Cтатья посвящена вопросам оценки налога на дополнительный доход (НДД), а также его распределению на эксплуатационные объекты и варианты разработки при подготовке проектных документов на разработку месторождений углеводородного сырья. В налоговом кодексе Российской Федерации зафиксировано, что расчет и выплата НДД осуществляется по участку недр, при этом вопросы, связанные с распределением НДД на объекты разработки участка недр не регламентированы. Данная ситуация приводит к отсутствию единого понимания методических подходов к оценке налога как между авторами проектных документов, так и внутри экспертного сообщества. Одна из ключевых задач проектного документа – обосновать рациональный вариант разработки как отдельных эксплуатационных объектов, так и месторождения в целом. Выбор рекомендуемого варианта разработки основывается на таких экономических показателях. как чистый дисконтированный доход и доход государства, накопленные за рентабельный период и отраженные в интегральном показателе оптимальности Топт. В связи с этим корректная оценка налога и его распределение между объектами разработки являются важными факторами принятия решения по выбору варианта разработки месторождений углеводородного сырья.

Список литературы

1. Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000 г. № 117-ФЗ (ред. от 28.12.2024 г., с изм. от 21.01.2025 г.) (с изм. и доп., вступ. в силу с 01.01.2026 г.).

2. Налоговые реформы в нефтяной отрасли не спасают ее от роста фискальной нагрузки. – https://rg.ru/2024/04/03/nalogovye-reformy-v-neftianoj-otrasli-ne-spasaiut-ee-ot-rosta-fiskalnoj-nag...

3. Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья: утверждены приказом Минприроды России №639 20.09.19 г. // Справочно-правовая система «КонсультантПлюс». – http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_334817/

4. Временные методические рекомендации подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья в части экономической оценки вариантов разработки. – ФБУ «ГКЗ», 2023. – https://gkz-rf.ru/sites/default/files/docs/vremennye_metodicheskie_rekomendacii_podgotovki_tehniches...

При переобработке архивных 2D/3D сейсмических данных с низкой кратностью часто трудно построить скоростную модель верхней части разреза (ВЧР) на основе корреляции первых вступлений. Эта проблема особенно актуальна для данных, полученных с вибрационным источником сейсмических колебаний. Одним из возможных решений задачи компенсации влияния скоростных аномалий ВЧР для таких съемок является расчет статических поправок методом замещения слоя по уверенно прослеживаемому по всей площади верхнему отражающему горизонту. В статье впервые публикуются результаты использования в ПАО «НК «Роснефть» 4D регуляризации уже на этапе кинематической обработки. Ее применение позволяет получить более качественные горизонтальные спектры для оценки скоростей в методе замещения слоя за счет алгоритма восстановления отсутствующих данных и тем самым повысить точность структурных построений. 4D регуляризация в методе замещения слоя успешно решает такие проблемы, как зоны отсутствия данных вследствие выносов или пропусков пунктов возбуждения, малое число трасс в диапазоне ближних удалений для горизонтального скоростного анализа по верхним отражающим горизонтам. 4D регуляризация перед расчетом горизонтальных спектров скоростей для метода замещения слоя при учете влияния ВЧР впервые успешно опробована в ПАО «НК «Роснефть» при переобработке результатов архивной узкоазимутальной 3D съемки в 2024 г. и может быть применена на других проектах.

Список литературы

1. Ozdogan Y. Seismic Data Processing. – Tulsa: Society of Exploration Geophysicists, 1987. – Т. 2. – 586 p.

2. Анализ результативности применения регуляризации сейсмических данных на примере акватории Черного, Охотского и Карибского морей /

А.В. Носков, К.Р. Старков, А.В. Юрикова, А.П. Яковлев // Технологии сейсморазведки. – 2011. – № 1. – C. 46–51. – EDN: NRAZOP

3. Trad D., Deere J., Cheadle S. Wide Azimuth Interpolation // Proceedings of 68th EAGE Conference and Exhibition incorporating SPE EUROPEC. – 2006. – https://doi.org/10.3997/2214-4609.201402126

4. Trad D. Five dimensional seismic data interpolation // Proceedings of 70th EAGE Conference and Exhibition incorporating SPE EUROPEC. – 2008. – Р. 978–982.

5. Руководство пользователя «Система интерпретационной обработки сейсмических данных Prime». – М.: ООО «Сейсмотек», 2023.

Детальное изучение геологического строения любого нефтегазоносного объекта играет важнейшую роль при геометризации залежей. Часто при решении этой задачи авторы опираются только на сейсмические исследования при наличии сети скважин. В данной статье приводятся примеры, когда выполненная детальная корреляция разрезов скважин в определенной части сейсмического разреза противоречит результатам 3Dисследований, которые указывают на клиноформное строение исследуемой толщи. Так, на двух схемах корреляции разрезов скважин по линиям, соответствующим направлению двух глубинных сейсмических профилей, прослежены реперные интервалы разреза, которые до конседиментационного разлома совпадают с отражающими горизонтами (ОГ) сейсмических исследований. Следует отметить, что после разлома, где происходит клиноформное падение сейсмических фаз, на схемах корреляции фиксируются иные типы разреза, что в конечном счете определяет резкое несоответствие ОГ результатам корреляции. Подобная картина клиноформного падения ОГ видна и на региональном разрезе в пределах Ярсомовского прогиба и его западной ветви. Несмотря на то, что на этом разрезе разломы не зафиксированы, их наличие не вызывает сомнения, и о том, каков тип разреза в зоне указанных прогибов в действительности, можно судить только по данным скважин.

Список литературы

1. Гутман И.С. Корреляция разрезов скважин сложнопостроенных нефтегазоносных объектов и геологическая интерпретация ее результатов. – М.: ЕСОЭН, 2022. – 326 с.

2. Седиментационные комплексы неокома широтного Приобья (Западная Сибирь) / Г.Д. Ухлова, А.И. Ларичев, Н.В. Мельников, И.М. Кос // Бюллетень Московского общества испытателей природы. Отдел геологический. – 2004. – Т. 79. – № 1. – С. 14-21.

3. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ Западно-Сибирской плиты (история становления представлений): Монография. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. – 141 с.

4. Наумов А.Л. К методике реконструкции рельефа дна Западно-Сибирского раннемелового бассейна // Труды ЗапСибНИГНИ. – 1985. – Вып. 6. – С. 24-35.

В статье представлен анализ геологического строения и особенностей геологического развития карбонатных и терригенных отложений в зоне сочленения Волго-Уральской антеклизы, Предуральского краевого прогиба и Прикаспийской впадины. Анализ проведен с использованием имеющихся данных в области седиментологии, петрофизики, структурной геологии, тектоники, геохимии, разработки месторождений и сейсморазведки. Осуществлен сбор материалов и в установленном порядке получены цифровые и аналоговые геофизические данные, хранящиеся в Республиканском центре геологической информации «Казгеоинформ» и/или Территориальных фондах геологической информации, выполнены проверка качества и достоверности исходных данных, интерпретация данных региональных сейсморазведочных работ, обобщение результатов структурно-тектонического районирования, уточнение границ Новоалексеевского прогиба с целью дальнейшей оценки перспектив нефтегазоносности разновозрастных терригенных и карбонатных отложений подсолевого комплекса осадочного чехла. Построены карты кровли и подошвы солевого комплекса, проведен «анализ истинности» структур с оценкой влияния скоростных аномалий от соляных диапиров на подстилающие отложения. Результаты данной работы могут быть использованы в предстоящих исследованиях, направленных на локализацию поисковых объектов в нефтегазоперспективных отложениях доартинского времени. В дальнейшем предстоит проанализировать распределение коллекторских и экранирующих свойств в зоне развития молассовых отложений, а также изучить линейные тектонические структуры Предуральского краевого прогиба и локализацию карбонатных построек.

Список литературы

1. Новые перспективные геолого-разведочные проекты в Западном Казахстане, реализуемые в рамках программы геологического изучения недр /

К.О. Исказиев, О.Б. Бегимбетов, С.А. Буканов, С.Ф. Хафизов // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 5. – С. 16–23. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-5-16-23. – EDN: WHLLSE

2. Нефтегазоперспективные объекты палеозойского подсолевого разреза Прикаспийской впадины / Ю.А. Волож, В.А. Быкадоров, М.П. Антипов [и др.] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2019. – Т. 14. – № 4. – https://doi.org/10.17353/2070-5379/39_2019. – EDN: BSEYXC

3. Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана: в 3 т. / С.Ж. Даукеев, Б.С. Ужкенов, А.А. Абдулин [и др.]. – Алматы: Информационно-аналитический центр геологии и минеральных ресурсов Республики Казахстан, 2002. – 272 с.

4. Кулумбетова Г.Е. Геодинамическая эволюция и прогноз нефтегазоносноcти восточного борта Прикаспийской синеклизы: дис. … доктора философии (PhD). - Алматы, 2019. – 149 с.

При поисках и разведке геотермальных ресурсов используются лучшие практики разведочной геофизики: региональные гравимагнитные исследования, инженерная и рудная геофизика, геофизические методы поиска нефтегазовых месторождений, методы мониторинга сейсмической активности. Путем комплексирования различных данных может быть получена разномасштабная глубинная (от первых метров до нескольких километров) геолого-геофизическая модель среды. В статье на примере Больше-Банного геотермального месторождения, расположенного на п-ове Камчатка, рассмотрен подход, заключающийся в интегрированной интерпретации результатов комплекса геофизических методов: электрических, сейсмических, скважинных, с целью изучения среды на разных масштабах от нескольких метров до десятков километров. В результате анализа архивных и новых геофизических данных, полученных на Больше-Банном геотермальном участке, были выделены сейсмические аномалии, аномалии сопротивления, предполагаемые зоны разуплотнения, дизъюнктивные нарушения. Выдвинуто предположение, что выделяемые аномалии имеют единую природу, что допускает их связь с геотермальными преобразованиями. Комплексное изучение разреза позволяет проводить сравнительный анализ выделяемых по геофизическим данным аномалий. В результате разномасштабные методы (в некоторых случаях с разной природой измерений) дополняют друг друга, что повышает достоверность анализа.

Список литературы

1. Гидротермальные системы и термальные поля Камчатки / ред. В.М. Сугробов. – Владивосток: Изд-во ДВНЦ АН СССР, 1976. – 284 с.

2. Мороз Ю.Ф., Логинов В.А., Улыбышев И.С. Глубинная геоэлектрическая модель Больше-Банной гидротермальной системы на Камчатке // Вулканология и сейсмология. – 2017. – № 5. – С. 51–61. – https://doi.org/10.7868/S0203030617050042. – EDN: ZMIYKZ

3. Нурмухамедов А.Г. Банные и Карымчинские гидротермальные системы - источники энергии на юге Камчатки // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2017. – № 12 (специальный выпуск 32). – С. 347–367. – https://doi.org/10.25018/0236-1493-2017-12-32-347-367. – EDN: YMRTYP

4. Павлова В.Ю., Акбашев Р.Р. Опыт работы георадара «ПИТОН-3» на территории города Петропавловск-Камчатский (Камчатка) // Вестник КРАУНЦ. Физико-математические науки. – 2024. – Т. 47. – № 2. – С. 143–156. – https://doi.org/10.26117/2079-6641-2024-47-2-143-156. – EDN: HVSZMP

5. Куликов В.А., Корбутяк С.П., Королькова А.В. Возможности наземных методов электроразведки при поиске погребенных золоторудных месторождений на основе 3D моделирования // Геофизика. – 2022. – № 2. – С. 70–77. – https://doi.org/10.34926/geo.2022.49.57.001. – EDN: BUXAMI

6. Seismic structure beneath the Avacha and Koryaksky volcanoes in Kamchatka based on the data of permanent and temporary networks / E. Kitsura, I. Koulakov, T. Girona et al. // Journal of Volcanology and Geothermal Research. – 2023. – V. 443. – Article 107937. – P. 1–17. – https://doi.org/10.1016/j.jvolgeores.2023.107937. – EDN: RSOBVU

Разработка месторождений углеводородов требует постоянного совершенствования методов прогнозирования и управления добычей. Ключевую роль в этом процессе играют создание и обновление геолого-гидродинамических моделей. Построение и численные эксперименты на гидродинамической модели – трудоемкий процесс, требующий значительных временных затрат. Сложное геологическое строение и малая изученность карбонатных коллекторов повышают неопределенность в процессе гидродинамического моделирования. Это в свою очередь отрицательно сказывается на точности прогнозирования таких коллекторов. Вариативный подход с проработкой всех факторов неопределенности в ряде случаев позволяет качественно улучшить прогнозную способность модели. В статье приведено описание построения секторной модели карбонатных отложений московского яруса на участке уникального месторождения Республики Башкортостан. Модель основана на интеграции результатов научно-исследовательских работ по уточнению геологического строения и современных геологических данных. В рамках работы предложено увеличение числа используемых петрофизических зависимостей, которые более подробно описывают фациальную изменчивость карбонатных коллекторов. Интеграция новых данных в процесс построения и адаптации геолого-гидродинамической модели позволила пересмотреть распределение запасов по площади и разрезу объекта разработки, приуроченного к карбонатным отложениям.

Список литературы

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

2. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения / К.С. Баймухаметов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов, Э.М. Тимашев. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. – 368 с.

3. Опыт ограничения водопритока после многостадийного гидравлического разрыва карбонатного пласта Арланского месторождения / В.А. Шайдуллин, Д.А. Медведев, А.М. Вагизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 10. – С. 78–82. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-10-78-82 – EDN: PVHWJR

4. Комплексная интерпретация материалов геофизических исследований скважин каширо-подольских отложений с применением нейронных сетей / О.Р. Привалова, Д.Д. Гаделева, Г.И. Минигалиева [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т. 19. – № 1. – С. 69–76. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-1-69-76 – EDN: QANOIL

5. Литолого-петрофизическая типизация карбонатных пород отложений среднего карбона (на примере месторождений северо-западной части Башкортостана) / Т.В. Бурикова, Е.Н. Савельева, А.М. Хусаинова [и др.]. // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 10. – С. 18–21. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-18-21 – EDN: ZPDXUX

6. Тимерханов Р.Ф., Вагизов А.М., Швецова Н.Н. Мониторинг результатов бурения с учетом особенностей геологического строения каширо-подольских отложений Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 2. – С. 22–27. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-2-22-27 –

EDN: XWXIOH

7. Особенности геологического строения каширо-подольских отложений уникального Арланского месторождения / А.В. Леонтьевский, А.Т. Гареев, Г.И. Минигалиева [и др.]. // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 9. – С. 50–55. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-9-50-55 – EDN: VQZPWE

8. Эволюция подходов к моделированию каширо-подольских отложений Арланского месторождения республики Башкортостан / Н.Д. Пожитков,

И.А. Ступак, В.В. Денисов, Н.Н. Швецова, А.М. Вагизов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2022. – Т. 20. – № 5. – С. 45–54. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-5-45-54 – EDN: VYQTZD

9. 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

Воздействие углекислым газом в промысловой практике называется технологией Huff and Puff, которая заключается в закачке CO2 в нефтяную скважину с последующей стадией ее пропитки. Технология эффективна для различных коллекторов и типов нефтей, при этом в низкопроницаемых коллекторах с маловязкими нефтями промысловый опыт применения подобной технологии в России крайне ограничен. В статье приведены результаты оценки технологического эффекта от закачки CO2 в добывающие скважины и их сравнение с имеющимися данными, а также рассмотрен прогноз обратного выноса CO2 и скорости коррозии оборудования скважин и кустов. Анализ показал, что на эффективность применения технологии влияют следующие факторы: снижение вязкости нефти при растворении CO2 (относительная доля в эффекте от 30 до 63 %); изменение остаточной нефтенасыщенности и относительной фазовой проницаемости (от 27 до 59 %) и изменение продуктивности скважин вследствие очистки и гидрофобизации призабойной зоны пласта (от 5 до 17 %). Снижение обводненности продукции после закачки CO2 в среднем составило 13,8 %. Отмечено, что для наиболее успешного применения технологии Huff and Puff необходимо обеспечить объем закачки CO2 не менее 10 т/м эффективной толщины пласта. Установлено, что воздействие более эффективно там, где выше проницаемость и меньше расчлененность пласта. Показано, что последующий вынос CO2 с продукцией скважины не приводит к существенной коррозии оборудования.

Список литературы

1. Особенности построения гидродинамических моделей залежей легкой нефти для оценки обработок скважин углекислым газом по технологии «Huff and Puff» / Д.Г. Афонин, И.В. Выдыш, Р.М. Галикеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 6. – С. 50–55. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-6-50-55. – EDN: BBBHDZ

2. Monger T.G., Coma J.M. A laboratory and field evaluation of the CO2 Huff ‘n’ puff process for light-oil recovery // SPE-15501-PA. – 1988. – https://doi.org/10.2118/15501-PA

3. Thomas G.A., Monger-McClure T.G. Feasibility of Cyclic CO2 Injection for Light-Oil Recovery // SPE-15501-PA. – 1991. – https://doi.org/10.2118/20208-PA

4. Лабораторное сопровождение проектов по закачке СО2 в низкопроницаемый коллектор / О.А. Морозюк, С.А. Заночуев, А.В. Полфяков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 10. – С. 103–109. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-10-103-109. – EDN: EPDOLX

5. Nesić Srdjan, Postlethwaite John, Vrhovac Miran. CO2 corrosion of carbon steel – from mechanistic to empirical modelling // Corrosion Reviews. – № 15. – 1997. – https://doi.org/10.1515/CORRREV.1997.15.1-2.211.

6. Ткачева В.Э., Маркин А.Н. Локальная СО2-коррозия нефтепромыслового оборудования. – Уфа: РН-БашНИПИнефть, 2022. – 296 с.

7. Dynamic Mitigation Strategy to Flow Assurance Challenges Associated with CO2 EOR in an Onshore Abu Dhabi Field / D. Abdallah, M. Grutters, A. Igogo,

K.S. Manjit // SPE-211228-MS. – 2022. – https://doi.org/10.2118/211228-MS

8. Chang Yih-B., Coats B.K., Nolen J.S. A Compositional Model for CO2 Floods Including CO2 Solubility in Water // SPE-35164-PA. – 1998. – https://doi.org/10.2118/35164-PA

9. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / В.Н. Васильевский, Ш.К. Гиматудинов, А.Т. Горбунов [и др.] / Под. ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983. – 455 с.

10. Черемисин Н.А. Исследование механизма образования парафиногидратных пробок в нефтяных скважинах с целью совершенствования методов борьбы с ним: автореф. дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. – Тюмень, 1992.

В статье рассматривается использование программного обеспечения с открытым исходным кодом MATLAB Reservoir Simulation Toolbox (MRST) для моделирования процессов эволюции трещин и фильтрации флюидов в нефтенасыщенном пласте. Представлены структуры данных и вычислительные методы для создания инструментов моделирования и имитации фильтрационных и геомеханических процессов. Предложена феноменологическая вычислительная модель возникновения и развития техногенных трещин с учетом изменения полей давления и региональных стрессов. На модели двухфазной фильтрации в реальной пластовой системе выполнено гидродинамическое моделирование вытеснения нефти водой из трещиновато-пористого коллектора с изменяющейся трещиноватостью. Расчеты проводились при различных режимах комплекса добывающая - нагнетательная скважина для разных геологических и технологических параметров, что позволяет определять оптимальный режим добычи. Получена детальная картина динамики заводнения пласта и вытеснения нефти при заданных параметрах нагнетательной и добывающей скважин. Особое внимание уделено моделированию распространения трещины в пласте и вытеснения нефти при условии распространения трещин с учетом региональных напряжений и гидравлических сопротивлений. Результаты подтверждают возможность использования программного пакета MRST для решения задач исследования многофазной фильтрации пластовых флюидов, моделирования разработки месторождений, в том числе низкопроницаемых коллекторов.

Список литературы

1. Прищепа О.М. Состояние сырьевой базы и добычи трудноизвлекаемых запасов нефти в России // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2019. – № 5(168). – С. 14–20. – EDN: LHCKMU

2. Lie K.A. An Introduction to Reservoir Simulation Using MATLAB/GNU Octave: User Guide for the MATLAB Reservoir Simulation Toolbox (MRST). – Cambridge: Cambridge University Press, 2019. – https://doi.org/10.1017/9781108591416

3. Lie K.A., Møyner O. Advanced modeling with the MATLAB Reservoir Simulation Toolbox. – Cambridge: Cambridge University Press, September 2021.

4. Open-source MATLAB implementation of consistent discretisations on complex grids / K.A. Lie, S. Krogstad, I.S. Ligaarden [et al.] // Computational Geosciences. – 2012. – V. 16. – No. 2. – P. 297–322. – https://doi.org/10.1007/s10596-011-9244-4. – EDN: KUVKIE

5. MRST-AD – an open-source framework for rapid prototyping and evaluation of reservoir simulation problems / S. Krogstad, K.A. Lie, O. Møyner [et al.] //

SPE-173317-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/173317-MS

6. Salmani N., Fatehi R., Azin R. A Double-Scale method for near-well flow in reservoir simulation // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – Vol. 208. – P. 109487. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109487. – EDN: TUOSVX

7. Шляпкин А.С., Татосов А.В. О решении задачи гидроразрыва пласта в одномерной математической постановке // Нефтяное хозяйство. – 2020.– № 12. – С. 118–121. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-12-118-121. – EDN: MPFDGT

8. Методы моделирования зарождения и распространения трещин / С.Г. Черный [и др.] // – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2016. –312 с. – EDN: ZFXVUP

9. Pseudo-coupled hydraulic fracturing analysis with displacement discontinuity and finite element methods / L.F. Paullo Munoz, C. Mejia, J. Rueda, D. Roehl // Engineering Fracture Mechanics. – 2022. – Vol. 274. – P. 108774. – https://doi.org/10.1016/j.engfracmech.2022.108774. – EDN: LQQJOF

10. Numerical investigation of the interaction between hydraulic fractures and natural fractures in porous media based on an enriched FEM / Y. Zhou, D. Yang, X. Zhang [et al.] // Engineering Fracture Mechanics. – 2020. – Vol. 235. – P. 107175. – https://doi.org/10.1016/j.engfracmech.2020.107175. – EDN: VVZHSO

11. Detournay E., Cheng A.H.-D., McLennan J.D. A poroelastic PKN hydraulic fracture model based on an explicit moving mesh algorithm // Journal of Energy Resource Technology. – 1990. – V. 112(4). – P. 224–230. – https://doi.org/10.1115/1.2905762

12. Estimation of the geometric parameters of a reservoir hydraulic fracture / V.A. Baikov, G.T. Bulgakova, A.M. Il’yasov, D.V. Kashapov // Fluid Dynamics. – 2018. –

V. 53(5). – P. 642–653. – https://doi.org/10.1134/S0015462818050038. – EDN: ZZPINS

13. Новый подход к моделированию развития трещин автоГРП / К.М. Федоров, А.П. Шевелев, А.Я. Гильманов [и др.] // Вестник Томского государственного университета. Математика и механика. – 2024. – № 91. – С. 125–140. – https://doi.org/10.17223/19988621/91/11. – EDN: DNJEQD

14. Гасанов И.Р., Джамалбеков М.А. Определение коэффициента гидравлического сопротивления при фильтрации нефти и газа в трещиновато-пористых пластах // Наука, техника и образование. – 2020. –№2(66). – С.67–69. – EDN: CDFIBC

Данная статья является продолжением ряда работ, посвященных адаптации формулы А.П. Крылова к оценке эффективности системы заводнения в различных геологических и технологических условиях. Стандартный подход, основанный на обратном способе расчета коэффициента охвата на основе заданного постоянного коэффициента вытеснения, с одной стороны не отражает техногенных изменений пластовой системы, кроме вытеснения, с другой стороны, в силу получения единого интегрального значения коэффициента охвата, существенно сужает возможности использования трехмерных гидродинамических моделей, а именно не позволяет адресно судить об эффективности воздействия на пласт при заводнении. В процессе разработки изменяется коэффициент охвата по мере вытеснения нефти и коэффициент вытеснения вследствие техногенных изменений пластовой системы, в том числе в результате оттеснения нефти в законтурную область или ее попадания в газовую шапку. Представлено применение предлагаемого алгоритма оценки текущих значений коэффициентов вытеснения и охвата на основе трехмерного гидродинамического моделирования при поддержании пластового давления, равным начальному. На примере гидродинамической модели нефтяного месторождения показаны различия в значениях коэффициентов вытеснения и охвата, определяемых разными способами, построены карты распределения коэффициентов.

Список литературы

1. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. В Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений. – М.: Гостоптехиздат, 1957. – С. 116–139.

2. РД 153-39.0-110-01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

Введ. 05.02.2002 г. – 59 с. Группа – Т.

3. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник / И.Д. Амелин, В.А. Бадьянов, Б.Ю. Вендельштейн [и др.] / Под ред. В.В. Стасенкова, И.С. Гутмана. – М.: Недра, 1989. – 270 с.

4. Пятибратов П.В. О физическом смысле и определении коэффициента охвата в двучленной формуле расчета коэффициента извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 4. – С. 80–83. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-4-80-83. – EDN: ELGADG

5. Пятибратов П.В. Физический смысл текущих коэффициентов вытеснения и охвата и их прямой расчет на основе трехмерных гидродинамических моделей // Тр. РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2025. – № 2 (319). – С. 84–93.

6. Пятибратов П.В. Анализ структуры расчетного коэффициента извлечения нефти при заводнении // Нефтепромысловое дело. – 2025. – № 3 (675). –

С. 26–33. – EDN: YGSTSV

7. Закиров И.С., Корпусов В.И. Коррекция структуры формулы для коэффициента извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 1. – С. 66–67. – EDN: MPVRJZ

8. Шахвердиев А.Х. Некоторые концептуальные аспекты системной оптимизации разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2. – С. 58–63. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-2-58-63. – EDN: YGGMUL

9. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М. Проблемы разработки водонефтяных зон и частично заводненных зон нефтяных месторождений. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. – 360 с.

Одной из проблем получения достоверных прогнозов отказов погружного насосного оборудования является отсутствие необходимых данных о причинах отказа датчика погружной телеметрической системы (ТМС). Целью исследования было построение достоверной модели прогнозирования отказов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) из-за снижения сопротивления изоляции при отказе датчика погружной ТМС. Исходной информацией служили данные, полученные на месторождении по 76 скважинам в 2018–2024 гг. Статистический анализ показал, что вероятность отказа УЭЦН после отказа датчика ТМС в первые 30 сут самая высокая, затем она снижается и спустя полгода снова начинает увеличиваться. В качестве факторов влияния на отказ в модели использовались как хронологические отклонения за 30 сут рабочего тока двигателя и мгновенной активной мощности, так и их разности с соответствующими текущими среднесуточными значениями. В качестве модели прогнозирования использовали регрессию пропорциональных рисков Кокса с учетом фактора времени, прошедшего после отказа датчика ТМС. В результате тестирования модель предсказала четыре из шести отказов УЭЦН, работающих со сниженным сопротивлением изоляции. Опытно-промышленная эксплуатация программного модуля системы «АРМ технолога», разработанного на основе полученной модели, показала приемлемую точность в предсказании (три отказа из пяти) за 5 мес на месторождении ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга».

Список литературы

1. Прогнозирование наработки на отказ, выбор исполнения и оптимизация закупок установок электроцентробежных насосов для осложненного фонда скважин / А.А. Сабиров, А.В. Деговцов, И.В. Кузнецов [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2019. – № 7–8. – С. 44–48. – EDN: IMAHPU

2. Данилко А.И., Стукач О.В. Программный модуль для оценки вероятности отказов скважинных электроцентробежных насосов // Сборник научных трудов Новосибирского государственного технического университета. – 2020. – № 1–2 (97). – С. 55–66. – https://doi.org/10.17212/2307-6879-2020-1-2-55-66. – EDN: OKUUKX

3. Шпортко А.А., Кулаев Э.Г. Комплексный анализ эксплуатации и отказов УЭЦН // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2013. – № 6. – С. 25–29. – EDN: RQALCD

4. Дышин О.А., Абасова С.М. Оценка эксплуатационной надежности погружных электронасосов с использованием цензурированных выборок // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. – 2013. – № 4. – С. 61–68. – https://doi.org/10.5510/OGP20130400179. – EDN: RSZZMH

5. Соловьев И.Г., Говорков Д.А., Константинов И.В. Факторная модель динамики освоения эксплуатационного ресурса ЭЦН и правила ее сопровождения // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 9. – С. 158–167. – https://doi.org/10.18799/24131830/2022/9/3541. – EDN: AAPBNL

6. Шабонас А.Р. Оптимизация работы электроцентробежного насоса для повышения наработки на отказ // Нефтепромысловое дело. – 2021. – № 8 (632). – С. 30–36. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2021-8(632)-30-36. – EDN: QXQQPC

7. Повышение эффективности эксплуатации осложненных нефтяных скважин с помощью интеллектуальных алгоритмов / Р.М. Еникеев, А.В. Пензин, Б.М. Латыпов [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2023. – № 8(368). – С. 50–58. – https://doi.org/10.33285/0130-3872-2023-8(368)-50-58. – EDN: RQTTHA

8. Diagnosis of Operating Conditions of the Electrical Submersible Pump via Machine Learning / J. Brasil, С. Maitelli, J. Nascimento [et al.] // Sensors. – 2023. – V. 23. – P. 279. – https://doi.org/10.3390/s23010279. – EDN: FOSZEO

9. Experimental data-driven model development for ESP failure diagnosis based on the principal component analysis / Y. Song, S. Jun, T.C. Nguyen [et al.] // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2024. – V. 14. – P. 1521–1537. – https://doi.org/10.1007/s13202-024-01777-9. – EDN: NINUCP

10. Анализ возможности применения методов машинного обучения в предиктивной аналитике для определения вероятности остановок и отказов УЭЦН / И.А. Лакман, А.А. Агапитов, Л.Ф. Садикова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 8. – С. 132–136. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-9-

132-136. – EDN: NESHYM

Периодический режим работы является одним из наиболее эффективных и экономически целесообразных при эксплуатации малодебитных скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, особенно на поздних стадиях разработки месторождений. Однако практическая реализация данного способа сопряжена с необходимостью решения сложных задач оптимизации производственных режимов с целью максимизации экономических показателей. В условиях периодической эксплуатации скважин необходимо учитывать не только индивидуальные параметры отдельных скважин, но и их групповое влияние на работу общей системы нефтесбора. В связи с этим возникает потребность в разработке алгоритмов, обеспечивающих групповую оптимизацию мощности и комплексное моделирование механизированных скважин, работающих в периодическом режиме. Предлагаемые алгоритмы должны обладать способностью синхронизировать циклы включения и остановки насосов таким образом, чтобы колебания давления оказывали минимальное негативное влияние на гидродинамическую стабильность нефтесборной сети. В статье представлены методы решения данной задачи на основе нестационарных моделей течения газожидкостной смеси, позволяющие существенно сократить вычислительные затраты при сохранении высокой точности расчетов, а также результаты практического применения разработанных алгоритмов на пилотных объектах, подтверждающие их эффективность и промышленную применимость на примере месторождений Западной Сибири.

Список литературы

1. Новые подходы к управлению потенциалом добычи скважин механизированного фонда / Е.В. Юдин, Р.А. Хабибуллин, Н.А. Смирнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 6. – С. 67-73. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-67-73. – EDN: JCOFAR

2. Интегрированное гидродинамическое моделирование системы скважина–пласт / И.М. Бураков [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть. – 2009. – № 6. – С. 15–17. – EDN: LNJRLS

3. Топольников А.С. Обоснование применения квазистационарной модели при описании периодического режима работы скважины // Труды Института механики им. Р.Р. Мавлетова Уфимского научного центра РАН. – 2017. – Т. 12. – № 1. – С. 15–26. – https://doi.org/10.21662/uim2017.1.003. – EDN: ZXMJSR

4. 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

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

6. 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

7. 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

8. Advanced System for Managing Gas-Lift Well Operations in the Eastern Sector of the Orenburg Oil and Gas Condensate Field / E.V. Yudin, G.A. Piotrovskiy, N.A. Smirnov [et al.]. – Paper presented at the SPE Europe Energy Conference and Exhibition, Vienna, Austria, June 2025. – https://doi.org/10.2118/225638-MS

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

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

10. A Comprehensive Mechanistic Model for Upward Two-Phase Flow in Wellbores / A.M. Ansari, N.D. Sylvester, C. Sarica [et al.] // SPE-20630-PA. – 1994. – https://doi.org/10.2118/20630-PA

11. Gray H.E. Vertical Flow Correlation in Gas Wells. User’s Manual for API 14B Surface Controlled Subsurface Safety Valve Sizing Computer Program. 2nd ed.

Appendix B. – Dallas, TX: American Petroleum Institute, 1978.

12. Hagedorn A.R., Brown K.E. Experimental Study of Pressure Gradients Occurring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits // Journal of Petroleum Technology. – 1965. – V. 17. – P. 475–484. – https://doi.org/10.2118/940-PA

13. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase Flow in Wells. Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers, 1999. – 342 p.

14. Bratland O. Single-Phase Flow Assurance. – Chapter 2. – Norway: 2009. P. 21–92.

Спутниковое радиолокационное зондирование является перспективным инструментом мониторинга изменений земной поверхности. Актуальность данного направления обусловлена развитием российской космической группировки радиолокационного наблюдения. Методы радарной интерферометрии позволяют создавать цифровые модели поверхности (ЦМП) и рассчитывать скорости смещений земной поверхности с миллиметровой точностью. Цель работы состоит в оценке возможности использования данных дистанционного зондирования Земли, получаемых с космических аппаратов радиолокационного наблюдения, при выполнении производственных задач на объектах нефтегазовой отрасли (на примере мониторинга изменений земной поверхности на территории нефтяного месторождения). В работе использованы открытые данные космического аппарата Sentinel-1, а также программное обеспечение SNAP и библиотека PyGMTSAR. При расчете применены методы дифференциальной интерферометрии, такие как метод устойчивых отражателей (Persistent Scatterers Interferometry) и метод малых базовых линий (Small Baseline Subset) для обнаружения деформации земной поверхности с различной отражательной способностью. В результате рассчитаны ЦМП и карты скоростей вертикальных смещений земной поверхности на территорию нефтяного месторождения. Выделены перспективные направления применения данных спутникового радиолокационного зондирования и существующие ограничения технологии обработки данных. Сделаны выводы, что рассматриваемые методы могут быть использованы для функционирующих объектов инфраструктуры с наличием постоянных отражателей. Для мониторинга строящихся объектов (отсыпка кустовой площадки) данная технология применима только при установке искусственных уголковых отражателей. Верификация получаемых данных должна обеспечиваться геодезическими методами измерений.

Список литературы

1. Руководство пользователя данными дистанционного зондирования Земли, получаемыми космической системой «Кондор-ФКА» – 2023.

2. Pechnikov A. Mobigroup/gmtsar: Pygmtsar-v2023.3.11. v2023.3.11 // Zenodo. – 2023. – https://doi.org/10.5281/zenodo.7725132

3. Ferretti A., Prati C., Rocca F. Permanent scatterers in SAR interferometry // IEEE Transactions on Geoscience and Remote Sensing. – 2001. – V. 39. – No. 1. –

P. 8–20. – http://doi.org/10.1109/36.898661

4. A new algorithm for surface deformation monitoring based on small baseline differential interferograms / P. Berardino, G. Fornaro, R. Lanari, E.E. Sansosti //

IEEE Transactions on Geoscience and Remote Sensing. – 2002. – V. 40. – No. 11. – Р. 2375–2383. – http://doi.org/10.1109/TGRS.2002.803792

5. Назаров Р.Р., Гилаев Д.М., Булатова Л.И. Определение смещений земной поверхности на территории ПАО «Татнефть» методом радарной интерферометрии SBAS // Недропользование XXI век. – 2022. – № 4 (96). – С. 114–119. – EDN: EJKLFW

6. Измерение смещений земной поверхности методом радиолокационной интерферометрии с применением уголковых отражателей радиосигнала /

И.И. Добрынин, Ф.В. Песяк, А.И. Савин, Н.Н. Севастьянов // Современные проблемы дистанционного зондирования Земли из космоса. – 2017. – № 5 (14). –

С. 113–121. – https://doi.org/10.21046/2070-7401-2017-14-5-113-121. – EDN: ZTMXLT

7. Архипкин О.П., Сагатдинова Г.Н. Использование поляриметрических радарных данных при космическом мониторинге паводков и наводнений // Современные проблемы дистанционного зондирования Земли из космоса. – 2017. – № 2 (14). – С. 175–184. – https://doi.org/10.21046/2070-7401-2017-14-2-175-184. – EDN: YRFDKZ

8. Захаров А.И., Захарова Л.Н. Возможности фазовых измерений в радиолокационной интерферометрии при наблюдении чрезвычайных ситуаций на примере Бурейского оползня // Радиоэлектроника. Наносистемы. Информационные технологии. – 2019. – № 1 (11). – С. 31–38. – https://doi.org/10.17725/rensit.2019.11.031. – EDN: IUNUEX

9. Оценка сезонных деформаций болотистых почв методами радиолокационной интерферометрии и геодезического нивелирования / Т.Н. Чимитдоржиев, П.Н. Дагуров, А.И. Захаров [и др.] // Криосфера Земли. – 2013. – № 1. – С. 80–87. – EDN: PWVBCD

В работе представлены оригинальная технологическая схема и математическая модель регенерации метанола из водного раствора. Предложенная технологическая схема основана на принципе адсорбции на адсорбенте, т.е. использует молекулярно-ситовые свойства адсорбента NaA (без связующего) для регенерации метанола. Математическая модель, описывающая процесс адсорбции бинарного раствора на адсорбенте, является сложной математической задачей, в основе которой лежит решение уравнения диффузий в сферических координатах. Концентрация С метанола в водном растворе принимается постоянной, адсорбент подобран сферической формы и с одинаковым радиусом R гранул для упрощения математической модели. При моделировании течения водного раствора метанола в адсорбере, геометрические параметры которого заранее неизвестны, применяется лагранжева система координат, т.е. концентрация водного раствора метанола зависит от номера слоя s и времени t. Для нахождения диффузий водного компонента внутри гранулы используется подход Эйлера, т.е. концентрация внутри гранулы адсорбента зависит от расстояния r до центра и от времени t. Предполагается, что в математической модели регенерации метанола из водного раствора коэффициент диффузии для воды является константой.

Список литературы

1. Повышение эффективности мероприятий по предупреждению гидратообразования на Ярактинском нефтегазоконденсатном месторождении / Р.М. Салихов, Е.О. Чертовских, Б.Р. Гильмутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 9. – С. 50–54. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-9-50-54. – EDN: NTTXOA

2. Попутный нефтяной газ и проблема его утилизации // Новости энергетики от 21.01.14. – http://novostienergetiki.ru/poputnyj-neftyanoj-gaz-i-problema-ego-utilizacii/

3. Паранук А.А., Кунина П.С. Определение гидратоопасного интервала скважины и способы предотвращения условий гидратообразования // Наука и техника в газовой промышленности. – 2012. – № 1 (49). – С. 33–42. – EDN: QABTHV

4. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин. - М.: Недра, 1981. – 303 с. – EDN: XQQIMT

5. Бренчугина М.В., Буйновский А.С., Исмагилов З.Р. Разработка технологии очистки производственных вод газоконденсатных месторождений от метанола // Известия Томского политехнического университета. – 2007. – Т. 311. – № 3. – С. 64–68. – EDN: JWWXGH

6. Ахмедов М.И. Технология очистки метанолсодержащих сточных вод нефтегазоконденсатных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 106–108. – EDN: VXEGBT

7. Ефимович Д.О. Махмутов Р.А. Повышение эффективности процесса регенерации метанола на месторождениях крайнего севера // Актуальные научные исследования в современном мире. – 2016. – № 7–1 (15). – С. 83–88. – EDN: WMEZWT

8. Ишмурзин А.А., Мияссаров Р.Ф., Махмутов Р.А. Повышение эффективности системы регенерации метанола //Наука и образование сегодня. – 2017. – № 11 (22). –

С. 26–27. – EDN: ZSMOZP

9. Жданов С.П., Хвощев С.С., Самулевич Н.Н. Синтетические цеолиты: Кристаллизация, структурно-химическое модифицирование и адсорбционные свойства. –

М.: Химия, 1981. – 264 с.

10. Разработка математической модели расчета установки регенерации метанола на адсорбентах (цеолитах) / А.А. Паранук, А.В. Бунякин, Д.А. Тлий, В.А. Хрисониди // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2021. – № 8. – С. 33–36. – EDN: OKORIZ

11. Paranuk A.A. Khrisonidi V.A. A Promising Method for Separating Binary Methanol–Water Solutions // Chemical and Petroleum Engineering. – 2018. – V. 53. – No. 11–12. – P. 773–777. – https://doi.org/10.1007/s10556-018-0420-4. – EDN: YVDQVK

12. Paranuk A.A. A mathematical model for calculating the adsorbers for drying and concentration of methanol on zeolites // Chemical and Petroleum Engineering. – 2017. – V. 53. – No. 1–2. – P. 41–43. – https://doi.org/10.1007/s10556-017-0291-0. – EDN: MSDIUH

13. Paranuk A.A., Khrisonidi V.A., Ponomareva G.V. KACO zeolite adsorption of ethyl alcohol // Journal of Engineering and Applied Sciences. – 2016. – V. 11. – No. 13. – P. 2876–2877. – https://doi.org/10.3923/jeasci.2016.2876.2877. – EDN: YHLHJL

14. Technological scheme development of the azeotropic mix separation / А.А. Paranuk, V.A. Khrisonidi, Z.Ch. Skhalyakho, A.I. Shugalei // Journal of Engineering and Applied

Sciences. – 2016. – V. 11. – No. 13. – P. 2878–2880. – https://doi.org/10.3923/jeasci.2016.2878.2880. – EDN: YVIGEL

Важным аспектом при строительстве и эксплуатации скважин в криолитозоне является сохранение околоскважинных пород в мерзлом состоянии в течение всего периода эксплуатации. Поэтому значимая роль отводится контролю динамики растепления пород приустьевой зоны добывающих скважин на всех кустовых площадках, расположенных на территориях распространения многолетнемерзлых пород (ММП). Основным способом контроля является термометрия. Однако ее глубинность и информативность очень малы, вследствие чего определение фактических размеров растепленных толщ в пространстве на всей глубине залегания ММП на объектах Крайнего Севера невозможно. В свою очередь, разработка качественных и эффективных решений по геотехническому мониторингу, минимизация воздействия на окружающую среду и поддержание безопасных условий работы невозможны без достаточных сведений о грунтах и породах. Более полную и достоверную информацию о структуре и состоянии ММП можно получить с помощью геофизических методов, опирающихся на цифровые технологии. В статье рассмотрены сейсмический и электрический методы разведки. Возможность выявления ореолов растепления и контроля динамики их увеличения по данным сейсморазведки подтверждена практически, по данным электроразведки – требует подтверждения на реально существующих объектах. При получении положительных результатов можно говорить о разработке методики проведения работ и обработки материалов применительно к данной задаче и внедрении представленных в статье методов в комплекс работ по геотехническому мониторингу.

Список литературы

1. Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 г. № 534 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

2. ГОСТ 25358-2020. Грунты. Метод полевого определения температуры.

3. Молдаков В.В., Романов В.В. Применение метода многоканального анализа поверхностных волн (MASW) // Материалы научно-практической конференции и выставки «Инженерная геофизика». – Геленджик: EAGE, 2014. – Вып. 10. – С. 1-10.

4. СП 11-105-97. Инженерно-геологические изыскания для строительства. Ч. VI «Правила производства геофизических исследований».

В статье рассматривается проблема повышения эффективности систем управления промышленной безопасностью морских нефтяных терминалов, являющихся важной составляющей при реализации «Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2050 года». Отмечена актуальность данной проблемы в связи со средним возрастом морских нефтяных терминалов в России, который составляет около 20 лет. Проанализирован существующий механизм контроля и оценки технического состояния как элемента функционирования систем управления промышленной безопасностью морских нефтяных терминалов. Показано, что действующий механизм контроля и оценки технического состояния морских нефтяных терминалов, несмотря свою высокую эффективность, не гарантирует предотвращения аварийных ситуаций. Для устранения этого недостатка авторами предложено реализовать и внедрить в практику концепцию защищенности от техногенных катастроф. Предложена современная система, основанная на внедрении предиктивного мониторинга и оценке накопленной поврежденности объектов, которая позволит предотвратить аварийные ситуации на морских нефтяных терминалах в течение всего периода их эксплуатации. Особое внимание в работе уделяется рассмотрению предложенной системы предиктивного мониторинга морских нефтяных терминалов, ее основных элементов и принципа работы.

Список литература

1. https://minenergo.gov.ru/ministry/energy-strategy

2. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 № 116-ФЗ. – https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_15234/.

3. Махутов Н.А. Актуальные проблемы безопасности критически и стратегически важных объектов // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. – 2018. – Т. 84. – №1 (I). – С. 5–9. – https://doi.org/10.26896/1028-6861-2018-84-1-I-05-09. – EDN: YMPXHT

4. Исследование моделей функционирования резервуарных парков морских терминалов в Российской Федерации / Н.Н. Горбань, Г.Г. Васильев, И.А. Леонович, А.П. Сальников // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 77–80. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-1-77-80. – EDN: RGMQFB

5. Горбань Н.Н. Разработка методики мониторинга малоцикловой усталости в локальных геометрических дефектах стенки резервуаров морских терминалов нефти: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.19. – М., 2021. – 148 с.

6. СП 350.1326000.2018. Нормы технологического проектирования морских портов. – https://docs.cntd.ru/document/550965467.

7. Технологические процессы морских нефтеналивных терминалов / А.В. Кириченко, О.А. Изотов, В.А. Гай [и др.] / Под общ. ред. А.В. Кириченко. – СПб.: Изд-во МАНЭБ, 2015. – 192 с.

8. Махутов Н.А. Научная база комплексного обоснования безопасности морских подводных трубопроводов и объектов // Морская наука и техника. – 2025. – №19. – С. 20–29.

9. Махутов Н.А., Гаденин М.М. Комплексный анализ ресурса и безопасности ВВЭР в штатных и аварийных ситуациях. https://textarchive.ru/c-1530834.html

В статье приведен обзор текущего состояния способов очистки акваторий поверхностных водных объектов от разлива нефтепродуктов. Сформулирована проблема и рассмотрены существующие способы ее решения. По результатам выполненных экспериментальных исследований работы струйных аппаратов, основываясь на научном и практическом опыте авторов, предлагается способ механической очистки поверхности акваторий и придонных отложений с использованием эффекта эжекции. Разработаны две конструкции поплавкового струйного аппарата: в одном эжекция создается непосредственно потоком жидкости, истекающей из рабочей насадки насоса, в другом - разрежение достигается за счет вакуума, создаваемого струйным водовоздушным аппаратом, размещенным на удалении. В обоих случаях предусмотрен поплавок для регулирования глубины погружения аппарата.  Разработано устройство для придонного эжектирования осевшего на дно мазута.  Данный струйный аппарат отличается от известных систем откачки придонного грунта конструкцией всасывающей полости, представляющей собой гребенку, на входе которой образуются вихри, взмучивающие донный осадок. Кроме того, здесь применен конфузорный вариант струйного насоса, который менее чувствителен к колебаниям концентрации водогрунтовой смеси на входе в аппарат. Расчетным путем выполнена проектная оценка производительности устройств при эжектировании углеводородной жидкости с поверхности моря и придонного удаления тяжелых осевших углеводородов.

Список литературы

1. Пахлян И.А., Родионов В.П. Струйные системы в нефтегазовой отрасли. – Армавир: Кубанский гос. технологический университет, Армавирский механико-технологический институт, 2005. – 67 с.

2. Nagheeby M. Kolahdoozan М. Numerical modeling of two-phase fluid flow and oil slick transport in estuarine water // Int. J. Environ. Sci. Tech. – 2010. – V. 7 (4). –

P. 771–784. – https://doi.org/10.1007/BF03326186. – EDN: OLXYHZ

3. Oil spill modeling: A critical review on current trends, perspectives, and challenges / P. Keramea [et al.] //Journal of marine science and engineering. – 2021. – V. 9. – No. 2. – С. 181. – https://doi.org/10.3390/jmse9020181. – EDN: IBKKSH

4. Пахлян И.А. Проблемы и перспективы применения гидроэжекторных смесителей для приготовления буровых растворов и технологических жидкостей // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 112–114. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-112-114. – EDN: VTWJVU

5. Пахлян И.А. Экспериментальная оценка адекватности уравнения характеристики гидроэжекторного смесителя для приготовления буровых и тампонажных растворов // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 94–97. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-94-97. – EDN: CXBSAB

6. Добик Ю.А. К вопросу технологического обеспечения очистки ствола горизонтальной скважины от шлама в процессе бурения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2016. – № 5. – С. 12–16. – EDN: VVYBVB