денежного потока и объемов добычи, проведение кросс-функциональных риск-сессий и моделирование ущербов с использованием специализированного программного обеспечения (ModelRisk, @Risk). На примере аномальных осадков 2022 г. показано, как выход за пределы прогнозных диапазонов (7–10 дней) приводит к переоценке риска и присвоению ему статуса значимого. Особое внимание уделено роли междисциплинарных риск-сессий, объединяющих экспертов из различных областей, что позволяет не только корректировать оценки, но и выявлять возможности, такие как снижение затрат на эксплуатацию инфраструктуры при изменении температурных режимов. Результаты моделирования интегрируются в финансово-экономические модели компании, обеспечивая прозрачность управленческих решений. Методология соответствует принципам ESG (Environmental, Social, Governance) и демонстрирует эффективность системного подхода для минимизации ущерба и повышения устойчивости бизнеса. Перспективным направлением развития признано внедрение инструментов искусственного интеллекта для повышения точности прогнозов в условиях растущей климатической неопределенности.

Список литературы

1. IPCC, 2021: Climate Change 2021: The Physical Science Basis. Contribution of Working Group I to the Sixth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change: edited by V. Masson-Delmotte [et al.]. – Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, 2023. – 2391 p. – https://doi.org/10.1017/9781009157896

2. SASB Standards: Oil & Gas – Exploration & Production. Sustainable Industry Classification System®(SICS®) EM-EP, under Stewardship of the International Sustainability Standards Board. Version 2023-12. – URL: https://sasb.ifrs.org/standards/

В статье приведен анализ состояния нефтяной промышленности в ряде регионов Юга России: Краснодарском крае, Ставропольском крае и Ростовской области. Показано, что нефтяная отрасль регионов Юга России обладает значительным потенциалом, развитие которого требует целенаправленных усилий, ориентированных на внедрение инновационных технологий в добычу и переработку нефти, что позволит минимизировать воздействие на окружающую среду и повысить эффективность использования природных ресурсов. В рамках данного исследования были всесторонне изучены факторы, оказывающие особое влияние на устойчивое развитие нефтяной отрасли указанных регионов. Кроме того, уделено особое внимание действующим программам государственной поддержки, которые направлены на модернизацию отрасли и повышение ее конкурентоспособности исходя из сегодняшний реалий. В дополнение к экономическому анализу были изучены данные социологического опроса среди руководителей промышленных производств, что позволило определить ключевые представления о функционировании нефтяного комплекса. В результате определены факторы, влияющие на развитие нефтяной промышленности исследуемых регионов, а также обоснован ряд условий, обеспечивающих ее эффективность. Акцентировано внимание на необходимости формирования комплексной системы стимулирования промышленного развития, которая основана на инфраструктуре государственной поддержки нефтяной отрасли в регионах.

Список литературы

1. Трофимов С.Е. Государственная политика в нефтегазовом комплексе России: современное состояние и стратегические перспективы // Neftegaz.RU. – 2024. – № 10 (154). – https://magazine.neftegaz.ru/articles/gosregulirovanie/860039-gosudarstvennaya-politika-v-neftegazov...

2. Трофимов С.Е. Институциональный подход к государственному регулированию НГК: методологические положения опережающего развития российской экономики // Neftegaz.RU. – 2024. – № 7 (151). – https://magazine.neftegaz.ru/articles/gosregulirovanie/842902-institutsionalnyy-podkhod-k-gosudarstv...

3. Красивская В.Н. Роль государства в техническом перевооружении нефтяной отрасли в последней трети XIX - начале XX вв. // Вестник Сургутского государственного педагогического университета. – 2018. – № 6 (57). – С. 137–142. – DOI 10.26105/SSPU.2019.57.6.013. – EDN YXZJOP.

4. Выбор форм и инструментов государственной поддержки реализации проектов в нефтегазовом секторе / Т.В. Пономаренко, И.Г. Горбатюк, В.М. Соловьева, Ф. Дирани // Экономика, предпринимательство и право. – 2024. – Т. 14. – № 7. С. 3419–3434. – https://doi.org/10.18334/epp.14.7.121091

5. https://admkrai.krasnodar.ru/content/1140/

6. https://23.rosstat.gov.ru/production_kk

7. Новошахтинский НПЗ направит 40 млрд руб. на создание мощностей для выпуска Евро-5 // Neftegaz.ru. – 2021. – https://neftegaz.ru/news/neftechim/728420-novoshakhtinskiy-npz-napravit-40-mlrd-rub-na-sozdanie-mosh...

8. Краснодарский край – лидер ЮФО по нефтепереработке. – https://pav-edin23.ru/2022/09/03/krasnodarskij-kraj-lider-yufo-po-neftepererabotke/

9. Краткая характеристика Ростовской области. – https://www.donland.ru/activity/7/

10. https://minprom.donland.ru/activity/2370/

11. https://www.stavminprom.ru/

12. https://www.mid.ru/ru/foreign_policy/economic_diplomacy/vnesneekonomiceskie-svazi-sub-ektov-rossijsk...

13. Идрисов Г.И. Промышленная политика России в современных условиях. – М.: Фонд «Институт экономической политики им. Е.Т. Гайдара», 2016. – 160 с.

14. Лукьянова А. А. Аврамчикова Н.Т., Иванов Д.С. Анализ факторов повышения эффективности функционирования нефтегазового комплекса и их влияния на устойчивость региональной экономической системы // Вестник евразийской науки. – 2023. – Т. 15. – № 4. – EDN PZZLXL.

15. Распоряжение Правительства РФ от 09.06.2020 № 1523-р «Об утверждении Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года». – https://www.consultant.ru/document/cons_doc_ LAW_354840/

16. Глухова Е.В. Государственное участие как необходимое условие развития нефтегазового комплекса // Научное обозрение. Экономические науки. – 2023. – № 3. – С. 5-9. – https://doi.org/10.17513/sres.1124. – EDN FSXMVO.

17. Выявление мер государственной поддержки приоритетных направлений развития промышленности / Р.А. Голоднюк, Л.Н. Бражникова, Л.И. Тараш

[и др.]. – Донецк: Институт экономических исследований, 2022. – 42 с.

18. Нефтегазовый комплекс России и современные реалии: интервью с президентом Союза нефтегазопромышленников России Г.И. Шмалем // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 8. – С. 6–10.

19. Свидетельство о государственной регистрации базы данных № 2024620982 РФ. Развитие экономического и промышленного потенциала российского государства в условиях технологической блокады и санкций Запада: советский опыт и современные решения (результаты исследования) / С.В. Чуев,

М.Б. Поляков, В.Я. Афанасьев [и др.]; заявитель Государственный университет управления; № 2024620648; заявл. 22.02.2024; опубл. 01.03.2024 . –

EDN RPCLKE.

20. Развитие экономического и промышленного потенциала российского государства в условиях технологической блокады и санкций Запада: советский опыт и современные решения / С.В. Чуев, В.Я. Афанасьев, С.Ю. Белоконев [и др.]. – М.: Государственный университет управления, 2023. – 258 с. –

EDN QOIITF.

21. Кадеева З.К. Государственная поддержка приоритетных отраслей промышленности в современных условиях // Управление устойчивым развитием. – 2016. – № 4 (05). – С. 33–37. – EDN WYLCKF.