Необходимость формирования или совершенствования систем нормирования труда на основании единых методологических подходов к определению и обоснованию нормативной численности административно-управленческого персонала, основанных на адекватных методах нормирования труда, является одним из основных проблемных вопросов, изученных в данной работе. В статье рассмотрен опыт разработки нормативов численности на основе корреляционно-регрессионного метода для административно-управленческого персонала организации, выделяются наиболее значимые условия и критерии оценки моделей расчетов нормативов численности. Выполнен краткий обзор научно-методического обеспечения практического применения методов математической статистики, применяемых при анализе широкого спектра социально-экономических явлений, а также разработки нормативных материалов по труду. Приводится последовательность действий при построении моделей расчета нормативов численности корреляционно-регрессионным методом, показаны основные показатели, определяемые на этапах корреляционного анализа, а также показатели, которые сопровождают регрессионный анализ при оценке полученных уравнений регрессии. Отмечены как положительные, так и отрицательные характеристики метода, выделены условия, соблюдение которых обеспечивает успешное использование метода в нормировании численности административно-управленческого персонала. Рассмотрены организационные вопросы, связанные с практическим применением корреляционно-регрессионного метода в части необходимости разработки порядка получения исходных данных, дана его типовая структура. Приведен перечень прикладных программ, которые лежат в основе автоматизации применения методов математической статистики для выполнения прикладных расчетов. Несмотря на наличие ряда недостатков, при грамотном применении математико-статистические методы являются эффективным инструментом решения задач в области разработки нормативов численности административно-управленческого персонала.

Список литературы

1. Направления совершенствования базы нормативных материалов по труду / А.Р. Бахтизина, С.А. Воронцов, С.А. Кесаев, С.В. Малинин // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2020. – № 4. – C. 71–79. – https://doi.org/10.24411/0131-4270-2020-10414. – EDN: DBQAON

2. Венецкий И.Г., Венецкая В.И. Основные математико-статистические понятия и формулы в экономическом анализе. Справочник. – 2 изд. перераб. и доп. – М.: Статистика, 1979. – 447 с.

3. Кобзарь А.Н. Прикладная математическая статистика. Для инженеров и научных работников. – М.: ФИЗМАТЛИТ, 2006. – 816 с.

4. Фестер Э., Ренц Б. Методы корреляционного и регрессионного анализа: руководство для экономистов / Пер. с нем. и предисл. В.М. Ивановой. – М.: Финансы и статистика, 1983. – 302 с.

5. Хан Г., Шапиро С. Статистические модели в инженерных задачах / Пер. с англ. под ред. В.В. Налимова. – М.: Мир, 1969, – 398 с.

6. Четыркин Е.М., Калихман И.Л. Вероятность и статистика. – М.: Финансы и статистика, 1982. – 319 с.

7. Дикий Б.А., Мартьянов А.В., Стачев А.А. Применение метода корреляционно-регрессионного анализа при расчете нормативов численности персонала нефтеперекачивающих ОСТ // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 4(16). – C. 108–113. – EDN: TFBWNT

8. Павленко А.П. Определение численности персонала и затрат времени: варианты компьютерных программ // Человек и труд. – 2007. – № 10. – С. 53–56. – EDN: IBOUQP

9. Павленко А.П. Совершенствование нормирования труда служащих: автореф. дис. ... докт. экон. наук. – М.: НИИ труда Гос. ком. СССР по труду и социальным вопросам, 1978. – 43 с.

10. Межотраслевые методические рекомендации по разработке нормативных материалов для нормирования труда в непроизводственных отраслях народного хозяйства. – М.: Экономика, 1988.

11. Методические указания по разработке укрупненных нормативов численности и типовых структур аппарата управления промышленных предприятий. – М.: НИИ Труда, 1965. – 104 с.

12. Мосин В.Н., Ларин В.М., Белов Б.Х. Методика создания нормативной базы трудовых затрат на техническую подготовку производства. – Саратов: Изд-во Саратовского университета, 1988. – 144 с.

13. Нормирование труда ИТР и служащих. Методические указания. НИИ труда. – М.: Государственный комитет СССР по труду и социальным вопросам, 1987. – 168 c.

14. Определение численности служащих производственных объединений (комбинатов) и предприятий. Общеотраслевые методические рекомендации. – М.: НИИ труда, 1980.

15. Организация и нормирование труда руководителей, специалистов и служащих в новых условиях хозяйствования: Методические и нормативные материалы. – М.: ВНЦентр по организации труда, 1989.

16. Бычин В.Б., Малинин С.В., Шубенкова Е.В. Организация и нормирование труда / Под ред. Ю.Г. Одегова. – М.: Руслайн, 2017. – 147 с.

В последнее десятилетие большое внимание уделяется освоению трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) нетрадиционных коллекторов. Особый интерес вызывает наименее изученная, по сравнению с баженовскими и доманиковыми продуктивными отложениями, высокоуглеродистая формация хадумских отложений Восточного Предкавказья. С хадумской свитой связаны основные перспективы прироста запасов и добычи. Производственный интерес к хадумской свите проявляют и недропользователи в связи с тем, что большинство открытых месторождений данной территории приурочено к традиционным коллекторам и находится на завершающей стадии разработки. С целью стимулирования поиска новых подходов к освоению ТРИЗ и их вовлечения в разработку хадумские отложения включены в перечень объектов, для которых предложен отдельный вид лицензирования – технологические полигоны для поиска, апробации и внедрения различных способов разработки. Выбор наиболее перспективных участков для таких полигонов является отдельной важной задачей в отрасли. В его основу легли данные геохимических исследований и промысловых испытаний скважин. По результатам их аналитической и статистической обработки, а также по данным изучения керна были выделены два типа пород с различным углеводородным потенциалом. Проведенные испытания позволили оценить их потенциальную продуктивность. К промышленно перспективным объектам отнесены породы второго геохимического типа. Наибольший интерес с точки зрения освоения вызывает интервал разреза нижней части пласта. Предложен комплексный подход к выделению наиболее перспективных зон для постановки опытно-промысловых работ.

Список литературы

1. Кротова А.Г., Шпуров И.В. Обзор основных тенденций в развитии сырьевой базы трудноизвлекаемых запасов олигоценовых отложений хадумской свиты Восточного Предкавказья // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2024. – Т. 15. – № 4. – С. 430–444. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2024-15-4.art8. – EDN: TIKPLC

2. Постановление Правительства РФ от 19 сентября 2020 г. № 1499 «Об установлении видов трудноизвлекаемых полезных ископаемых, в отношении которых право пользования участком недр может предоставляться для разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых» (с изменениями и дополнениями).

3. Столяров А.С., Ивлева Е.И. Верхнеолигоценовые отложения Предкавказья, Волго-Дона и Мангышлака (Сообщение 1. Основные особенности состава и строения) // Литология и полезные ископаемые. –2004. – № 3. – С. 252-270. – EDN: OVXUXD

4. Столяров А.С., Ивлева Е.И. Верхнеолигоценовые отложения Предкавказья, Волго-Дона и Мангышлака (Сообщение 2. Фациально-палеографические условия осадконакопления) // Литология и полезные ископаемые. – 2004. – №4. – С. 359–368. – EDN: OVXUTR

5. Горягина Т.А. Геолого-геохимические условия нефтегазоносности олигоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья: автореф. дис. … канд. геол.-мин. наук. – Ставрополь, 2005. – 28 с. – EDN: NIMFIX

6. Биомаркеры органического вещества и нефтей майкопской серии Кавказско-Скифского региона / О.К. Баженова, Н.П. Фадеева, М.Л. Сен-Жермес [и др.] // Геохимия. – 2002. – № 9. – С. 993–1008.

7. Шарафутдинов В.Ф. Геологическое строение и закономерности развития майкопских отложений северо-Восточного Кавказа в связи с нефтегазоносностью: автореф. дис. …д-ра геол.-мин. наук. – М., 2003. – 366 с. – EDN: NMQWQF

8. Чепак Г.Н., Шапошников В.М. Особенности нефтеносности глинистой толщи олигоцена Восточного Предкавказья // Геология нефти и газа. – 1983. –

№ 4. – С. 36–40.

9. Палеогеографические предпосылки нефтегазоносности хадумского горизонта (нижний олигоцен) Предкавказья / А.Н. Стафеев, А.В. Ступакова, Е.А. Краснова [и др.] // Георесурсы. – 2023. – Т. 25. – № 2. – С. 89–104. – https://doi.org/10.18599/grs.2023.2.7. – EDN: DUGSQX

10. Геологическое строение и палеогеографическая зональность хадумского горизонта Предкавказского региона / Е.А. Краснова, А.В. Ступакова, А.Н. Стафеев [и др.] // Георесурсы. – 2021. – Т. 23. – № 2. – С. 99–109. – https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.9.– EDN: OXSBXY

11. Геология и геохимия хадумской свиты Предкавказья – как потенциального источника «сланцевых» углеводородов / Н.Ш. Яндарбиев, Н.П. Фадеева, Е.В. Козлова, Ю.В. Наумчев // Георесурсы. – 2017. – № S. – С. 208–226. – http://doi.org/10.18599/grs.19.21. – EDN: XOGFCX

При выполнении интерпретационных сейсмических проектов существуют два основных подхода к решению проблем петрофизической интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС): стандартный, который выполняется по алгоритмам подсчета запасов, и инверсионный – с целью выполнения сейсмической инверсии с использованием объемных минералогических моделей. Вместе с тем оба подхода дают различные результаты, что влияет на качество прогностических моделей. Каждый из методов имеет свои преимущества и недостатки. Алгоритмы подсчета запасов ориентированы на включение в работу наибольшего числа скважин, что для старых регионов с ограниченным комплексом ГИС означает исключение из расчетов большинства методов полного комплекса исследований. Эти проблемы приводят к тому, что при стандартном подходе устойчивое разделение коллекторов и неколлекторов по импедансным признакам и выполнение динамического прогноза не представляются возможными. Альтернативным решением является применение методик петрофизической интерпретации данных ГИС с использованием объемных моделей путем решения системы петрофизических уравнений и выделения коллекторов исключительно по граничным значениям для исключения влияния субъективных факторов. Полученные сравнительные оценки и результаты петрофизического моделирования на различных месторождениях свидетельствуют о целесообразности внедрения данного подхода. Это позволяет получить более полный набор данных для решения широкого спектра задач динамической интерпретации. В статье рассматриваются основные различия методических подходов, применяемых в практике геолого-разведочных работ, на примере палеозойских отложений Бузулукской впадины.

Список литературы

1. Ягов И.Е., Некросова Т.В., Радченко А.А. Инструкция по обработке, интерпретации и анализу данных ГИС для целей сейсмической инверсии. – М.: Филиал ООО «Фугро-Геосайенс ГмбХ», 2009.

2. Заляев Н.З. Методика автоматизированной интерпретации геофизических исследований скважин. – Минск: Университетское, 1990. – 142 с.

3. Эланский М.М., Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии. – М.: Недра, 1991. – 205 с.

4. Александров Б.Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами. – М.: Недра, 1979. – 200 с.

5. Dubrule O. Geostatistics for seismic data integration in Earth models. – Tulsa: Society of Exploration Geophysicists; European Association of Geoscientists and Engineers, 2003. – 281 p. – https://doi.org/10.1190/1.9781560801962

Эффективность бурения скважин во многом определяется конструкцией породоразрушающего инструмента и качеством очистки призабойной зоны. В данной статье приведен анализ технических решений в этой области и предложена новая конструкция двухъярусного бурового долота, разработанная с целью повышения эффективности бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин. Особенностью конструкции является интеграция породоразрушающего и калибрующего элементов с винтовыми ребрами и каналами с переменным шагом, что обеспечивает ускоренный ток бурового раствора без образования сальников. При этом калибрующая часть двухъярусного долота устраняет локальные перегибы и уступы, снижает поперечные вибрации и работает как винтовой насос, способствующий отрыву от забоя частиц шлама, что исключает его вторичное перемалывание и образование шламовых «подушек». Отсутствие резких перегибов лопастей в калибрующей части создает благоприятные условия для работы двухъярусного долота, а увеличение сечения лопастей снизу доверху способствует повышению его долговечности. Показаны и другие преимущества при использовании указанного двухъярусного долота: снижение риска образования прихватов; уменьшение вибраций и увеличение срока службы инструмента; повышение проходки на долото; сокращение числа спускоподъемных операций и времени взаимного контакта обсадных и бурильных колонн; снижение прижимающих нагрузок и механических напряжений, а также уменьшение износа бурильных и промежуточных обсадных колонн. Указанные преимущества двухъярусного долота улучшают основные показатели процесса бурения, что позволяет рекомендовать его к практическому использованию при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Список литературы

1. Борисов К.А. Разработка методических и технологических рекомендаций по повышению эффективности бурения скважин путем предупреждения аномального износа режущих элементов долот PDC: дисс... канд. техн. наук. – 2020. – 172 с. – EDN: PPTGUZ

2. Оценка эффективности разрушения горной породы PDC резцами с различной геометрией алмазного слоя / Г.Г. Ишбаев, Е.А. Ковалевский, А.Г. Балута [и др.] // Бурение и нефть. – 2024. – № 11. – С. 18–21. – https://doi.org/10.62994/2072-4799.2024.76.32.006. – EDN: CMMUSD

3. Хузина Л.Б., Шайхутдинова А.Ф. Технологическое решение для повышения эффективности работ долот PDC // Известия вузов. Нефть и газ. – 2016. – № 4. – С. 84–87. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2016-4-84-87. – EDN: WJUJTF

4. Khabibullin M.Ya., Gilaev G.G., Bakhtizin R.N. Improvement of calculated strength indicators of cylindrical shells to reduce the metal consumption of equipment //

SOCAR Proceedings. – 2023. – No. 2. – P. 111–117. – https://doi.org/10.5510/ogp20230200853. – EDN: NYANJE

5. Федорова Н.Г., Коврижкин Д.Н., Кулаев Э.В. О влиянии конфигурации боковой цилиндрической части долота типа ИСМ на снижение его поперечных вибраций // Материалы IV Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли. Проблемы устойчивого развития территорий», посвященной 30-летию факультета нефтегазовой инженерии СКФУ. – 7–8 декабря 2023 г. – Ставрополь: СКФУ, 2023. –

С. 357–362. – EDN: EKYFPF

6. Снижение вибрации в процессе бурения путем совершенствования конструкции РDС долот / Р.Р. Мингазов, Г.Г. Ишбаев, А.Г. Балута [и др.] // Бурение и нефть. – 2021. – № 4. – С. 14–17. – EDN: KMESPC

7. Третьяк А.Я., Кривошеев К.В., Донченко Д.С. Разработка инновационных долот, армированных резцами PDC // Булатовские чтения. – 2023. – Т. 1. –

С. 382–387. – EDN: NBHNWH

8. А.с. СССР № 817202. Забойный шламодробитель / Н.А. Кушнаренко, Ф.Ф. Конрад, В.Н. Панов, Ю.M. Проселков; опубл. 30.03.1981. – EDN: XVFVIZ

9. Зотов Б.Н. Расчет характеристик шнеков постоянного и переменного шага // Машины и установки: проектирование, разработка и эксплуатация. –

2015. – № 3. – С. 29–40. – EDN: UYWNUZ

10. А.с. СССР № 1694849. Калибратор-интенсификатор // В.В. Климов, Н.А. Кушнаренко, Р.Н. Марченко; опубл. 30.11.1991. – EDN: BJRBOO

11. Пат. № 2841073 C1 РФ, МПК E21B 10/54, E21B 10/60. Двухъярусное долото для бурения скважин / В.В. Климов, Г.Г. Гилаев, С.В. Усов, М.С.А.Х. Аль-Идриси; заявитель и патентообладатель «Кубанский гос. технологический университет»; заявл. 03.10.2024; опубл. 02.06.2025. – EDN: YAEZQK

В ходе исследования была разработана численная конечно-элементная модель прискважинной зоны с перфорацией в виде щелей. В эту модель были включены эксплуатационная колонна, цементный камень и участок породы-коллектора вблизи скважины. Для предотвращения возникновения концентраторов напряжений на контактных поверхностях из-за резкого изменения механических характеристик материалов были использованы контактные элементы на границах раздела цементный камень – порода и цементный камень – обсадная колонна. Это позволило учесть различия в упруго-прочностных свойствах материалов. Проведено численное моделирование напряженно-деформированного состояния призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующей терригенный коллектор одного из месторождений на юге Пермского края. В ходе исследования выполнена серия расчетов с вариацией депрессивного воздействия на продуктивный пласт. Показано, что при создании щелевых каналов в эксплуатационной колонне могут образовываться небольшие участки ее разрушения в верхней и нижней частях щелей. Анализ напряженного состояния тампонажного камня на основе критерия Кулона-Мора подтвердил его устойчивость даже при максимальной депрессии 9 МПа, коэффициент запаса прочности составил 1,8. Анализ устойчивости породы с помощью критерия Кулона-Мора показал, что коллектор не должен быть разрушен, а коэффициент запаса прочности составил 1,1 при депрессии 9 МПа. Результаты моделирования щелевой перфорации доказывают ее эффективность, обусловленную возникновением областей разгрузки породы на боковых поверхностях щелей. Однако при этом следует выбирать оптимальный режим работы скважины для обеспечения максимальной продуктивности.

Список литературы

1. Petroleum related rock mechanics / E. Fjær, R.M. Holt, P. Horsrud [et al.]. – Amsterdam: Elsevier, 2008. – 492 p.

2. Практическое руководство по геомеханическому моделированию / В.А. Павлов, В.С. Кулешов, Д.О. Королев [и др.]. – Тюмень: ИПЦ «Экспресс», 2023. – 440 с.

3. Расчет устойчивости ствола скважины для предотвращения осложнений при бурении / С.В. Лукин, С.В. Есипов, В.В. Жуков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 6. – С. 70–73. – EDN: WCLJTV

4. Развитие комплексного геомеханического моделирования в ПАО «Газпром нефть» / А.А. Вашкевич, В.В. Жуков, Ю.В. Овчаренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 16–19. – EDN: XWOIYX

5. Попов С. Н., Чернышов С.Е. Разработка геомеханической модели и определение «окна плотности» бурового раствора в интервале фаменских продуктивных отложений (на примере участка одного из месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2023. – № 11(383). – С. 32–39. – https://doi.org/10.33285/2413-5011-2023-11(383)-32-39. – EDN: JNDXNR

6. Exploring hydrocarbon potential with 3D modeling techniques: Lower Cretaceous formations in Abu Sennan field, north Western Desert / T. Mostafa, M. Reda,

M. Mosaad [et al.] // Petroleum. – 2025. – V. 11. – No. 2. – P. 158-173. – https://doi.org/https://doi.org/10.1016/j.petlm.2025.03.004

7. Integrated analysis of the 3D geostress and 1D geomechanics of an exploration well in a new gas field / L. Wang, X. Shen, B. Wu [et al.] // Energies. – 2023. –

№ 16(2). – P. 806. – https://doi.org/10.3390/en16020806. – EDN: HSSWEZ

8. Попов С.Н. Разработка 3D геомеханической модели участка ачимовских отложений одного из месторождений Крайнего Севера // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2019. – № 2(25). – С. 1–17. – https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2019-25.art3. – EDN: KYSFRF

9. Acid fracturing technology and effect evaluation of carbonate horizontal well in Fuman oilfield / W. Li, L. Chen, X. Wang [et al.] // Journal of Physics: Conference Series. – 2024. – V. 2679. – P. 012010. – https://doi.org/10.1088/1742-6596/2679/1/012010. – EDN: VJQLVU

10. Савельев В.В., Огнев И.Н. Влияние реологических параметров жидкости разрыва на геометрию трещины гидроразрыва пласта в терригенных резервуарах // Георесурсы. – 2023. – Т. 25. – № 4. – С. 138–148. – https://doi.org/10.18599/grs.2023.4.12. – EDN: FUVGPQ

11. Астафьев В.Н., Митрофанов Г.М. Интегрированное моделирование многозонного гидроразрыва низкопроницаемых коллекторов // Георесурсы. –

2024. – Т. 26. – № 3. – С. 116–125. – https://doi.org/10.18599/grs.2024.3.13. – EDN: WNBJDD

12. Присмотров К.В., Варавва А.И., Воронинская Я.Г. Особенности методики моделирования многостадийного гидроразрыва пласта на скважинах газоконденсатного месторождения Х // Георесурсы. – 2023. – Т. 25. – № 4. – С. 82–91. – https://doi.org/10.18599/grs.2023.4.5. – EDN: TGRPFZ

13. Tananykhin D.S. Scientific and methodological support of sand management during operation of horizontal well // Internation journal of engineering, Transaction A: Basics. – 2024. – № 37(7). – P. 1395–1407. – https://doi.org/10.5829/ije.2024.37.07a.17. – EDN: KEVKBV

14. Оценка предельного забойного давления, исключающего разрушение призабойной зоны пласта, на основе геомеханических исследований керна /

А.И. Ермолаев, С.И. Ефимов, П.В. Пятибратов [и др.] // SOCAR Proceedings. – 2023. – № 1. – С. 61–69. – https://doi.org/10.5510/OGP2023SI100832. – EDN: IYZOYV

15. Анализ устойчивости крепи нефтедобывающих скважин при проведении кумулятивной перфорации на основе результатов геомеханического моделирования / С.Е. Чернышов, С.Н. Попов, А.Д. Савич, В.В. Дерендяев // Георесурсы. – 2023. – Т. 25. – № 2. – С. 245–253. – https://doi.org/10.18599/grs.2023.2.18. – EDN: CDIXXJ

16. Научное обоснование методов вторичного вскрытия фаменских отложений юго-востока Пермского края на основании геомеханического моделирования / С.Е. Чернышов, С.Н. Попов, С.В. Варушкин [и др.] // Записки Горного института. – 2022. – Т. 257. – С. 732–743. – https://doi.org/10.31897/PMI.2022.51. – EDN: IQZWZA

17. Анализ изменения напряженно-деформированного состояния и проницаемости терригенного коллектора на основе численной модели околоскважинной зоны с элементами крепи и перфорационными каналами / С. Е. Чернышов, С. Н. Попов, К. Ван [и др.] // Георесурсы. – 2024. – Т. 26. – № 4. –

С. 209–217. – https://doi.org/10.18599/grs.2024.4.6. – EDN: WTDNDB

18. Application of ABAQUS Flow-Solid coupling model to evaluate sealing capability of sandstone formation interface based on the cracking behavior of cohesive force units / H. Zhang, H. Liu, R. Zheng [et al.] // Construction and Building Materials. – 2023. – № 409. – Р. 133863. – https://doi.org/10.1016/j.conbuildmat.2023.133863. – EDN: TDJPEZ

19. Ponikarov A. Modeling of heat exchangers in ANSYS CFX for the digital twins development // E3S Web of Conferences. – 2024. – V. 583. – P. 03021. – https://doi.org/10.1051/e3sconf/202458303021. – EDN: JUXGRQ

20. Попов С. Н., Чернышов С.Е., Кривощеков С.Н. Сопоставительный анализ аналитического и численного методов расчета напряженно-деформированного состояния околоскважинной зоны на основе упругой модели с учетом основных конструктивных элементов скважины // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 5. – С. 94–102. – https://doi.org/10.18799/24131830/2023/5/3961. – EDN: XKFUQY

21. Zhang J., Moridis G., Blasingame Th.A. Message passing interface (MPI) parallelization of iteratively coupled fluid flow and geomechanics codes for the simulation of system behavior in hydrate-bearing geological media. Part 1: methodology and validation // SPE-206161-PA. – 2022. – https://doi.org/10.2118/206161-PA. –

EDN: HDJEEN

22. Effects of the mechanical properties of a cement sheath and formation on the sealing integrity of the cement-formation interface in shallow water flow in deep

water / L. Tian, Y. Bu, H. Liu [et al.] // Construction and Building Materials. – 2023. – V. 369. – Р. 130496. – https://doi.org/10.1016/j.conbuildmat.2023.130496. –

EDN: HHNFQG

23. Modeling and petrophysical properties of digital rock models with various pore structure types: An improved workflow / X. Li, W. Wei, Y. Xia [et al.] // Int J Coal Sci Technol. – 2023. – No. 10. – Р. 61. – https://doi.org/10.1007/s40789-023-00627-z. – EDN: DBPFNR

24. Физическое моделирование метода направленной разгрузки пласта / В.И. Карев, Ю.Ф. Коваленко, В.В. Химуля, Н.И. Шевцов // Газовая промышленность. – 2021. – № 7(819). – С. 66–73. – EDN: QJFUXF

Актуальность исследований по выбору оптимальных режимов кислотной обработки связана с необходимостью повышения эффективности интенсификации добычи нефти и газа из карбонатных коллекторов. Минералогическая неоднородность карбонатов существенно влияет на механизм их растворения, формирование червоточин и конечное изменение фильтрационно-емкостных свойств пород, поэтому проведение лабораторных фильтрационных тестов на образцах керна позволяет выработать рекомендации для промысловых условий. В работе представлены результаты выполнения фильтрационных тестов с целью выбора оптимального режима фильтрации кислотного состава (КС) в нефтяных залежах, приуроченных к карбонатным коллекторам. В рамках фильтрационных исследований измерен перепад давления на торцах керна, рассчитана проницаемость до и после воздействия КС, определено время прорыва керна червоточиной. По каждому исследованному объекту получены четыре значения объема закачки до момента прорыва КС с образованием высокопроводящей червоточины, соответствующие различным заданным скоростям нагнетания КС в керн. Проинтерпретированы результаты фильтрационных исследований и рассчитаны модельные константы для КС по каждому объекту. Отмечено, что связь между минералогией карбонатных коллекторов и числом Дамкёлера Da проявляется не напрямую, а через влияние минералогического состава на кинетику реакции, что в свою очередь, определяет динамику формирования каналов (червоточин) при кислотной обработке. Установлена связь между Da и механизмами растворения, что позволит в перспективе дать практические рекомендации при проектировании технологии кислотной обработки в плане выбора состава и оптимальной скорости его закачки.

Список литературы

1. Хузин, Р.А., Хижняк Г.П. Лабораторные исследования влияния концентрации и скорости закачки кислоты на развитие червоточин при пластовых

условиях // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2019. –

Т. 19. – № 4. – С. 356–372. – https://doi.org/10.15593/2224-9923/2019.4.5. – EDN: EKRPCN

2. Mohammadi S. Mechanistic analysis of matrix-acid treatment of carbonate formations: An experimental core flooding study // Heliyon. – 2024. – V. 10. – № 3. – 17 p. –https://doi.org/10.1016/j.heliyon.2024.e24936. – EDN: JEHSMB

3. Ибрагимов Н.Г., Мусабиров М.Х., Яртиев А.Ф. Опыт промышленной реализации импортозамещающих технологий стимуляции добычи нефти

в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 86–89. – EDN: UDYBMJ

4. Optimization of Surfactant-Based Fluids for Acid Diversion / H.A. Nasr-El-Din, A. Al-Nakhli, S. Al-Driweesh [et al.] // SPE. – 107687-MS. – 2007. – https://doi.org/10.2118/107687-MS

5. Gomari K.A.R., Karoussi O., Hamouda A.A. Mechanistic study of interaction between water and carbonate rocks for enhancing oil recovery // SPE- 99628-MS. – 2006. – https://doi.org/10.2118/99628-MS

6. Enhancement of horizontal well oil recovery by means of chemical stimulation / A.F. Yartiev, M.H. Musabirov, A.M. Tufetulov, L.L. Grigoryeva // Asian Social

Science. – 2015. – V. 11. – № 11. – P. 346–356. – https://doi.org/10.5539/ass.v11n11p346. – EDN: UFXEIT

7. Хисамов, Р.С., Мусабиров М.Х., Яртиев А.Ф. Увеличение продуктивности карбонатных коллекторов нефтяных месторождений. – Казань: Ихлас, 2015. –

191 с. – EDN: VWHZXV

8. Подходы к оценке эффективности химреагентов на керновом материале доманиковых отложений / И.С. Закиров, Е.Ф. Захарова, М.Х. Мусабиров, Д.И. Ганиев // Нефтяная провинция. – 2019. – № 3. – С. 141–155. – https://doi.org/10.25689/NP.2019.3.141-155. – EDN: LICZAU

9. Мусабиров М.Х., Дмитриева А.Ю. Подбор кислотных композиций для обработки призабойной зоны пластов месторождений НГДУ «Бавлынефть» //

Тр. ТатНИПИнефть / ПАО «Татнефть». – 2017. – Вып. 85. – С. 217–228. – EDN: XQLLZZ

10. Глущенко В.Н., Пташко О.А. Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 11. – С. 46–56. – https://doi.org/10.15593/2224-9923/2014.11.5. – EDN: SGLZNL

11. Экспериментальное изучение скорости растворения карбонатных пород в кислотных жидкостях для гидроразрыва пласта / В.Г. Салимов, Р.Р. Ибатуллин, А.В. Насыбуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 1. – С. 68–71. – EDN: PYDKZR

12. Экспериментальное определение констант скорости реакции карбонатных пород с кислотными жидкостями для гидроразрыва пласта / Р.Р. Ибатуллин, В.Г. Салимов, А.В. Насыбуллин, О.В. Салимов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 2. – С. 66–69. – EDN: OIUXKD

13. Оптимизация подходов к выбору кислотных составов и выбора режима закачки на основе фильтрационных экспериментов при моделировании кислотного воздействия на образцы керна / И.И. Маннанов, К.С. Таипов, А.Г. Гиля-Зетинов, Д.И. Ганиев // Нефтяная провинция. – 2022. – № 1. – С. 223–237. – https://doi.org/10.25689/NP.2022.1.223-237. – EDN: ANZLJP

14. Glasbergen G., Kalia N., Talbot M.S. The Optimum Injection Rate for Wormhole Propagation: Myth or Reality? // SPE-121464-MS. – 2009. – https://doi.org/10.2118/121464-MS

Статистические параметры случайного поля проницаемости оказывают существенное влияние на характер течения жидкости в пористой среде и показатели разработки пласта. Данные параметры имеют высокую неопределенность, а их значения находятся в широком диапазоне. При высокой степени неоднородности проницаемости пласта течение жидкости происходит по образующимся каналам преимущественной фильтрации, которые не обусловлены наличием геологических протяженных неоднородностей, а являются следствием фокусировки фильтрационного потока флуктуациями поля проницаемости. В статье исследован вопрос возможности определения статистических параметров поля проницаемости пласта для последующего использования в аналитических моделях расчета дисперсии дебита скважины. Показано, что синтетические кривые восстановления давления (КВД) вертикальной скважины в неоднородном пласте с логнормальным случайным распределением проницаемости характеризуются наличием ярко выраженного эффекта «рампы». Радиус исследования, на котором КВД выходит на участок «рампы», сопоставим с корреляционной длиной поля проницаемости. Предложены аналитические модели, позволяющие рассчитывать дисперсию дебита скважины для различных корреляционных длин поля проницаемости в широком диапазоне коэффициента вариации. Одним из дальнейших направлений работ являются описание системы дискретных фильтрационных каналов как фрактальной структуры с дробной размерностью, исследование процесса вытеснения нефти и оптимизации системы поддержания пластового давления в системах с дробной размерностью.

Список литературы

1. Гайдуков Л.А., Посвянский Д.В. Особенности фильтрации жидкости в гетерогенных пластах со случайной проницаемостью. Часть 1. Приток жидкости к единичной скважине // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 8. – С. 79–83. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-8-79-83. – EDN: ZAPGQG

2. Dagan G. Stochastic modeling of groundwater flow by unconditional and conditional probabilities: 1. Conditional simulation and the direct problem // Water resources research. – 1982. – V. 18(4). – P. 835-848. – https://doi.org/10.1029/WR018i004p00835. – EDN: XWBTBT

3. Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред. – М.: Недра, 1985. – 288 с.

4. Рытов С.М. Введение в статистическую радиофизику. – М.: Наука, 1966. – 960 с.

5. Spatial variability of hydraulic conductivity of an unconfined sandy aquifer determined by a mini slug test / P.L. Bjerg, K. Hinsby, T.H. Christensen, P.J. Gravesen //

Hydrol. – 1992. – V. 136. – No. 1–4. – Р. 107–122. – https://doi.org/10.1016/0022-1694(92)90007-I

6. Hamdi H. Well-test response in stochastic permeable media // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2014. – V. 119. – P. 169–184. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2014.05.005

7. Novikov A.V. Posvyanskii D.V. The use of Feynman diagrammatic approach for well test analysis in stochastic porous media // J. Comp. Geoscience. – 2020. –

V. 24. – P. 921-931. – https://doi.org/10.1007/s10596-019-09880-1

В статье рассмотрены некоторые аспекты реализации технологии водогазового воздействия на пласт на опытном участке терригенного коллектора Ромашкинского месторождения в Республике Татарстан. Закачка водогазовой смеси организована с применением насосно-эжекторной системы (НЭС). Контроль рабочих параметров установки осуществляется с использованием устьевых датчиков давления, расходомеров газа и воды. В качестве агентов водогазовой смеси использовалась пресная вода системы ППД и нефтяной газ из затрубного пространства 11 добывающих скважин, попадающий в камеру смешения эжектора по сооруженной для проекта системе сбора газа. Скважинами-акцепторами выбраны три нагнетательные скважины, одна из которых работает по системе одновременно-раздельной закачки. В результате первых экспериментов по закачке водогазовой смеси выявлен постепенный рост давления на выкиде дожимного насоса системы в процессе работы НЭС вследствие снижения приемистости скважины. Для получения дополнительной информации на забой одной из нагнетательных скважин был спущен глубинный исследовательский комплекс, регистрирующий с высокой дискретностью значения давления и температуры. Анализ полученной информации позволил сделать предположение об образовании газовых гидратов и кольматации ими призабойной зоны скважины. Для подтверждения гипотезы была выполнена закачка нефтяного газа и минерализованной воды плотностью 1180 кг/м3, в результате чего давление на выкиде насоса оставалось стабильным в течение 2 сут, что свидетельствует о предотвращении выпадения гидратов при использовании минерализованной воды. За счет снижения затрубного давления в одной из скважин-доноров газа эксплуатация скважины перешла из периодического режима в стабильный круглосуточный режим, что подтверждает эффективность работы насосно-эжекторной системы.

Список литературы

1. Сулейманов Б.А. Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2022. – 288 с.

2. Ахмадейшин И.А. О технологических схемах водогазового воздействия с совместной закачкой газа и воды // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. –

С. 104–105. – EDN: SFJAYX

3. Дроздов А.Н. Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 100–104. – EDN: QMYKJX

4. Вафин Р.В. Разработка нефтенасыщенных трещиновато-поровых коллекторов водогазовым воздействием на пласт. – Санкт-Петербург: Недра, 2007. – 216 с.

5. Вафин Т.Р. Совершенствование технологий водогазового воздействия на пласт на нестационарном режиме: дис. … канд. техн. наук: Бугульма, 2016. – 122 с.

6. Калинников В.Н. Разработка технологии использования затрубного нефтяного газа добывающих скважин для закачки водогазовых смесей в нагнетательные скважины: дис. … канд. техн. наук. – М., 2022. – 124 с.

7. Исследование влияния пенообразующих поверхностно-активных веществ на работу многоступенчатого центробежного насоса при откачке созданных эжектором водогазовых смесей / А.Н. Дроздов, В.С. Вербицкий, В.А. Шишулин [и др.] // SOCAR Proceedings Special Issue. – 2022. – No. 2. – Р. 037–044. – https://doi.org/10.5510/OGP2022SI200744. – EDN: STYQNX

8. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. – М.: Недра, 1974. – 208 с.

9. Перспективы применения электролитов как ингибиторов гидратообразования / А.А. Тройникова, В.А. Истомин, А.П. Семенов [и др.] // Вести газовой

науки. – 2022. – № 3 (52). – С. 90–100. – EDN: PBTDIL

В работе рассматривается подход к термогидродинамическому моделированию технологии теплового воздействия. Эта технология реализуется посредством закачки пара в пласт с тяжелой нефтью, что вызывает ее разогрев и, как следствие, снижение вязкости. Представлена методика моделирования, основанная на конечно-элементном расчете давления c балансировкой потоков и явной схеме переноса фаз, допускающей локальное дробление шага по времени для отдельных групп элементов с целью обеспечения устойчивого расчета насыщенностей фаз. В методике учитывается поглощение/выделение тепла при смене агрегатного состояния воды, и температура вычисляется взаимосвязанно с конечно-элементным расчетом давления. Кроме того, учитывается изменение температуры за счет переноса флюида и тепловых потоков, связанных с теплопроводностью среды. Тепловые потоки рассчитываются с использованием конечно-разностной аппроксимации, обеспечивающей локальный баланс тепловой энергии. Расчетная сетка строится таким образом, что конструкция скважин описывается сеточными линиями. Для одного из месторождений тяжелой нефти Республики Татарстан представлено сравнение данных термогидродинамического моделирования и фактических данных о добыче нефти за 3,5 года. Показано их достаточное соответствие для различных пар скважин рассматриваемого участка месторождения. Проведены исследования взаимовлияния пар скважин. Показано существенное влияние соседних пар скважин, что вызывает необходимость выполнения моделирования с учетом соседних пар скважин при оптимизации режимов разработки.

Список литературы

1. Experimental and numerical investigation on extra-heavy oil recovery by steam injection using vertical injector – horizontal producer / P. Liu [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – V. 205. – Р. 108945. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108945. – EDN: SRQRTJ

2. A comprehensive review of thermal enhanced oil recovery: Techniques evaluation / E.M.A. Mokheimer [et al.] // Journal of Energy Resources Technology. – 2019. – V. 141. – No 3. – 18 р. – https://doi.org/10.1115/1.4041096. – EDN: SRQRTJ

3. Numerical modeling of steam injection in heavy oil reservoirs / S. Mozaffari [et al.] // Fuel. – 2013. – V. 112. – P. 185–192. – https://doi.org/10.1016/j.fuel.2013.04.084

4. Lawal K.A., Olamigoke O. On the optimum operating temperature for steam floods // SN Applied Sciences. – 2021. – V. 3. – 10 р. – https://doi.org/10.1007/s42452-020-04082-2. – EDN: IXDOSF

5. Mir H., Siavashi M. Whole-time scenario optimization of steam-assisted gravity drainage (SAGD) with temperature, pressure, and rate control using an efficient hybrid optimization technique // Energy. – 2022. – V. 239. – Part C. – Р. 122149. – https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.122149. – EDN: AOLOVD

6. Siavashi M., Garusi H., Derakhshan S. Numerical simulation and optimization of steam-assisted gravity drainage with temperature, rate, and well distance control using an efficient hybrid optimization technique // Numerical Heat Transfer. – Part A: Applications. – 2017. – V. 72. – No 9. – P. 721–744. – https://doi.org/10.1080/10407782.2017.1400330

7. Оценка профиля притока к стволу горизонтальной скважины по результатам термогидродинамических исследований / Р.С. Хисамов, Н.А. Назимов,

М.Х. Хайруллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 114–116. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-114-116. – EDN: AFNYJY

8. Моделирование процесса парогравитационного дренирования с учетом предельного градиента давления / Р.С. Хисамов, П.Е. Морозов, М.Х. Хайруллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 8. – С. 48-51. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-8-48-51. – EDN: XWBUIX

9. A method of FE modeling multiphase compressible flow in hydrocarbon reservoirs / Y.G. Soloveichik [et al.] // Computer Methods in Applied Mechanics and Engineering. – 2022. – V. 390. – Р. 114468. – https://doi.org/10.1016/j.cma.2021.114468. – EDN: ESNNRU

10. О подходе к оптимизации добычи с использованием химических методов воздействия на пласт / М.Г. Персова, Ю.Г. Соловейчик, А.С. Овчинникова

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 3. – С. 42–47. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-3-42-47. – EDN: UNBOPN

11. Персова М.Г., Соловейчик Ю.Г., Гриф А.М. Балансировка потоков на неконформных конечноэлементных сетках при моделировании многофазной фильтрации // Программная инженерия. – 2021. – Т. 12. – № 9. – С. 450–458. – https://doi.org/10.17587/prin.12.450-458. – EDN: FPWCOB

12. Применение процедуры группирования конечных элементов для повышения эффективности моделирования нестационарного многофазного потока в высоконеоднородных трехмерных пористых средах / М.Г. Персова, Ю.Г. Соловейчик, И.И. Патрушев, А.С. Овчинникова // Вестник Томского государственного университета. Управление, вычислительная техника и информатика. – 2021. – № 57. – С. 34–44. – https://doi.org/10.17223/19988605/57/4. –

EDN: OOWMSV

13. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара: справочник. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 80 с.

В статье анализируются технологические и геологические факторы, влияющие на условия добычи на нефтяных месторождениях Ирака, где после проведения гидроразрыва пласта (ГРП) наблюдается преждевременное обводнение скважин. Особое внимание уделяется таким факторам, как формирование водопритока при недостаточной изоляции водоносных горизонтов, тектонические деформации и природные показатели трещиноватости. Следует отметить, что для снижения обводненности современные нефтедобывающие предприятия наряду с многостадийным ГРП используют такие методы, как геомеханическое моделирование, микросейсмический мониторинг, применение веществ-отклонителей и полимеров (для изоляции водоносных горизонтов). В статье рассматриваются особенности геологического строения нефтяных месторождений Ирака с точки зрения комплексного проектирования ГРП. Практическая значимость исследования обусловлена возможностью применения результатов наблюдений в ходе инженерных изысканий, для повышения добычи нефти в условиях повышенной трещиноватости. В работе также рассмотрены вопросы точного выбора интервалов перфорации, учета близости водонефтяного контакта и оценка экранов между пластами. Систематизированы подходы к подбору рабочих жидкостей и проппантов с изолирующими свойствами. Показаны ожидаемые эффекты от внедрения комплекса мер: снижение обводненности и стабилизация дебита. Предложенные решения могут быть применены в условиях терригенных и карбонатных коллекторов и могут использоваться в качестве основы для алгоритма проектирования ГРП с учетом региональных особенностей.

Список литературы

1. TotalEnergies. GGIP: A Multi-Energy Project to Support Iraq Towards Its Energy Independence. – 2023. –https://totalenergies.com/company/projects/gas/ggip-multi-energy-project-Irak

2. Мавлютов Л.И., Васильев В.И. Критерии выбора скважины для проведения гидроразрыва пласта // Молодой ученый. – 2022. – № 42 (437). – С. 57–61. – EDN: JNWSHJ

3. IEA. Iraq Energy Outlook. International Energy Agency. – 2022. – https://www.iea.org/reports/iraq-energy-outlook-2022.

4. Нурмаммадли Ф.А., Ахадов М.А. Обзор нефтегазовых месторождений Ближнего и Среднего Востока // Молодой ученый. – 2017. – № 11 (145). –

С. 169–173. – EDN: YHDCPX  

5. Причины увеличения обводненности в скважинах после проведения гидравлического разрыва в неоднородных пластах / А.С. Валеев, М.Р. Дулкарнаев, Ю.А. Котенев [и др.] // Известия ТПУ. – 2018. – № 6. – С. 140–147. – EDN:UWLDSA

6. Кудрин Г.М. Нефтегазовый комплекс Ирака: состояние и факторы развития // Скиф. – 2020. – № 1 (41). – С. 347–352. – EDN: QVDHON

7. Сысолятин А.А. Технология проведения ГРП // Символ науки. – 2016. – № 7–1. – С. 14–16. – EDN: WHKOIN

8. Воробьев Е.С. Исследование и совершенствование технологии гидравлического разрыва пласта при заканчивании скважин на месторождениях

Приобья // Молодой ученый. – 2020. – № 25 (315). – С. 17–21. – EDN: JCKRXL

В статье представлены результаты комплексной работы по организации производства углеводородной основы для буровых растворов на базе высокоочищенных нефтепродуктов первичной и вторичной переработки нефти в АО «Ангарская нефтехимическая компания» (АО «АНХК»), а также результаты проработки возможности увеличения объема ее производства и расширения продуктового ассортимента компании. В 2018–2019 гг. специалисты АО «АНХК» и ООО «РН-Смазочные материалы» провели работы по организацию производства углеводородной основы для буровых растворов, которые включали: поиск наиболее подходящих материальных потоков по качеству и технологии происхождения; получение и испытание лабораторных образцов продукта; разработку инженерных моделей производства продукта в среде AspenHYSYS; проведение опытно-промышленных испытаний с получением опытных партий углеводородной основы для буровых растворов и их квалификационных и эксплуатационных испытаний. Это позволило в 2020 г. начать промышленное производство углеводородной основы для буровых растворов в АО «АНХК» для обеспечения внутреннего спроса предприятий нефтедобычи ПАО «НК «Роснефть» в данном продукте и снижения доли использования импортных основ. Дальнейшим этапом развития производства отечественной углеводородной основы для буровых растворов в АО «АНХК» являлась проработка возможности увеличения объема ее производства, в рамках которого было выбрано несколько направлений. Данные мероприятия позволили выявить потенциальные способы увеличения годовой выработки углеводородной основы для буровых растворов и пути расширения ассортимента по вязкостным характеристикам.

Список литературы

1. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург: Летопись, 2005. – 664 с.

2. Аксенова Н.А., Рожкова О.В. Буровые промывочные жидкости и промывка скважин. – Тюмень: Тюменский индустриальный университет,

2016. – 390 с.

3. Булатов А.И., Макаренко П.П., Прострелов Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. – М.: Недра, 1999. – 424 с.

4. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. – М.: Недра, 1990. – 230 с.

5. Импортозамещение. Разработка и внедрение технологии производства углеводородных основ для буровых растворов в ОАО «СЛАВНЕФТЬ-ЯНОС» / Н.В. Карпов, Н.Н. Вахромов, Э.В. Дутлов [и др.] // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2018. – № 11. – С. 3–6. – EDN: YQHYUH

6. Разработка технологии производства углеводородной основы для буровых растворов на базе мощностей АО «АНХК» / Д.А. Дубровский, И.Е. Кузора, Т.Д. Лейметер [и др.] // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2019. – № 12. – С. 9–15. – EDN: YAYHRU

7. Кузора И.Е., Дубровский Д.А., Стадник А.В. Разработка технологии и организация производства углеводородной основы для буровых растворов для предприятий нефтедобычи в рамках импортозамещения // Современные технологии и научно-технический прогресс. – 2020. – № 7. – С. 45–46. – https://doi.org/10.36629/2686-9896-2020-1-47-48. – EDN: VPBGNE

8. Пат. 2762672 РФ, МПК51 C09K 8/035, C09K 8/34. Способ получения углеводородной основы буровых растворов / К.В. Зеленский, Д.А. Дубровский, Т.Д. Лейметер, И.Е. Кузора, И.А. Семенов, А.В. Стадник, И.Ю. Марущенко, В.А. Сергеев; заявитель и патентообладатель ОАО «Ангарская нефтехимическая компания»; № 2020137982; заявл. 18.11.2020 г.; опубл. 21.12.2021 г. – EDN: SAXEHG

Целью работы являлась разработка «безнефтяной» методики контролируемого старения карбонатного керна для формирования заданной смачиваемости. Старение кернов без использования нефти важно при значительном содержании в нефти асфальтосмолопарафиновых веществ, что создает риски кольматации керна в процессе старения нефтью. Такое старение сокращает время и затраты на процедуру старения, позволяет формировать базу образцов с одинаковыми свойствами, например, для скрининга применяемых химических композиций. Методика проверялась для условий гидрофобного карбонатного коллектора Западно-Хоседаюского месторождения (угол смачивания θ ≈ 110–120°). В работе были использованы 0,01 М одноосновные карбоновые кислоты (С12–С18) в низкомолекулярном спирте с добавкой 5–15 % воды. Реализованы статическое (приблизительно 24 ч, 25 °C) и динамическое старение. Порода — модельный керн Indiana Limestone. Метрики: статический контактный угол θ и коэффициент вытеснения вода - масло, вода - нефть. В результате работы отмечено, что добавка воды критична для скорости и степени гидрофобизации; увеличение длины алкильной цепи прямо пропорционально величине угла θ (С18 > С16 > С14 > С12); подобрано «окно» параметров, дающее целевой угол θ ≈ 110–120°, показано, что коэффициент вытеснения нефти снижается приблизительно до 57 % против 67 % без старения, что интегрально характеризует гидрофобизацию. Предложена воспроизводимая, масштабируемая и технологически удобная методика старения карбонатных кернов, обеспечивающая контролируемую смачиваемость для формирования репрезентативной базы образцов.

Список литературы

1. Wettability of carbonate reservoirs: effects of fluid and aging / S. Kumar, A.A. Burukhin, A.N. Cheremisin, P.A. Grishin // SPE-201834-MS. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201834-MS. – EDN: PMWSDT

2. Adsorption of organic compounds on carbonate minerals: 1. Model compounds and their influence on mineral wettability / M.M. Thomas [еt al.] // Chemical

Geology. – 1993. – V. 109. – Р. 201–213. – https://doi.org/10.1016/0009-2541(93)90070-Y

3. The adsorption of polar components onto carbonate surfaces and the effect on wetting / P.A. Hopkins, S. Strand, T. Puntervold [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2016. – V. 147. – P. 381–387. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2016.08.028

4. A laboratory scale approach to wettability restoration in chalk core samples / J.S. Sachdeva, E.A. Sripal, A. Nermoen [et al.] // E3S Web of Conferences. –2019. –

V. 89. – https://doi.org/10.1051/e3sconf/20198903003

5. Wettability Alteration During Aging: the Application of Nmr to Monitor Fluid Redistribution / S.H. Al-Mahrooqi, C.A. Grattoni, A. H. Muggeridge, X.D. Jing // Proceedings of Symposium of the Society of Core Analysts, Toronto, Canada, 2005. –Р. 1–12. – https://jgmaas.com/SCA/2005/SCA2005-10.pdf

6. Dynamic laboratory wettability alteration / M.A. Fernø, M. Torsvik, S. Haugland, A. Graue // Energy & Fuels. – 2010. – V. 24(7). – Р. 3950–3958. – https://doi.org/10.1021/ef1001716

7. Gomari S.R., Hamouda A.A. Effect of fatty acids, water composition and pH on the wettability alteration of calcite surface // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2006. – V. 50. – Р. 140–150. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2005.10.007

8. Chemical surface modification of calcium carbonate particles with stearic acid using different treating methods / Z. Cao, M. Daly, L. Clémence, M. Luke [еt al.] // Applied Surface Science. – 2016. – V. 378. – Р. 320–329. – https://doi.org/10.1016/j.apsusc.2016.03.205

9. Изучение процесса гидрофобизации карбонатной породы органическими кислотами/ Е.В. Токарева, И.В. Ткачев, Г.В. Сансиев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 3. – C. 73–76. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-3-73-76. – EDN: KFCTDQ

10. Microstructural imaging and characterization of organic matter presented in carbonate oil reservoirs / A. Ivanova, A.N. Cheremisin, M. Khayrullin, G. Sansiev //

SPE-195466-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/195456-ms. – EDN: ABIXWR

11. Surface properties of natural calcite filler treated with stearic acid / S. Mihajlović, Ž. Sekulić, A. Daković [et al.] // Ceramics-Silikaty. – 2009. – V. 53. – Р. 268–275. – https://www.ceramics-silikaty.cz/2009/pdf/2009_04_268.pdf

12. Effect of different polar organic compounds on wettability of calcite surfaces / I. K. Al-Busaidi, R.S. Al-Maamari, M. Karimi, J. Naser // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 180. – P. 569–583. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.05.080

13. Mechanistic study of wettability alteration of oil-wet calcite: the effect of magnesium ions in the presence and absence of cationicsurfactant / M. Karimi, R.S. Al-Maamari, S. Ayatollahi, N. Mehranbod // Colloids and Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects. – 2015. – V. 482. – P. 403–415. – https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2015.07.001

14. API Recommended Practice 40: Recommended Practices for Core Analysis. – 2nd ed., 1998. – https://energistics.org/sites/default/files/2022-10/rp40.pdf

15. NIOSH Pocket Guide to Chemical Hazards: Acetone. CDC/NIOSH. – SPE-906-MS, 1964.

16. Определение количества нефти в фильтрационной продукции денсиметрическим методом / В.Е. Вахмистров, Ю.А. Лобова, А.М. Петраков,

А.В. Фомкин // Нефтяное хозяйство.– 2023. – № 2. – Р. 38–42. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-2-38-41. – EDN: WXHYGE

В данной работе представлен методологический подход к исследованию и сравнительной характеристике химических реагентов, применяемых в потокоотклоняющих технологиях, на примере лабораторных исследований различных составов для ограничения водопритока (ОВП) применительно к условиям месторождений Западной Сибири (М-р 1 и М-р 2). Изучено 20 составов следующих категорий: отверждающиеся, гелеобразующие (полимерные и неорганические), суспензионные системы, обратные эмульсии, водонабухающие и осадко-гелеобразующие системы. Исследовались общие физико-химические параметры, структурообразование, термостабильность, деструкция и реологические характеристики. Проведены фильтрационные эксперименты на моделях пласта. Наиболее значимыми при сравнительной оценке составов для ОВП приняты следующие общие параметры: термостабильность (47 % составов для М-р 1 и 37 % для М-р 2 показали полную стабильность в течение 30 дней), время гелеобразования не менее 3 ч для технологической безопасности закачки (четыре состава) и химическая деструкция (показатель более 90 % для предотвращения кольматации пласта – семь составов). Фильтрационные эксперименты на керновых моделях позволили оценить эффективность отобранных составов в условиях, максимально приближенных к пластовым. Установлены количественные критерии селективности составов через отношение факторов сопротивления. Представленный подход позволяет оценить эффективность агентов ОВП и определить оптимальные составы для конкретных геолого-физических условий месторождений.

Список литературы

1. Потокоотклоняющие технологии для месторождений Западной Сибири / Я.В. Долгих, Д.В. Нуриев, Д.Р. Кинзибаев [и др.] // Neftegaz.RU. – 2025. –

№ 10. – https://magazine.neftegaz.ru/articles/nefteservis/903065-potokootklonyayushchiesya-tekhnologii-dlya-...

2. ГОСТ 27025-86. Реактивы. Общие указания по проведению испытаний.

3. API RP 63-1990. Recommended Practices for Evaluation of Polymers Used in Enhanced Oil Recovery Operations. – API, 1990.

На каждой стадии жизненного цикла нефтяного или газового месторождения недропользователям необходимо решать комплекс таких производственные задач, как проектирование и оптимизация системы сбора и добычи, анализ и оптимизация режимов работы существующей системы, выявление «узких мест» в системе добычи, а также обеспечение безопасной эксплуатации и максимального экономического эффекта. Для решения такого рода задач используется специализированное инженерное программное обеспечение, которое моделирует процесс течения многофазного флюида, при этом рассчитывая гидравлические потери, объемные и массовые расходы нефти, газа и воды, скорости и прочие свойства фаз в линейных и стандартных условиях. Кроме того, учитываются все физические характеристики системы трубопроводов, а также скважинного и наземного оборудования. Разработанный авторами симулятор d-Flow позволяет рассчитывать характеристики течения многофазной смеси в сложной системе добычи и проектировать объекты инфраструктуры под требуемые производственные задачи. В данной статье показаны результаты моделирования одного из участков существующего нефтяного месторождения в гидравлическом симуляторе d-Flow в сравнении с результатами расчетов в системе PIPESIM компании Schlumberger (Франция), который последние десятилетия считается отраслевым стандартом. Расхождения по ключевым характеристикам не превышают 5 % даже в условиях высокой обводненности и резкого повышения газового фактора. Это позволяет использовать симулятор d-Flow для решения задач нефтяной отрасли.

Список литературы

1. Моделирование течения газа и газоконденсата по скважине и наземной сети трубопроводов: сравнительный анализ софта / П.А. Лыхин, Р.И. Вылегжанин, М.Г. Козлов, О.А. Аксенов // Нефтегазовая вертикаль. – 2004. – № 11. – С. 88–95.

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

3. Al-Marhoun M. PVT Correlations for Middle East Crude Oils // Journal of Petroleum Technology. – 1988. – V. 40. – Р. 650–666. – https://doi.org/10.2118/13718-PA

4. Ghetto G.D., Paone F., Villa M. Pressure-Volume-Temperature Correlations for Heavy and Extra Heavy Oils // SPE-30316-MS. – 1995. – https://doi.org/10.2118/30316-MS

5. Glaso O. Generalized Pressure-Volume-Temperature Correlations // J Pet Technol. – 1980. – V. 32 (05). – P. 785–795. – https://doi.org/10.2118/8016-PA

6. Petrosky J.G.E., Farshad F.F. Pressure-Volume-Temperature Correlations for Gulf of Mexico Crude Oils // SPE-26644-MS. – 1993. – https://doi.org/10.2118/26644-MS

7. Standing M.B., Katz D.L. Density of Natural Gases // Trans. AIME. – 1942. – V. 146. – P. 140–149. – https://doi.org/10.2118/942140-G

8. Vasquez M., Beggs H. Correlations for Fluid Physical Property Prediction // J Pet Technol. – 1980. – V. 32 (06). – P. 968–970. – https://doi.org/10.2118/6719-PA

9. El-Banbi A.H., Fattah K.A., Sayyouh M.H. New Modified Black-Oil Correlations for Gas Condensate and Volatile Oil Fluids // SPE-102240-MS. – 2006. – https://doi.org/10.2118/102240-MS

10. Dranchuk P.M., Abou-Kassem H. Calculation of Z Factors For Natural Gases Using Equations of State // J Can Pet Technol. – 1975. – V. 14 (03). – https://doi.org/10.2118/75-03-03

11. Hall K., Yarborough L. A new equation of state for Z-factor calculations // Oil Gas Journal. – 1973. – V. 71. – Р. 82–92.

12. McCain J.W.D. Reservoir-Fluid Property Correlations – State of the Art // SPE-18571-PA. – 1991. – https://doi.org/10.2118/18571-PA

13. Beggs H., Robinson J. Estimating the Viscosity of Crude Oil Systems // J Pet Technol. – 1975. – V. 27 (09). – Р. 1140–1141. – https://doi.org/10.2118/5434-PA

14. Petrosky J.G.E., Farshad F.F. Viscosity Correlations for Gulf of Mexico Crude Oils // SPE-29468-MS. – 1995. – https://doi.org/10.2118/29468-MS

15. Lee A.B., Gonzalez M.H., Eakin B.E. The Viscosity of Natural Gases // Journal of Petroleum Technology. – 1966. – V. 18(08). – P. 997–1000. – https://doi.org/10.2118/1340-PA

В статье приведено описание разработанного в ПАО «НК «Роснефть» программного обеспечения для управления комплексом роботизированных ленточных библиотек, который входит в состав аппаратно-технического комплекса Центра хранения сейсмической информации, и хранящихся в нем данных сейсморазведки. Разработанное программное обеспечение является частью информационной системы «КБД «Геобанк-Сейсморазведка», предназначенной для автоматизации работы Центра хранения сейсмической информации и представления сейсмических данных специалистам ПАО «НК «Роснефть». Приводятся структура разработанного программного обеспечения, его функциональность и назначение. Выделяются следующие разделы: управление файлами, управление носителями информации, формирование статистических данных о системе хранения, поддержка целостности данных. В статье также содержится краткое описание структуры аппаратно-технического комплекса информационной системы «КБД «Геобанк-Сейсморазведка». Приводится описание системы хранения информационной системы, в частности многоуровневой системы хранения больших массивов данных. Использование разработанных инструментов позволило оптимизировать работу администраторов информационной системы и отказаться от использования консоли на сервере приложений в части взаимодействий с техническими устройствами комплекса, исключить в работе администраторов прямые обращения к базам данных посредством языка запросов. В перспективе развития информационной системы планируются расширение сферы использования комплекса роботизированных ленточных библиотек для других типов информации, развитие инструментов автоматизации и повышение контроля целостности данных.

В статье представлены детализированные методические рекомендации, разработанные специалистами ПАО «НК «Роснефть», по обоснованию необходимости и продолжительности геотехнического мониторинга зданий и сооружений, в том числе эксплуатируемых в сложных инженерно-геологических условиях, включая районы распространения многолетнемерзлых грунтов. Основу этой методологии составляет риск-ориентированный подход, интегрирующий оценку двух ключевых критериев: категории сложности инженерно-геологических условий (определяемой по таким факторам, как геологические процессы, свойства многолетнемерзлых грунтов, техногенные воздействия, геоморфология, строение разреза и гидрогеология) и тяжести потенциальных последствий аварии или разрушения объекта, классифицируемых от критических до крайне низких. Для практического применения была предложена матрица приоритетов, которая на основе комбинации этих критериев дифференцированно определяет не только необходимость проведения геотехнического мониторинга, но и его приоритет (высокий, средний, низкий) и требуемый объем работ. Рассмотренная методика также устанавливает четкие правила определения продолжительности мониторинга: непрерывный в течение всего жизненного цикла для объектов высокого приоритета; до стабилизации параметров (не менее 2 лет) для среднего приоритета; преимущественно визуальный контроль для низкого приоритета. Важным в работе является рассмотрение практических аспектов внедрения методики, включая алгоритм ее применения, начиная от сбора исходных данных и заканчивая разработкой и реализацией программы мониторинга. Особое внимание уделяется экономической эффективности предлагаемого подхода, который позволяет оптимизировать ресурсы, направляя их на объекты с наибольшим уровнем риска, и таким образом предотвращать значительные финансовые потери и экологический ущербконтроль для объектов низкого приоритета.

Список литературы

1. Третий оценочный доклад об изменениях климата и их последствиях на территории Российской Федерации. Общее резюме. – СПб.: Наукоемкие технологии, 2022. – 124 с. – URL: https://www.meteorf.gov.ru/upload/pdf_download/compressed.pdf

2. Развитие геокриологического мониторинга природных и технических объектов в криолитозоне российской федерации на основе систем геотехнического мониторинга топливно-энергетического комплекса / В.П. Мельников, В.И. Осипов, А.В. Брушков [и др.] // Криосфера Земли. – 2022. – Т. XXVI. – № 4. – С. 3–18. – https://doi.org/10.15372/KZ20220401. – EDN: TMLZFZ

3. Федеральный закон от 30.12.2009 г. № 384-ФЗ Технический регламент о безопасности зданий и сооружений.

4. СП 22.13330.2016. Основания зданий и сооружений.

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

6. СП 305.1325800.2017. Здания и сооружения. Правила проведения геотехнического мониторинга при строительстве.

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

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

9. СП 47.13330.2016. Инженерные изыскания для строительства. Основные положения.

10. ГОСТ 25358-2020. Грунты. Метод полевого определения температуры. – М.: Стандартинформ, 2021.

11. ГОСТ 24846-2019. Грунты. Методы измерения деформаций оснований зданий и сооружений. – М.: Стандартинформ, 2019.