В статье рассматривается проблема прогноза характера притока в ачимовских коллекторах месторождений севера Западной Сибири. Решение задачи осложнено комплексом факторов: геологической неоднородностью, низкими фильтрационно-емкостными свойствами, изменчивостью и низкой минерализацией пластовых вод, наличием зон аномально высокого пластового давления и высоких пластовых температур. В работе рассмотрены результаты специальных лабораторных экспериментов по изучению электрических, капиллярных, фильтрационных характеристик пород и проведено их сопоставление с результатами геофизических исследований скважин (ГИС). Определен характер изменения параметров пористости и насыщенности в зависимости от минерализации пластовой воды в атмосферных и пластовых условиях. Установлены корреляционные связи между критическими значениями водонасыщенности и содержанием воды и нефти в коллекторе с целью определения характера насыщенности пород с учетом интервалов субколлектора путем комплексирования капиллярной, электрической и фильтрационной моделей. На основе полученных результатов усовершенствованы методика определения коэффициента водонасыщенности пород по модели Дахнова-Арчи и способ верификации минерализации пластовой воды по площади месторождения в условиях ее изменчивости. Усовершенствована методика определения характера насыщенности коллекторов с учетом интервалов субколлектора. Апробация предложенной методики продемонстрировала значительное повышение достоверности прогноза начальной обводненности притока по данным ГИС.

Список литературы

1. Анализ причин неоднородного насыщения низкопроницаемых ачимовских отложений на основе петрофизического моделирования / И.Н. Жижимонтов, И.Р. Махмутов, А.А. Евдощук, Е.В. Смирнова // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 3. – С. 30–35. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-3-30-35. –

EDN: XDCIQU

2. Махмутов И.Р., Туренко С.К. Изучение закономерностей распределения нефте- и водонасыщенных коллекторов в разрезе ачимовской толщи // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2025. – Т. 16. – № 2. – С. 204–220. – https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2025.11. – EDN: MYFUKL

3. Дорогиницкая Л.М. Количественная оценка добывных характеристик коллекторов нефти и газа по петрофизическим данным и материалам ГИС. – Томск: ТПУ, 2007. – 276 с. – EDN: QMYYUD

4. Махмутов И.Р., Тарандюк М.С., Туренко С.К. Разработка петрофизической модели ачимовских отложений на основе двухуровневой литофизической типизации пород // Недропользование XXI век. – 2025. – № 5-6 (109). – С. 16-25. – EDN: TRWFEY

5. Мухидинов Ш.В., Беляков Е.О. Определение интервалов с наличием подвижной воды в отложениях ачимовской толщи // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2020. – № 4(18). – С. 34–39. – https://doi.org/10.7868/S2587739920040047. – EDN: ZEAAIF

6. Практическое руководство по петрофизическому моделированию нефтегазонасыщенности / Д.Б. Родивилов, Ю.Д. Кантемиров, И.Р. Махмутов,

А.В. Акиньшин. – Тюмень: ИПЦ «Экспресс», 2023. – 144 с. – https://doi.org/10.54744/TNSC.2023.62.68.001. – EDN: OUCPRF

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

8. McPhee C., Reed J., Zubizarreta I. Core Analysis: A Best Practice Guide. – Netherlands: Elsevier, 2015. – 829 p.

9. Родивилов Д.Б., Саломатин Е.Н., Шульга Р.С. Модификация электрической модели Дахнова-Арчи при последовательном изменении минерализации поровых вод в термобарических условиях // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2025. – Т. 10. – № 3 (37). – С. 60–67. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2025-10-3-60-67. – EDN: MYUQTK

10. Waxman M.H., Smits L.J. Electrical Conductivities in Oil-Bearing Shaly Sands // Soc. Pet. Eng. J. – 1968. – No. 8. – P.107–122. – http://doi.org/10.2118/1863-A

11. Вендельштейн Б.Ю., Элланский М.М. Влияние адсорбционных свойств породы на зависимость относительного сопротивления от коэффициента пористости // Прикладная геофизика. – 1964. – Вып. 40. – С. 181–193.

12. Pickett G.R. Pattern recognition as a means of formation evaluation // The Log Analyst. – 1973. – V. 14. – No. 4. – P. 3–11.

В статье анализируются методы и технологии оценки аномально высокого пластового давления (АВПД) и обнаружения зон АВПД при бурении нефтяных и газовых скважин. Предупреждение аварий и осложнений за счет обнаружения этих зон оценивается как один из основных методов повышения эффективности нефтяных работ. Методы обнаружения аномального пластового давления, а также признаки, используемые для этой цели, систематизированы и классифицированы. Обоснованы преимущества разработанных методов, которые основываются на взаимосвязях между техническими параметрами бурения. Приведена краткая хронология создания и совершенствования этого класса методов. Предлагается метод, входящий в эту группу оперативного обнаружения зон аномально высокого давления, который также позволяет рассчитать плотность утяжеленного бурового раствора для противодействия аномальному давлению. Данный метод основан на принципе математического расчета зависимости механической скорости бурения от ряда других механических параметров бурения. Дано краткое описание принципа обнаружения зон аномально высокого давления, функциональных блоков системы и ее работы. Разработан алгоритм работы системы, на основе которого была написана управляющая программа на языке программирования С++. Работоспособность системы апробирована лабораторными экспериментами с применением компьютерного моделирования.

Список литературы

1. Сулейманов Э. Основная миссия SOCAR CDWT укрепление растущей с каждым днем экономики Азербайджана // International analytical journal «Caspian Energy». – 2022. – № 2 (115). – С. 50–51.

2. Дадашов И.Х., Абишов Ч.Х. Основные показатели буровых работ в Азербайджане и возможности их улучшения // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 2012. – № 10. – С. 14–18.

3. Париса Э.З. Характеристики вариации термобарических параметров во флюидоориентированных слоях в глубинных слоях: дис. ... канд. техн. наук. – Баку, 2016. – 158 с.

4. Мамедов А.А., Кахраманов Г.Н., Мамедова Г.А. Роль аномально высокого пластового давления в прогнозировании распределения нефти и газа в Южно-Каспийском прогибе // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 4–9. – https://doi.org/10.37474/0365-8554/2021-2-4-9

5. Abdullayeva M.Y., Alizadeh Sh.N. Ways of rational use of water resources in the oil industry // RS Global, World Science. – 2022. – №5 (77).– P. 1–6. https://doi.org/10.31435/rsglobal_ws/30092022/7868. – EDN: RBPSWG

6. Коротаев Б.А., Васёха В.М., Онуфрик А.М. Способ оценки пластового давления при разведочном бурении // Вестник МГТУ. – 2017. – Т. 20. – № 1/1. –

С. 104–110. – https://doi.org/10.21443/1560-9278-2017-20-1/1-104-110. – EDN: VZSKDP

7. Керимов К.М., Аббасов Дж.С., Заболостани П.И. Возможности прогнозирования зон АВПД на больших глубинах // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 11–14.

8. Bingham M.G. A new approach to interpreting rock drillubility // Oil and Gas J. – 1964. – № 62 (46). – P. 173–179.

9. Jordan I.R., Shirley O.I. Application of drilling perfomance data to overpressure detection // J. Petroleum Technol. – 1966. – V. 28-11. – P. 1387–1394.

10. Mouchet J.-P., Mitchell A. Abnormal pressures while drilling: Origins, prediction, detection, evaluation. – Editions Technip, 1989. – 288 p.

11. А/c № 1254782. Устройство для определения зон аномально-высоких пластовых давлений / Ю.А. Махмудов, Г.Х. Алиев, Б.С. Агаев [и др.]. – 1984.

12. А/c № 1275940. Устройство для определения зон аномально-высоких пластовых давлений / Ю.А. Махмудов, Г.Х. Алиев, Б.С. Агаев [и др.]. – 1985.

13. On prodiction of High pressure Zones in Oil Wells the on the Bazis of the modernized d-Exponent / B. Agaev, A. Samidov, M. Pashaeva, K. Alieva // The XXV International Sientific Sympozium «Civilizational bridges between people and cultures». Dedicated to the 30th anniversary of the establishment of diplomatic relations between Azerbaijan and Ukraine, the 22-23rd of April 2022. – Kyiv, 2022. – P. 161–166.

14. Билецкий M.T., Ратов Б.T., Деликешева Д.H. Разработка устройства для автоматического измерения плотности бурового раствора // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2019. – № 7. – С. 140–148. – https://doi.org/10.25018/0236-1493-2019-07-0-140. – EDN: SXNEFO

В статье рассмотрена технология закачки пены на основе азота и ПАВ при пониженном межфазном натяжении. Данная технология является перспективным комбинированным методом увеличения нефтеотдачи (МУН). Эффективная разработка карбонатных коллекторов с развитой сетью трещин, высокими температурой (70 °C) и минерализацией пластовых вод (209 г/л), характерными для месторождений Центрально-Хорейверского поднятия, сопряжена с проблемами неравномерного охвата и быстрым ростом обводненности скважинной продукции. В таких условиях внедрение традиционных МУН ограничено. Представленная технология способствует повышению коэффициента вытеснения нефти за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента охвата пласта за счет контроля подвижности газа и снижения относительной фазовой проницаемости закачиваемых агентов. Подбор стабильной эффективной композиции ПАВ для сложных пластовых условий является нетривиальной задачей. Данная работа описывает системный подход к подбору композиции ПАВ, сочетающей свойства эффективного пенообразователя и нефтеотмывающего агента. Такой подход включает оценку растворимости ПАВ, детальное исследование пенообразующей способности и стабильности пены в свободном объеме и в ходе фильтрационных исследований, оптимизацию состава смеси ПАВ и параметров закачки пены. Сделан вывод, что в рассмотренных условиях эффективность технологии в большей степени обусловлена стабильностью пенной системы, чем снижением межфазного натяжения. Разработанная композиция продемонстрировала высокую технологическую эффективность, обеспечив значительное увеличение коэффициента вытеснения нефти (17 %).

Список литературы

1. Foam mobility control for surfactant EOR / R.F. Li, W. Yan, S. Liu [et al.] // SPE-113910-MS. – 2008. – https://doi.org/10.2118/113910-MS

2. A new laboratory study on alternate injection of high strength foam and ultra-low interfacial tension foam to enhance oil recovery / C. Renyi [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2015. – V. 125. – P. 75–89. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2014.11.018

3. A systematic study of alkali surfactant gas injection as an enhanced oil recovery technique / M. Srivastava [et al.] // SPE-124752-MS. – 2009. – https://doi.org/10.2118/124752-MS

4. Chengdong Y., Wanfen P. Foam for high temperature and ultra-high salinity conditions: Its displacement efficiency under different permeability heterogeneity //

SPE-200078-MS. – 2022. – https://doi.org/10.2118/200078-MS

5. Eloïse C. Advanced EOR foam in naturally fractured carbonates reservoirs: Optimal balance between foam and interfacial tension properties // SPE-194992-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/194992-MS

6. Foams with ultra-low interfacial tensions for an efficient EOR process in fractured reservoirs / C. Eloïse [et al.] // SPE-174658-MS. – 2015. –https://doi.org/10.2118/174658-MS

7. A novel alkaline-surfactant-foam EOR process / H. Guo [et al.] // SPE-145043-PA. – 2011. – https://doi.org/10.2118/145043-PA

8. Successful field test of the first ultra-low interfacial tension foam flood / D. Wang [et al.] // SPE-72147-MS. – 2001. – https://doi.org/10.2523/72147-MS

9. Lunkenheimera K., Malysa K. Simple and generally applicable method of determination and evaluation of foam properties // Journal of Surfactants and Detergents. – 2003. – V. 6. – No. 1. – Р. 69–74. – https://doi.org/10.1007/s11743-003-0251-8

Одним из высокоэффективных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) является ПАВ-полимерное заводнение. В статье приведены результаты лабораторных и промысловых исследований применения ПАВ-полимерных составов на месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз», рассмотрены варианты реализации технологии, дана оценка целесообразности применения ПАВ-полимерных составов на объектах ПАО «Сургутнефтегаз». Целью работ является получение технологического эффекта от применения МУН путем закачки ПАВ-полимерных составов на высокопроницаемых коллекторах. По результатам проведения лабораторных исследований отмечено, что увеличение концентрации полиакриламида (ПАА) в водных растворах (0,1-0,4 %) и объема прокачки их оторочек (0,1-4,0 поровых объема Vпор) через модели пласта Х месторождения N демонстрирует тенденцию повышения вытеснения нефти от 0,7 до 8,1 %, наиболее технико-экономически оправданные значения которого получены при использовании полимера в диапазоне концентраций 0,2-0,3 %. При этом основное дополнительное вытеснение остаточной нефти достигается после воздействия на породу-коллектор растворами ПАА в количестве (1-2)Vпор. По данным потоковых испытаний получен прирост коэффициента вытеснения нефти (в среднем 9,4 %) после последовательной обработки керновых колонок растворами ПАА (0,2-0,3 %) и ПАВ (3 %), в результате чего объем доизвлечения нефти увеличивается в 1,3-2,7 раза, в отличие от применения каждого метода в отдельности. Результаты экспериментальных работ указывают на получение экономически рентабельных объемов дополнительной добычи нефти от проведения соответствующих геолого-технических мероприятий.

В настоящее время подавляющее большинство российских нефтяных месторождений находятся на заключительной стадии разработки. Бурение уплотняющих скважин и боковых стволов является одним из основных способов поддержания добычи нефти, при этом возникает задача локализации остаточных запасов и подбора скважин-кандидатов для бурения боковых стволов. В статье рассмотрены существующие подходы к решению этой проблемы, такие как гидродинамическое моделирование, цифровой анализ разработки и упрощенное прокси-моделирование. Их применение для длительно разрабатываемых крупных месторождений может быть очень трудозатратным и не всегда результативным, поэтому был разработан новый подход, который позволяет оперативно определять первоочередные участки для проведения геолого-технических мероприятий, уплотняющего бурения и бурения боковых стволов. В рамках данной методики моделируется движение запасов нефти за счет работающих добывающих и нагнетательных скважин с учетом геологии объекта, свойств пласта и флюидов, исторических показателей разработки. С использованием нового подхода выполнена локализация остаточных запасов на длительно разрабатываемой залежи, успешно пробурен боковой ствол. Дополнительно проведенное сопоставление результатов оценки остаточных запасов со стартовыми показателями боковых стволов, пробуренных после локализации запасов, показывает высокую эффективность подхода и целесообразность его дальнейшего развития.

Список литературы

1. Кудияров А.Г., Гайфуллин А.Р. Системный подход к локализации остаточных извлекаемых запасов в низкопроницаемых баровых песчаниках // Достижения, проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли: Мат. IV Междунар. научно-практ. конф. – Альметьевск: Изд-во АГНИ, 2019. – C. 57–62. –

EDN: VHYACM

2. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. – 140 с. – EDN: SUHBIZ

3. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирвоания нефтяных и газовых залежей. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. – 896 с. – EDN: QMZHVX

4. Латифуллин Ф.М., Саттаров Рам.З., Шарифуллина М.А. Использование пакета программ АРМ геолога «ЛАЗУРИТ» для геолого-технологического моделирования и планирования геолого-технических мероприятий в ПАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 40–43. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-6-40-43. – EDN: RGRIVQ

5. Денисов О.В., Насыбуллин А.В. Экспресс-метод локализации остаточных запасов нефти на основе прокси-модели // Нефтяная провинция. – 2019. – № 2(18). – C. 113–124. – https://doi.org/10.25689/NP.2019.2.113-124. –

EDN: RGRIVQ

6. Sayarpour M. Development and Application of Capacitance-Resistive Models to Water/CO Floods: Dissertation. – Texas: The University of Texas at Austin, 2008.

7. Захарян А.З., Урсегов С.О. От цифровых моделей к математическим: новый взгляд на геолого-гидродинамическое моделирование нефтегазовых месторождений при помощи искусственного интеллекта // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 144–148. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-144-148. – EDN: QDHCQG

8. Локализация и разработка остаточных запасов нефти с использованием геохимических исследований на основе нейросетевых алгоритмов / В.А. Судаков, Р.И. Сафуанов, А.Н. Козлов [и др.] // Георесурсы. – 2022. – 24(4) – С. 50–64. – https://doi.org/10.18599/grs.2022.4.4. – EDN: FZGNUX

9. Локализация остаточных запасов на зрелом месторождении с помощью технологии импульсно-кодового гидропрослушивания / Л.А. Зинуров, Р.А. Мингареев, А.А. Лутфуллин [и др.] // ГеоБайкал 2022: Сборник материалов 7-й научно-практической конференции, Иркутск,

27 февраля – 03 марта 2023 г. – М.: ЕАГЕ ГЕОМОДЕЛЬ, 2023. –

С. 150–153. – EDN: FBXISW

10. Анализ межскважинного взаимодействия с помощью мультискважинной деконволюции для повышения эффективности системы поддержания пластового давления / А.М. Асланян, Д.Н. Гуляев, В.М. Кричевский

[и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2019. – № 3. – C. 56–61. – https://doi.org/10.24887/2587-7399-2019-3-56-61. – EDN: CHQRML

Обратная закачка нефтяного газа в газовую шапку является эффективным способом его временной утилизации до строительства необходимой инфраструктуры дальнейшего рационального использования. Опыт реализации подобных проектов показал положительное влияние обратной закачки газа на коэффициент извлечения нефти (КИН). Увеличение КИН достигается вследствие изменения подвижности нефтяной и газовой фаз, которое зависит от свойств коллектора, пластовых флюидов и закачиваемого газа. В статье приведены результаты расчета изменения подвижности нефтяной и газовой фаз, а также оценка дополнительной добычи нефти для различных рассчитанных значений изменения подвижности. Расчеты выполнялись для нескольких нефтегазоконденсатных месторождений группы компаний «Газпром нефть». В результате выполненных расчетов выявлено, что при соотношении подвижностей нефтяной и газовой фаз более 143 КИН увеличивается. При меньших значениях происходит потеря нефти вследствие прорыва закачиваемого газа. С учетом погрешности вычислений можно сделать вывод, что обратная закачка нефтяного газа имеет положительный эффект при соотношении подвижностей фаз менее 150. При превышении этого значения КИН снижается за счет преобладания эффекта прорыва газа к нефтяным скважинам над эффектом поддержания пластового давления. КИН увеличивается при обеспечении условий частично смешивающегося вытеснения нефти газом, что возможно при высоких пластовых давлениях и низкой вязкости пластовой нефти.

Список литературы

1. Опыт разработки нефтяных оторочек Новопортовского месторождения с применением обратной закачки попутного нефтяного газа // А.В. Войводяну, О.В. Фоминых, И.В. Коваленко, В.Г. Крамар // Известия вузов. Нефть и газ. – 2025. – № 3. – С. 57–65. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2025-3-57-65. – EDN: LHYRRE

2. Определение основных технологических параметров закачки газа в пласт на примере проектирования разработки месторождений группы компаний «Газпром нефть» / А.В. Войводяну, А.С. Виноградов, В.В. Иликбаев, В.И. Вирт // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2025. – Т. 10. – № 1. – С. 27–33. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2025-10-1-27-33. – EDN: PGJQQO

3. Development History Case of a Major Oil-Gas-Condensate Field in a New Province / D.A. Anuryev, V.A. Grinchenko, A.V. Miroshnichenko [et al.] //

SPE-166887-MS. – 2013. – https://doi.org/10.2118/166887-MS

4. Степанова Г.С. К оценке коэффициента нефтевытеснения при различных методах газового и водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. –

1991. – № 7. – С. 18–19.

5. Вычисление подвижности во вскрытых скважиной интервалах / Э.С. Закиров, С.Н. Закиров, И.М. Индрупский, Д.П. Аникеев // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2018. – Вып. 2(21). – C. 1–9. – https://doi.org/ 10.29222/ipng.2078-5712.2018-21.art24. – EDN: YMHMPZ

6. Chappelear J.E., Williamson A.S. Representing wells in numerical reservoir simulation: Part 2. Implementation // SPEJ. – 1981. – https://doi.org/10.2118/9770-PA

7. Емифов А.А. Разработка статистических моделей для прогноза коэффициента подвижности нефти в различных фациальных условиях: на примере башкирских залежей Пермского края: дисс… канд. техн. наук. – Пермь, 2013. – 137 с.

В статье впервые представлены результаты промыслового испытания разработанной в дочернем предприятии ПАО «НК «Роснефть» технологии закачки подтоварной воды для управления газовым фактором в нефтяных скважинах. Базовая технология закачки подтоварной воды в добывающие скважины применяется в газовой промышленности для глушения скважин, а также с малообъемными закачками воды при капитальном ремонте скважин в ПАО «НК «Роснефть» для оттеснения газового конуса. Технология, представленная в данной работе, усовершенствована с учетом применения закачки большой оторочки воды для обработки в комбинации с отстаиванием скважины в условиях месторождений с массивной газовой шапкой. Она направлена на подавление газового конуса в скважинах и применима на объектах при использовании воды плотностью от 1100 кг/м³. Метод основан на большеобъемной закачке воды в нефтедобывающую скважину с ближайшей нагнетательной. Физическая основа метода включает вытеснение газа за счет проникновения воды в зону разряжения, улучшение фазовых проницаемостей, частичного растворения газа и стимулирование гидратообразования в зоне конуса. Промысловые испытания на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении показали высокую эффективность технологии: после закачки большого объема воды удалось снизить газовый фактор, увеличить дебит нефти, стабилизировать работу скважины. Технология демонстрирует высокий потенциал для повышения экономической эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов месторождений ПАО «НК «Роснефть» в Восточной Сибири без капитальных вложений. Планируются дальнейшие опытно-промышленные работы для уточнения критериев применимости и оптимизации параметров обработки.

Список литературы

1. Fevang Ø., Whitson C.H. Modeling gas-condensate well deliverability // SPE-30714-PA. – 2019. – https://doi.org/10.2118/30714-PA

2. Al-Nofli M.A., Kelkar M. Integrated assessment of water injection performance in high-GOR oil reservoirs // SPE-212345-PA. – 2023. – https://doi.org/10.2118/212345-PA

3. Подчувалова Е.Ю., Поляков Д.В., Шафиков Р.Р. Закачка воды в газовую шапку: модификация системы разработки нефтяной оторочки в условиях шельфа // Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана. – 2022. – Т. 4. – № 2. – C. 87–95. – https://doi.org/10.54859/kjogi106006

4. Разработка сложнопостроенных залежей с подгазовой зоной и подстилающей водой на примере Среднеботуобинского НГКМ / Е.Н. Иванов, Д.В. Акинин, Р.Р. Валеев [и др.] // SPE-182055-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2118/182055-MS

5. Ограничение добычи газа в условиях массивной газовой шапки / В.Ф. Истишева, В.И. Забелин, Е.Н. Иванов [и др.] // Известия вузов. Нефть и газ. – 2024. – № 4. – С. 50–63. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2024-4-50-63. – EDN: NOOYTV

6. Гриценко А.И., Романов В.А. Разработка нефтегазовых месторождений. – М.: Недра, 2019. – С. 204–232.

7. Опыт периодической эксплуатации и закачки дегазированной нефти для расформирования конуса газа / К.И. Приз, А.С. Алексеев,

Н.А. Черкасов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 5. – С. 69–73. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-5-69-73. – EDN: PPLZDE

Наличие асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), которые образуются в процессе эксплуатации газлифтных скважин на гидротехнических сооружениях СП «Вьетсовпетро», оказывает существенное влияние на стабильность добычи нефти и производственные показатели. Поддержание установленного уровня добычи с применением традиционных для морских условий технологий борьбы с АСПО (с помощью тепловых обработок паром и ингибированием продукции депрессорными присадками) сопровождается существенными издержками, приводит к длительным остановкам скважин и существенным потерям нефти, а также к работе скважин в неустановившемся режиме после депарафинизации. Дополнительное обслуживание скважин на безлюдных блок-кондукторах осложнено логистическими ограничениями и вызывает рост операционных затрат. Для снижения влияния АСПО на добычу нефти СП «Вьетсовпетро» проводит целевую работу по совершенствованию применяемых методов борьбы, поиску новых технических решений, а также адаптации успешных технологий к условиям морского шельфа. В статье рассмотрены причины снижения эффективности традиционных тепловых обработок с применением паропроизводящей установки (ППУ), опыт применения технологии механической очистки лифта НКТ на газлифтных скважинах и результаты внедрения технологии нагрева газлифтного газа. Опытно-промысловые испытания показали, что подача нагретого газлифтного газа в скважину увеличивает температуру продукции в интервале наиболее интенсивных отложений до величины, превышающей температуру застывания нефти, что позволяет отказаться от проведения в скважинах тепловых обработок с помощью ППУ и открывает перспективы использования рассмотренной технологии на платформах с безлюдным режимом эксплуатации..

Список литературы

1. Опыт удаления асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче нефти на месторождении Белый Тигр / М.М. Велиев, А.Н. Иванов, В.А. Бондаренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 6. – С. 84–89. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-6-84-89. – EDN: IYBGN

2. Применение технологии обработки парафинистой нефти депрессорной присадкой, закачиваемой в газлифтную линию / А.Г. Ахмадеев, Фам Тхань Винь, Нгуен Хыу Нян [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 7. – С. 126–129. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-7-126-129. – EDN: OAYRMW

В статье рассмотрена проблема обеспечения точности инклинометрических измерений при наклонно направленном бурении, обусловленная использованием геомагнитных моделей для определения азимута скважины относительно истинного севера. Показано, что параметры применяемых математических моделей геомагнитного поля оказывают непосредственное влияние на неопределенность замеров и размеры эллипсов неопределенности положения ствола. Проведен сравнительный анализ глобальных геомагнитных моделей различного разрешения (IGRF, WMM, WMM-HR, HDGM, BGGM) с точки зрения их применимости для задач бурения. В качестве эталона использована модель HDGM, ранее широко применявшаяся в нефтесервисной отрасли. На основе данных 108 скважин, расположенных в восьми регионах Российской Федерации, выполнена количественная оценка отклонений параметров магнитного поля, включая напряженность, угол наклонения и магнитное склонение. Особое внимание уделено влиянию горизонтальной компоненты магнитного поля и широтного положения на рост неопределенности азимута. Показано, что при корректировке параметров модели ошибки в соответствии с требованиями ISCWSA модель WMM обеспечивает приемлемый уровень точности, а увеличение эллипсов неопределенности по сравнению с HDGM не превышает 8 %. Полученные результаты подтверждают возможность практического применения открытых геомагнитных моделей при определенных условиях в рамках ограниченного доступа к высокоразрешающим коммерческим решениям и подчеркивают необходимость адаптации кодов ошибок и регионального учета геомагнитных условий при бурении.

Список литературы

1. Automated Hardware and Software System for Monitoring the Earth’s Magnetic Environment / A. Gvishiani [et al.] // Data Sci. J. – 2016. – V. 15. – https://doi.org/10.5334/dsj-2016-018. – EDN: XVKHMB

2. Жданеев О.В., Зайцев А.В., Лобанков В.М. Метрологическое обеспечение аппаратуры для геофизических исследований // Записки Горного

Института. – 2021. – Т. 246. – С. 667-677. – https://doi.org/10.31897/PMI.2020.6.9. – EDN: RFADCX

3. Жданеев О.В. Оценка уровня локализации продукции при импортозамещении в отраслях ТЭК // Экономика региона. – 2022. – Т. 18. – № 3. –

С. 770–786. – https://doi.org/10.17059/ekon.reg.2022-3-11. – EDN: GSFHPW

4. Best Practices and Recommendations for Magnetic Directional Surveying in the Barents Sea / I. Edvardsen [et al.] // SPE Norway One Day Seminar. Bergen, Norway: SPE, 2019. – https://doi.org/10.2118/195600-MS

5. Macmillan S., McKay A., Grindrod S. Confidence Limits Associated With Values of the Earth’s Magnetic Field used for Directional Drilling // SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition. Amsterdam, The Netherlands: SPE, 2009. – EDN: XYKBJZ

6. High Definition Geomagnetic Models: A New Perspective for Improved Wellbore Positioning / S. Maus [et al.] // IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition. San Diego, California, USA: SPE, 2012. – EDN: PGUMVP

7. Lowdon R.M., Chia C.R. Multistation Analysis and Geomagnetic Referencing Significantly Improve Magnetic Survey Results // SPE-79820-MS. – 2003. – https://doi.org/10.2118/79820-MS

8. Арсеньев С.А. Теоретическое моделирование главного магнитного поля Земли и планет // Актуальные проблемы гуманитарных и естественных наук. – 2015. – № 4–2. – С. 313–321. – EDN: TTULSH

9. Next Generation High-Definition Geomagnetic Model for Wellbore Positioning, Incorporating New Crustal Magnetic Data / M. Nair [et al.] // SPE-31044-MS. –

2021. – https://doi.org/10.4043/31044-MS

10. The CHAOS-7 geomagnetic field model and observed changes in the South Atlantic Anomaly / C.C. Finlay [et al.] // Earth Planets Space. – 2020. – V. 72. – № 1. – https://doi.org/10.1186/s40623-020-01252-9

11. Ruifeng Y., Binbin D., Deli G. Calculation for Wellbore Trajectory Measurement Error Incorporating Magnetic Azimuth Correction // Pet. Drill. Tech. 2023. – V. 51. –

No. 6. – P. 25–31.

В статье представлены результаты математического моделирования работы испарителя блока огневой регенерации триэтиленгликоля. Построение математической модели выполнялось в несколько этапов. На первом этапе рассчитывались режимные параметры работы блока огневой регенерации гликоля, а также материальный и тепловой баланс отдельных узлов и аппаратов, входящих в блок. На втором этапе с использованием результатов расчета теплового и материального баланса решалась задача сопряженного теплообмена в испарителе. В процессе решения было выполнено моделирование процессов горения топливного газа внутри жаровой трубы, переноса тепла через поверхность трубы из внутреннего в межтрубное пространство и конвективного теплообмена в гликоле. Процессы горения топливного газа внутри жаровой трубы и отвод тепла с поверхности жаровой трубы гликолем моделировались с учетом движения газовой и жидкой фаз. В результате выполнения работы получены карты тепловых полей для камеры сгорания, в жаровых трубах и межтрубном пространстве. Найденное решение задачи сопряженного теплообмена верифицировано сравнением результатов численного моделирования с фактичексими данными. На заключительном этапе работ проведена оценка напряженно-деформированного состояния жаровой трубы. Установлено, что деформационные напряжения в жаровой трубе не превышают предельно допустимых значений при ее нагреве до температуры 410 °С.

Список литературы

1. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка углеводородных газов. – М.: Химия, 1984. – 192 с.

2. Варнатц Ю., Маас У., Диббл Р. Горение. Физические и химические аспекты, моделирование, эксперименты, образование загрязняющих веществ /

Пер. с англ. Г.Л. Агафонова. Под ред. П.А. Власова. – М.: ФИЗМАТЛИТ, 2003. – 352 с.

3. Peng D.Y., Robinson D.B. A new two-constant equation of state // Ind. Eng. Chem. Fundam. – 1976. – V. 15. – P. 59–64. – https://doi.org/10.1021/i160057a011

4. Аралов О.В., Буянов И.В., Саванин А.С. Оценка надежности разрабатываемых технических устройств с использованием результатов их испытаний // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 2. – С. 72–77. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-2-72-77. – EDN: TJBBZR

5. 3D моделирование объектов ПАО «НК «Роснефть» на различных этапах жизненного цикла / А.Н. Авренюк [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 8. – С. 34–37. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-8-34-37. – EDN: SHFOMA

6. Cheremisinoff N.P., Gupta R. Handbook of fluids in motion. – Boston: Ann Arbor Science, 1983. – 1202 p.

7. ANSYS CFX User’s Guide, Release 2020 R1. ANSYS CFX-Solver Theory Guide section. – https://cfdlectures.com/tutorials/cfxtutorial.pdf

8. Predicting dynamic and thermal histories of agglomerated particles injected within a d.c. plasma jet / F. Ben Ettouil [et al.] // Surface and Coatings Technology Journal. – 2008. – V. 202. – № 18. – P. 4491–4495. – https://doi.org/10.1016/j.surfcoat.2008.04.032. – EDN: LLAVAL

9. Rojas J.R. Numerical Simulation of the Melting of Particle Injected in a Plasma Jet / // Ingenaire. – 2009. – V.17. – P. 299–308. – https://doi.org/10.4067/S0718-33052009000300003. – EDN: PIAVTL

10. ГОСТ Р 34233.1-2017. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Общие требования.

В статье приведен анализ применимости различных жидкостей глушения для месторождений одной из добывающих нефтяных компаний Западно-Сибирского региона. Объекты разработки месторождений нефтяной компании являются глубокозалегающими, характеризуются высокой температурой (93-104 °С), а также значительным содержанием гидрокарбонат-ионов в составе попутно добываемых вод добывающих скважин. Вышеперечисленные факторы способствуют проявлению несовместимости данных вод с растворами жидкостей глушения, а также вызывают высокую коррозионную агрессивность растворов глушения по отношению к подземному оборудованию. Интерференция пластового давления по площади и разрезу месторождений предопределяет использование различных по плотности жидкостей глушения при проведении ремонта скважин.

Рассмотрены характерные особенности проявления некоторых технологических свойств растворов глушения различных плотностей на основе хлористого натрия (галита), хлористого кальция, комбинированной смеси из галита и нитрата кальция, комбинированной смеси из хлористого кальция и нитрата кальция, формиата калия и готовых солевых основ марок № 1 и № 2. Показано, что в большинстве случаев ингибиторы коррозии и ингибиторы солеотложений взаимно снижают эффективность друг друга, что выражается в росте осадкообразования и повышении коррозионной агрессивности при смешении растворов глушения с попутно добываемыми водами. Дополнительно рассмотрена проблема несовершенства рынка готовых смесевых составов и необходимость проведения раздельного подбора и тестирования рецептур растворов глушения для нагнетательного и добывающего фондов скважин, в связи с их значительными отличиями в условиях эксплуатации.

Список литературы

1. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах, – M.: НПО «Бурение», 1997. – 93 с.

2. Обзор перспективных технологий глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и рисков прорыва газа. Часть 1. Классификация технологий и опыт применения загущенных жидкостей на водной и углеводородной основе / В.Ю. Никулин, Р.Р. Мукминов,

Ф.Х. Мухаметов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2022. – Т. 20. – № 3. –

С. 87–96. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-3-87-96. – EDN: GACLGY

3. Вариативный подход к подбору жидкостей глушения для условий терригенных коллекторов. Часть 2. Физическое моделирование по оценке влияния составов на фильтрационно-емкостные свойства пород /

В.А. Шайдуллин, А.Р. Хатмуллин, А.Р. Туриянов, Ф.К. Мингалишев // Экспозиция Нефть Газ. – 2024. – № 1. – С. 38–42. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-1-38-42. – EDN: DASHUD

4. Снижение негативного воздействия технологических жидкостей на продуктивные объекты Соровского месторождения путем их модификации / А.Е. Фоломеев, С.А. Вахрушев, А.Р. Хатмуллин [и др.]. – Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 2. – С. 26–37. – https://doi.org/10.18799/24131830/2022/2/3328. – EDN: QCZWCS

5. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. – Краснодар: НПО «Бурение», 2009. – 337 с. – EDN: QMZBRN

6. Насыров А.М., Борхович С.Ю., Барданова О.Н. Освоение и глушение нефтяных скважин. – М. – Вологда: Инфра-Инженерия, 2022. – 262 с. –

EDN: DUUOAA

7. Ингибиторы для предотвращения солеотложения в нефтедобыче /

А.Е. Волошин, В.Н. Гусаков, А.В. Фахреева, В.А. Докичев // Нефтепромысловое дело. – 2018. –   № 11. – С. 60-72. –   https://doi.org/10.30713/0207-2351-2018-11-60-72. – EDN: PIJOXF

В статье описываются способы автоматизации анализа текстовых литологических описаний керна с использованием больших языковых моделей (Large Language Models (LLM)). Представлен сервис «ЛитоТекст», разработанный в ПАО «НК Роснефть» в рамках программы цифровой трансформации, который впервые в производственной практике нефтегазовой геологии применяет LLM, технологию промпт-инжиниринга и экспертные знания литолога для автоматического определения в текстах описания геологических слоев 16 параметров горных пород, таких как тип горной породы, цвет, визуальное насыщение, текстура, зернистость, трещиноватость, тип пустотного пространства и др. Сервис обрабатывает литологические описания с помощью инструментов искусственного интеллекта (ИИ) – ИИ-агентов, основанных на LLM, предназначенной для анализа текста. Проведено сравнение методов машинного обучения и методов промпт-инжиниринга LLM, показано преимущество последнего. Сервис обеспечивает автоматическое извлечение параметров из текстов, валидацию на эталонных базах и быструю обработку исторических данных. Практическая апробация в компании показала кратное сокращение времени автоматизированной обработки текстов по сравнению с ручным извлечением параметров специалистом, снижение числа ошибок, вызванных человеческим фактором. Полученные результаты подтверждают потенциал применения LLM в нефтяной геологии с целью автоматизации анализа литологических описаний керна.

Список литературы

1. «Роснефть» внедряет искусственный интеллект в изучение керна. – https://www.rosneft.ru/press/news/item/222239/

2. Недоливко Н.М. Исследование керна нефтегазовых скважин. – Томск: Изд-во ТПУ, 2006. -163 с. – https://portal.tpu.ru/SHARED/n/NEDOLIVKO/disc1/Tab2/Posobie.pdf

3. Das M.A. Comparative Study on TF-IDF feature Weighting Method. – 2023. – https://arxiv.org/abs/2308.04037

4. Reimers N., Gurevych I. Sentence-BERT: Sentence Embeddings using Siamese BERT-Networks. – https://arxiv.org/abs/1908.10084

5. Ядрышникова О.А., Тенюнин А.Ф., Бычков М.Л. Искусственный интеллект и геологические архивы: новые подходы для автоматической индексации // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли: Сборник докладов научно-практических конференций журнала «Нефтяное хозяйство» – Москва, 2024 год. – М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2025. – C. 139-143. – EDN: JKYHKD

6. Large Language Models for Text Classification / A. Kostina, M.D. Dikaiakos, D. Stefanidis, G. Pallis. – 2025. – https://arxiv.org/html/2501.08457v1

7. Sber Developers. Prompt engineering: лучшие практики. – https://developers.sber.ru/docs/ru/gigachat/prompts-hub/prompt-engineering

Статья посвящена разработке комплексного подхода к управлению цифровой трансформацией цепей поставок нефти с использованием сценарного анализа. В качестве базового инструмента применен интегральный индекс, позволяющий количественно оценивать эффективность и устойчивость звеньев цепи поставок нефти. Проведенные ранее исследования подтвердили наличие зависимости значений индекса от уровня цифровой зрелости звеньев. В настоящей работе управление цифровой трансформацией рассмотрено на примере сценарного анализа развития четырехзвенной цепи поставок: добыча – транспортировка – хранение - дистрибуция. Результаты расчетов показали существенные различия в интегральных индексах по звеньям: от 41,5 (добыча) до 76,3 (хранение). Это доказывает необходимость адресной цифровизации наиболее уязвимых звеньев. Сценарное моделирование позволило выявить динамику индекса при различных стратегиях цифровой трансформации. В инерционном сценарии индекс достиг 52,1, в умеренно трансформационном – 67,3, в агрессивно цифровом – 81,9. Для обоснования инвестиционных решений введен показатель интегральной результативности на единицу капитала (IPC). Его значения увеличились от менее 3 до 13 % при переходе с низкого на высокий уровень цифровой зрелости. Исследование показало, что интегральный индекс в рамках сценарного анализа может использоваться как управленческий инструмент для диагностики состояния цепи поставок, выбора приоритетных направлений цифровизации и формирования сбалансированных портфелей инвестиций. Дополнительно выявлен прирост результативности при внедрении цифровых решений: цифровизация отдельных звеньев усиливает результативность смежных, что подтверждает необходимость комплексного подхода к управлению цифровой трансформацией цепей поставок нефти.

Список литературы

1. Уланов В.Л., Скоробогатько О.Н. Влияние трансграничного углеродного регулирования ЕС на экономическую эффективность российской нефтепереработки // Записки Горного института. – 2022. – Т. 257. – С. 865-876. – https://doi.org/10.31897/PMI.2022.83. – EDN: KKREZH

2. Скобелев Д.О., Череповицына А.А., Гусева Т.В. Технологии секвестрации углекислого газа: роль в достижении углеродной нейтральности и подходы к оценке затрат // Записки Горного института. – 2023. – Т. 259. – С. 125–140. – https://doi.org/10.31897/PMI.2023.10. – EDN: UHRPUF

3. Carter C.R., Rogers D.S. A framework of sustainable supply chain management: moving toward new theory // International Journal of Physical Distribution & Logistics Management. – 2008. – V. 38. – № 5. – P. 360–387. – https://doi.org/10.1108/09600030810882816. – EDN: MAHEND

4. Ivanov D. Intelligent digital twin (iDT) for supply chain stress-testing, resilience, and viability // International Journal of Production Economics. – 2023. – Vol. 263. –

P. 108938. – https://doi.org/10.1016/j.ijpe.2023.108938. – EDN: MQTWON

5. Gökalp E., Martinez V. Digital transformation maturity assessment: development of the digital transformation capability maturity model // International Journal of Production Research. – 2022. – V. 60. – № 20. – P. 6282–6302. – https://doi.org/10.1080/00207543.2021.1991020. – EDN: RYCMEO

6. Büyüközkan G., Göçer F. Digital supply chain: literature review and a proposed framework for future research // Computers in Industry. – 2018. – V. 97. – P. 157–177. – https://doi.org/10.1016/j.compind.2018.02.010. – EDN: YICXFB

7. Supply chain management: a review and bibliometric analysis / H. Fang, F. Fang, Q. Hu, Y. Wan // Processes. – 2022. – V. 10. – № 9. – https://doi.org/10.3390/pr10091681. – EDN: NXRAAV

8. Ahmed H., Bashar M.A., Rahman M.A.T. Innovative approaches to sustainable supply chain management in the manufacturing industry: a systematic literature

review // Global Mainstream Journal of Innovation, Engineering & Emerging Technology. – 2024. – V. 3. – № 2. – https://doi.org/10.62304/jieet.v3i02.81. –

EDN: YCRKRC

9. A systematic review of the literature on digital transformation: insights and implications for strategy and organizational change / A. Hanelt, R. Bohnsack, D. Marz,

C. Antunes Marante // Journal of Management Studies. – 2021. – V. 58. – № 5. – P. 1159–1197. – https://doi.org/10.1111/joms.12639. – EDN: XWOGSK

10. Saaty T.L. Decision making with the analytic hierarchy process // International Journal of Services Sciences. – 2008. – V. 1. – № 1. – P. 83–98. – https://doi.org/10.1504/IJSSCI.2008.017590

11. Artificial intelligence applications in supply chain management / M. Pournader, H. Ghaderi, A. Hassanzadegan, B. Fahimnia // International Journal of Production Economics. – 2021. – V. 241. – P. 108250. – https://doi.org/10.1016/j.ijpe.2021.108250. – EDN: ZPTZHJ

12. Andaloussi M.B. A bibliometric literature review of digital supply chain: trends, insights, and future directions // SAGE Open. – 2024. – V. 14. – № 2. – https://doi.org/10.1177/21582440241240340. – EDN: QAOLOC

13. Модель управления цепями поставок в нефтегазовой отрасли с использованием цифровых технологий / Д. С. Братских, Н. В. Ромашева, А. Ю. Конопелько, Л. А. Николайчук // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 7. – С. 120-125. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-7-120-125.technologies. –

EDN: JZMSDX

14. Supply chain digitisation and management / M.K. Tiwari, B. Bidanda, J. Geunes [et al.] // International Journal of Production Research. – 2024. – V. 62. – № 8. –

P. 2918–2926. – https://doi.org/10.1080/00207543.2024.2316476. – EDN: PLGANG

15. Развитие методологии сценарного анализа инвестиционных проектов предприятий минерально-сырьевого комплекса / К.В. Матрохина, В.Я. Трофимец, Е.Б. Мазаков [и др.] // Записки Горного института. – 2023. – Т. 259. – С. 112-124. – https://doi.org/10.31897/PMI.2023.3. – EDN: DBXKMW

В статье исследуется влияние нормативных коэффициентов запаса прочности на конструктивные решения и безопасность вертикальных стальных резервуаров (РВС) для нефти. Показано, что традиционный подход к проектированию, основанный на системе частных коэффициентов (по материалу, нагрузке, ответственности, условиям работы), является излишне консервативным. Это приводит к значительному и неравномерному запасу прочности по высоте стенки: в то время как нижний пояс использует около 59 % предела текучести материала, верхние пояса загружены лишь на 8-20 %, что указывает на неоптимальный расход металла. На примере расчета резервуаров РВС 10 000 и РВС 20 000 по ГОСТ 31385-2023 без учета коэффициентов запаса показано, что условие устойчивости является критически более важным, чем условие прочности. Для обеспечения устойчивости при расчете без коэффициентов толщины поясов необходимо увеличивать практически до значений, определяемых нормативным расчетом на прочность. Отмечена существующая в промышленности практика применения еще более завышенных толщин, что не имеет достаточного обоснования и увеличивает материалоемкость и стоимость. Сделан вывод о необходимости применения более гибких и оптимизированных методик расчета для снижения избыточной металлоемкости при сохранении требуемого уровня безопасности. Обоснована возможность оптимизации нормативных требований к расчету резервуаров. Результаты исследования могут быть использованы для актуализации стандартов в целях снижения материалоемкости конструкций без ущерба для их надежности и безопасности.

Список литературы

1. Федеральный закон № 384-ФЗ от 30.12.2009 г. Технический регламент о безопасности зданий и сооружений. – http://government.ru/docs/all/99400/

2. Анализ механической безопасности резервуаров морского терминала на основе данных наземного лазерного сканирования / Н.Н. Горбань, Г.Г. Васильев, И.А. Леонович, А.П. Сальников // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 1. – С. 90–94. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-1-90-94. – EDN: VSUOXM

3. Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Леонович И.А. Концептуальные подходы к управлению техническим состоянием морских терминалов нефти // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 7. – С. 135–141. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-7-135-141. – EDN: FPSZCY

4. ГОСТ 31385-2023. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия. – https://docs.cntd.ru/document/1302050679

5. СП 16.13330.2017. Стальные конструкции. – https://docs.cntd.ru/document/456069588

6. СП 20.13330.2016 Нагрузки и воздействия. – https://docs.cntd.ru/document/550965467

7. ГОСТ 19281-2014. Прокат повышенной прочности. Общие технические условия. – https://docs.cntd.ru/document/1302050679

8. Васильев Г.Г., Сальников А.П., Горбань Н.Н. Построение трехмерных моделей резервуаров при неполной информации по данным наземного лазерного сканирования // Труды РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. – 2025. – № 3(320). – С. 77–88. – EDN: QPIVIF

Промысловые трубопроводы подвержены внутренней коррозии из-за воздействия высокоминерализованной пластовой воды. В связи с этим особое внимание уделяется сопротивлению материалов, из которых производится трубная продукция, воздействию разрушающих факторов, так как они кратно понижают срок безаварийной эксплуатации трубопроводов. В данных условиях был создан экспериментальный прокат трубной стали с повышенными эксплуатационным свойствами. Проведенные сравнительные испытания технических характеристик полученного сплава с наиболее часто применяемыми прокатами дают возможность говорить о высоком потенциале разработанного продукта, а предварительные лабораторные испытания, результаты которых представлены в статье, свидетельствуют о кратном повышении надежности и безаварийной эксплуатации объектов транспортировки углеводородов. В рамках работы определены основные причины снижения надежности промысловых трубопроводов и особенности их поведения, описана методика проведения испытаний новых марок сталей. Рассмотрена микроструктура исследуемых образцов и определены их структурные особенности. Проведены опытно-промысловые испытания (ОПИ) экспериментальной марки стали на производственных объектах, которые подтвердили высокие результаты лабораторных испытаний в реальных условиях. Полученные результаты свидетельствуют о перспективности разработанного сплава и возможности его использования в реальных условиях, что позволит повысить производственную эффективность нефтедобывающих компаний.

Список литературы

1. «Северкор» – коррозионно-стойкий трубный прокат. Перспективы внедрения / Д.В. Кузнецов, С.М. Тихонов, А.А. Комиссаров [и др.] // Газотранспортные системы: настоящее и будущее (GTS-2017): Тезисы докладов VII Международной научно-технической конференции, п. Развилка, 26–27 октября

2017 года. – М.: OOO «Газпром ВНИИГАЗ», 2017. – С. 109. – EDN: LKBLNZ

2. Влияние неметаллических включений на коррозионную стойкость углеродистых и низколегированных сталей для нефтепромысловых трубопроводов / И.Г. Родионова, О.Н. Бакланова, А.В. Амежнов [и др.] // Сталь. – 2017. – Т. XХ. – № 10. – С. 41–48. – EDN: ZKBDYB

3. Эволюция требований к сталям повышенной коррозионной стойкости, эксплуатируемым в нейтральных водных средах, в том числе при контакте с грунтовыми электролитами / И.Г. Родионова, А.В. Амежнов, О.Н. Бакланова [и др.] // Повышение надежности магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением (КРН-2018): тезисы докладов IV Международного научно-практического семинара, Москва,

06–08 июня 2022 года. – М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2018. – С. 26. – EDN: LGXZHI

4. Сравнительная стойкость сталей промысловых нефтепроводов к ручейковой коррозии / В.И. Болобов, Г.Г. Попов, Е.А. Кривокрысенко [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 123. – № 1. – С. 128–139. – https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2020-1-128-139. – EDN: ONTELW

5. Simulation of pipeline in the area of the underwater crossing / P.V. Burkov [et al.] // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2014. – V. 21. – https://doi.org/10.1088/1755-1315/21/1/012037

6. Research of stress-deformed state of main gas-pipeline section in loose soil settlement / P. Burkov, K. Kalmykova, S. Burkova, D.T.T. Tien // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2014. – V. 21. – https://doi.org/10.1088/1755-1315/21/1/012039. – EDN: UEYAQZ

7. Анализ напряженно-деформированного состояния трубопровода в условиях вечной мерзлоты / П.В. Бурков [и др.] // Вестник Кузбасского государственного технического университета. – 2013. – № 6 (100). – С. 77–79. – EDN: RUDWWF

8. The influence of grooving corrosion on the strength of pipelines / T. Zhilina, K. Afonin, V. Mironov [et al.] // E3S Web of Conferences: Topical Problems of Green Architecture, Civil and Environmental Engineering, TPACEE 2019. – V. 164. – https://doi.org/10.1051/e3sconf/202016403011. – EDN: HREVWL

9. Опыт эксплуатации трубной стали нового поколения в условиях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / П.П. Степанов, А.Н. Сахневич, С.К. Мокеров, А.И. Кинчаров // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 83–87. – EDN: GZBKYT

10. Влияние химического состава неметаллических включенй на коррозионную стойкость углеродистых и низколегированных сталей в водных средах, характерных для условий эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов / И.Г. Родионова, О.Н. Бакланова, А.В. Амежнов [и др.] // Проблемы черной металлургии и материаловедения. – 2018. – № 3. – С. 81–90. – EDN: XYXSYX

11. О влиянии циркония на коррозионную стойкость углеродистых и низколегированных трубных сталей / И.Г. Родионова, С.И. Ямбуров, А.В. Амежнов

[и др.] // Проблемы черной металлургии и материаловедения. – 2018. – № 3. – С. 16–25. – EDN: XYXSVN

Эксплуатация нефтепроводов сопряжена с образованием скоплений газа в повышенных точках профиля. Основная причина их появления - возникновение временных перевальных точек. Рациональным способом устранения газовых скоплений является их удаление потоком перекачиваемой жидкости, поскольку для этого не требуется введение во внутреннюю полость трубопровода дополнительного оборудования или химических реагентов. Для планирования подобных мероприятий необходимо располагать адекватными зависимостями, описывающими условия выноса газовых скоплений потоком перекачиваемой жидкости. В статье приведен критический обзор ранее выполненных исследований по определению условий полного выноса газовых скоплений. Показано, что часть из них является чисто теоретическими и экспериментально не подтверждена. Другая часть представляет собой обобщение результатов экспериментов на трубках малого диаметра, в которых проявляются капиллярные эффекты. Кроме того, в качестве модельной жидкости часто использовали воду, которая существенно отличается от нефти и нефтепродуктов. Наконец, в ряде работ изучались условия не выноса газовых скоплений, а их равновесия под воздействием потока перекачиваемой жидкости. В данной статье рассмотрен уникальный стенд, позволяющий изучать поведение газовых скоплений в трубопроводе с изменяемым профилем и включающий секции труб DN100. Приведены результаты экспериментального изучения механизма выноса газовых скоплений из наклонного нисходящего трубопровода. Выявлено влияние поверхностного натяжения на выносную скорость потока. Показано, что ранее полученные формулы для прогнозирования скорости потока, обеспечивающей единовременный вынос газовых скоплений, имеют значительную погрешность.

Список литературы

1. Чарный И.А. Влияние рельефа местности и неподвижных включений жидкости или газа на пропускную способность трубопровода // Нефтяное хозяйство. – 1965. – № 6. – С. 51–55. – EDN: YXPBLN

2. Лурье М.В. Удаление скоплений воды из трубопровода потоком перекачиваемой нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1 (28). – С. 62–68. – EDN: YFSZLL

3. Условия удаления газовых (воздушных) скоплений из трубопроводов / А.К. Галлямов, Г.Е. Коробков, Н.Ф. Султанов, А.С. Фазлетдинов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1972. – № 9. – С. 10–12.

4. Галлямов А.К., Байков И.Р., Гейер Б.В. Оценка эффективной скорости выноса водных и газовых скоплений из трубопроводов // Нефтяная промышленность. – 1990. – № 9. – С. 34–36.

5. Нечваль А.М. Динамика образования газовых скоплений в трубопроводах и их удаление потоком перекачиваемой жидкости: дис. … канд. техн. наук. Уфа, 1991. – 156 с.

6. Кутуков С.Е. Разработка методов функциональной диагностики технологических режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов: дис. … д-ра техн. наук. – Уфа, 2003. – 365 с. – EDN: NMSFAL

7. Коршак А.А. Разработка технологии перекачки газонасыщенных нефтей: дис. … докт. техн. наук. – М., 1991. – 510 с. – EDN: MKIHIY

8. Лурье М.В., Дидковская А.С., Арбузов Н.С. Расчет заполнения жидкостью участка рельефного нефтепровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – № 4(12). – С. 30–33. – EDN: RSLPDP

9. Галлямов А.К., Коробков Г.Е., Султанов Н.Ф. О скорости выноса газовых скоплений // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного

сырья. – 1971. – № 6. – С. 9–10.

10. Study on the Motion Characteristics of Residual Air Mass in Pipelines in Water Transfer Project / Huang Haocheng, Jiang Jin, Chen Qi [et al.] // MATEC Web of Conferences. – 2018. – V. 246. – P. 01113. – https://doi.org/10.1051/matecconf/201824601113ISWSO2018

11. Air Problems in Pipelines – а Design Manual / М. Escarameia, R. Burrows, М. Little, S. Murray. – HR Wallingford Ltd., 2005. – 90 p.

12. Wu-yi Wan, Chen-yu Li, Yun-qi Yu. Investigation on critical equilibrium of trapped air pocket in water supply pipeline system // Journal of Zhejiang University-SCIENCE A. - 2017. - Vol. 18. - P. 167-178.

13. May D., Allen J., Nelson D. Hydraulic Investigation of Air in Small Diameter Pipes // International Journal of Hydraulic Engineering. – 2018. – №7. – Р. 51–57. – https://doi.org/10.5923/j.ijhe.20180703.02

14. Bucur D.M., Isbasoiu E.C. Airpockets in pipeline systems // UPB Scientific Bulletin, Ser.D: Mechanical Engineering. – 2008. – V. 70. – № 4. – P. 35–44.

15. Casey T.J. Air in water and wastewater pipes. – Dublin: Aquavarra Research Ltd., 2021. – 7 р. – https://www.aquavarra.ie/TNAirPD3.pdf

16. Коробков Г.Е., Галлямов А.К., Дизенко Е.И. Анализ работы трубопровода на участке с резко пересеченным профилем местности / В сб. Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз // Труды Уфимского нефтяного института. – 1972. – Вып. 4. – С. 93–95.

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

18. Гигиберия Г.Я. Исследование динамики воздушных включений в напорных водоводах гидротехнических сооружений: дис. ... канд. техн. наук. – Тбилиси, 1955. – 151 с.

19. Дикаревский В.С. Исследование условий удаления воздушных скоплений из напорных водоводов текущей жидкостью и расстановка приборов для выпуска воздуха на трубопроводах: дис. ... канд. техн. наук. – Л., 1956. – 214 с.

20. Касперович В.К., Черникин В.И. Экспериментальные исследования удаления воздуха из нефтепродуктопроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1965. – № 1. – С. 7–10.

21. Галлямов А.К. Исследования по повышению эффективности эксплуатации нефтегазопроводов: дис. ... д-ра техн. наук. – Уфа, 1973. – 288 с.