В статье рассмотрены результаты обострения проблем воспроизводства и развития в западных странах, находящие свое выражение в резком расширении санкционного давления по отношению к своим ключевым оппонентам. Санкции разрушают прочный ранее институт контрактных обязательств, социальную сферу, финансовый сектор и в итоге сам глобальный рынок.

В условиях ослабления финансово-правовых инструментов, ранее обеспечивавших функционирование мирового рынка, энергетике и, в частности, нефтяной отрасли предстоит выработать новые решения для существования и развития в изменившихся условиях.  Для этого потребуется выстраивать новые институты взаимодействия государств, усиливать интеграцию национальных платежных систем различных стран, увеличивать доли расчетов в национальных валютах.

В этих условиях надежды на воссоздание сбалансированных энергетических рынков и восстановление мировой экономической динамики все в большей степени связываются с возможностями России, которая уже доказала свою экономическую устойчивость.  Благодаря энергетическому потенциалу Россия может обеспечить долгосрочные потребности мира в энергоресурсах, а также внести важный вклад в формирование новой конфигурации рынков, не зависимых от санкционного давления.

Уникальный по масштабу проект «Восток Ойл» компании «Роснефть» становится локомотивом, который стимулирует развитие целого ряда отраслей экономики за счет мультипликативного эффекта от вложенных инвестиций. Это единственный проект в мире, способный оказать стабилизирующее влияние на рынки углеводородов, обладая при этом  высочайшими показателями эффективности и устойчивости.

Список литературы

1. Сечин И.И. Новый мировой энергорынок: крестовый поход против российской нефти и где «Ноев ковчег»? – https://www.rosneft.ru/upload/site1/attach/spief_2022/REPORT_THE_NEW_WORLD_ENERGY_MARKET.pdf (дата обращения 04.08.2023).

2. Совещание по развитию нефтяной отрасли. –  http://www.kremlin.ru/events/president/transcripts/copy/68434 (дата обращения 04.08.2023).

3. Remarks by Deputy Secretary of the Treasury Wally Adeyemo at the Peterson Institute for International Economics. –  URL: https://home.treasury.gov/news/press-releases/jy0719 (дата обращения 07.08.2023).

4. U.S. Department of the Treasury Releases Sanctions Review. –  https://home.treasury.gov/news/press-releases/jy0413 (дата обращения 07.08.2023).

5. Греция задержала российский танкер из-за санкций ЕС. –  https://tass.ru/ekonomika/14409163 (дата обращения 08.08.2023).

6. National fiscal policy responses to the energy crisis. –  https://www.bruegel.org/dataset/national-policies-shield-consumers-rising-energy-prices  (дата обращения 04.08.2023).

7. International Energy Agency. World Energy Investment 2023. –  https://www.iea.org/reports/world-energy-investment-2023  (дата обращения 04.08.2023).

8. International Energy Forum’2023. Upstream Oil and Gas Investment Outlook. –  https://www.ief.org/focus/ief-reports/upstream-investment-report-2023 (дата обращения 07.08.2023).

9. BP integrated energy company strategy update: Growing investment, growing value, growing distributions. –  https://www.bp.com/en/global/corporate/news-and-insights/press-releases/4q-2022-update-on-strategic-...  (дата обращения 04.08.2023).

10. International Energy Agency. World Energy Outlook 2022. – https://www.iea.org/topics/world-energy-outlook (дата обращения 07.08.2023).

11. International Energy Agency. Gas Market Report, Q1-2023. – https://www.iea.org/reports/gas-market-report-q1-2023 (дата обращения 07.08.2023).

12. Ember. Yearly electricity data. –  https://ember-climate.org/data-catalogue/yearly-electricity-data/ (дата обращения 04.08.2023).

13. International Energy Agency. Coal 2022. –  https://www.iea.org/reports/coal-2022 (дата обращения 07.08.2023).

14. International Monetary Fund. Currency Composition of Official Foreign Exchange Reserves (COFER). – https://data.imf.org/?sk=e6a5f467-c14b-4aa8-9f6d-5a09ec4e62a4 (дата обращения 07.08.2023)

15. International Monetary Fund. World Economic Outlook April 2023. –  https://www.imf.org/en/Publications/WEO/Issues/2023/04/11/world-economic-outlook-april-2023 (дата обращения 04.08.2023)

16. Выступление Си Цзиньпина на 20-й академической конференции Китайской академии наук, 15-й академической конференции Китайской инженерной академии и 10-м Национальном конгрессе Китайской ассоциации науки и технологий, 28 мая 2021 г. – https://www.xinhuanet.com/politics/2021-05/28/c_1127505377.htm

17. The State Council The People’s Republic of China: China’s spending on R&D hits 3 trln yuan in 2022. –   http://english.www.gov.cn/archive/statistics/202301/23/content_WS63ce3db8c6d0a757729e5fe5.html (дата обращения 04.08.2023)

18. Росстат. О промышленном производстве в I полугодии 2023 года. – https://rosstat.gov.ru/storage/mediabank/115_26-07-2023.html (дата обращения 04.08.2023)

19. Минэкономразвития: ВВП России по итогам I полугодия вырос на 1,4% в годовом выражении. – https://tass.ru/ekonomika/18431897 (дата обращения 04.08.2023)

20. Указ Президента Российской Федерации от 27.12.2022 № 961 «О применении специальных экономических мер в топливно-энергетической сфере в связи с установлением некоторыми иностранными государствами предельной цены на российские нефть и нефтепродукты» // СЗ РФ. – 02.01.2023. – № 1 (часть I). – Ст. 194.

21. Указ Президента Российской Федерации от 28.04.2023 № 317 «О внесении изменения в Указ Президента Российской Федерации от 27 декабря 2022 г. № 961 «О применении специальных экономических мер в топливно-энергетической сфере в связи с установлением некоторыми иностранными государствами предельной цены на российские нефть и нефтепродукты» // СЗ РФ. – 01.05.2023. – № 18. – Ст. 3296.

22. World Bank. World Development Indicators. – https://datacatalog.worldbank.org/search/dataset/0037712 (дата обращения 04.08.2023)

В статье представлены результаты проведения стохастической сейсмической инверсии, выполненной для одного из участков деятельности АО «Самаранефтегаз». Стохастическая инверсия за счет привлечения скважинных данных характеризуется более высоким разрешением, чем детерминистическая инверсия, однако для расчетов необходимо задавать больше данных (одномерный вертикальных тренд коллекторов), рассчитывать функции плотности вероятности выделенных литотипов и вариограмм, создавать многоуровневую иерархическую модель литотипов. На начальном этапе качество сейсмических и скважинных данных контролировалось путем стратиграфической привязки, расчета коэффициентов корреляции и изучения связей литотипов с упругими параметрами, что подтвердило возможность проведения стохастической инверсии для рассматриваемых объектов. Целевым объектом исследований являлись карбонатные отложения мендымского горизонта верхнефранского яруса. Сложность проведения стохастической инверсии заключалась в малой толщине целевого коллекторского интервала (до 12 м), а также в некоторой степени неопределенности выделения литотипов по результатам интерпретации материалов геофизических исследований скважин для диапазона граничных значений импеданса и пористости. Выполнен расчет более 100 реализаций, из которых отобрано 50 по критерию сходимости модельных импедансов с импедансами в скважинах. Полученные реализации позволили оценить вероятность наличия литотипов и пористости. На основании результатов выполненных работ для целевого горизонта построены карты эффективных толщин и пористости коллекторов, которые характеризуются удовлетворительной сходимостью со скважинными данными.

Список литературы

1. Козлов Е.А. Модели среды в разведочной сейсмогеологии. – Тверь: изд-во ГЕРС, 2006. – 480 с.

2. Яковлев И.В., Ампилов Ю.П., Филиппова К.Е. Почти все о сейсмической инверсии. Ч. 2 // Технологии сейсморазведки. – 2011. – № 1. – С. 5-15.

Освоение месторождений углеводородов Восточно-Сибирской мегапровинции во многом определено необходимостью восполнения ресурсной базы нефти и газа Российской Федерации. Наиболее актуальным в данном случае является детальное геологическое изучение месторождений, расположенных как на территории Непско-Ботуобинской антеклизы, так и в Предпатомском прогибе, в связи с вводом в эксплуатацию трубопроводов Восточная Сибирь - Тихий Океан (ВСТО).

Известно, что разрезы отложений в пределах Сибирской платформы представляют собой сложнопостроенные геологические образования, что обусловлено сочетанием в них разломно-блоковой тектоники с многочисленными галогенными телами, а также с трапповым магматизмом. При этом наибольший интерес представляет выявление сходства и различия в разломно-блоковой тектонике на месторождениях сопредельных тектонических сооружений: Непско-Ботуобинской антеклизы и Предпатомского прогиба.

В данной статье, состоящей из двух частей, на основе последовательного палеопрофилирования при выполнении детальной корреляции разрезов скважин показаны сходство и принципиальные отличия в разломной тектонике на рассматриваемых объектах.

В первой части на примере Марковского месторождения показано, как на основе последовательного палеопрофилирования блоков по конседиментационным разломам с амплитудой до 400 м формировались кембрийские галоген-карбонатные образования. Впоследствии, в результате клавишных погружений по тем же конседиментационным разломам, ставших постседиментационными, произошло практически выравнивание по абсолютным отметкам ранее нарушенных продуктивных пластов осинского горизонта, находящихся в смежных блоках.

В свою очередь на Ярактинском месторождении установленные таким же образом разломы в дальнейшем явились возможными путями субвертикального внедрения траппового магматизма в осадочные образования в виде даек с последующим субгоризонтальным внедрением в тонкие межсолевые образования в виде силлов под высоким давлением и температурой, превышающей 1000 °С.

Список литературы

1. Арчегов В.Б. Строение, нефтегазоносность и факторы контроля зональных скоплений углеводородов в древних комплексах Сибирской платформы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2010. – Т.5. – №3. – 4 с.

2. Геология нефти и газа Сибирской платформы / под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. –М.: Недра, 1981. – 552 с.

3. Ивченко О.В., Поляков Е.Е., Ивченко М.В. Влияние разрывной тектоники на нефтегазоносность вендско-нижнекембрийских отложений южных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская антеклиза и сопредельные территории) // Вести газовой науки. – 2016. – № 1(25). – С. 40–62.

4. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). – Новосибирск: СО РАН, 2007. – 467 с.

5. Карбонатные коллекторы как нефтематеринские толщи / Г.Н. Гордадзе, М.В. Гируц, А.Р. Пошибаева [и др.] // Вестник Сибирского государственного университета. Химия. – 2018. – №11. – С. 575-592.

6. Бакиров А.А. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений среднерусской синеклизы. – Л.: Гостоптехиздат, 1948. – 284 С.

7. Гутман И.С. Корреляция разрезов скважин сложнопостроенных нефтегазоносных объектов и геологическая интерпретация ее результатов – М.: ЕСОЭН, 2022. – 336 с.

8. Гутман И.С., Обгольц А.А., Никулин Е.В. Методические приемы корреляции разрезов скважин при изучении сложнопостроенных венд-кембрийских галогенно-карбонатных толщ и траппового магматизма // Нефтяное хозяйство. – 2022. – №5 – С. 60–64. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-5-60-64

Геологическая неоднородность затрудняет оценку коллектора и прогноз характера насыщения карбонатной толщи каширо-подольского объекта, повсеместно распространенного в Волго-Уральской нефтегазовой провинции. Комплексный подход к оценке неоднородности и типизации пород повысит успешность геолого-технологических мероприятий при вовлечении их в разработку. Рассматриваемое месторождение – самое крупное в республике Башкортостан по геологическим запасам. Находится на поздней стадии разработки с высокой обводненностью по основным терригенным пластам. Каширо-подольские отложения стратиграфически приурочены к московскому ярусу среднего карбона, общая толщина составляет 100-190 м. Ранее, до выработки основных запасов, данные отложения являлись вышележащим транзитным объектом и вскрывались наклонно направленными скважинами с небольшим углом наклона ствола. Эффективные толщины не превышали 10 м. Запускные дебиты нефти составляли до 5 т/сут. Отмечалась значительная обводненность продукции в первые месяцы освоения скважины. В ходе многочисленных оценок коллекторского потенциала выявлено сложное строение каширо-подольских отложений, связанное с литологической и структурной неоднородностью пород. Целью данной работы является анализ новых промысловых данных, результатов изучения керна и геофизических исследований скважин для уточнения типа, качества и характеристик коллекторов. Для решения поставленных задач проведены специальные исследования керна, литологическое и петроупругое моделирование. Основными результатами исследования являются: типизация разреза по типу и качеству коллектора; вывод о приуроченности лучшего типа коллектора к поровому и кавернопоровому доломиту; понимание влияния микропоровой породы на фильтрационные процессы.

Список литературы

1. Мирнов Р.В., Алексеева Т.В. Палеопочвы в отложениях Каширского горизонта на юго-востоке Русской плиты (Республика Башкортостан): характеристика, палеоэкологическая и стратиграфическая значимость // Литосфера. – 2022. – Т. 22. – № 5. - С. 694-704. - https://doi.org/10.24930/1681-9004-2022-22-5-694-704

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

3. Влияние особенностей геологического строения объекта КПО Арланского месторождения с пелитоморфными пластами на начальные показатели работы скважин / А.Н. Червякова, Д.В. Будников, Р.В. Ахметзянов, [и др.] // Сборник научных трудов  «Актуальные научно-технические решения для разведки нефтедобывающего потенциала для ПАО АНК Башнефть». – Уфа: БашНИПИнефть, 2016. – Вып. 124. - С. 407-412.

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

В последние десятилетия на промыслах все более широко применяются эмульсионные буровые и технологические растворы, жидкую основу которых составляет прямая или обратная эмульсия воды и углеводородной жидкости. Несмотря на важность процедуры механического диспергирования эмульсии, этой стадии приготовления эмульсионных растворов как в литературе, так и в промысловой практике уделяется недостаточно внимания. За рубежом для приготовления эмульсионных растворов используют различные гидродинамические устройства. В данной работе выполнена комплексная оценка характеристик зарубежного оборудования для приготовления эмульсионных промывочных жидкостей и рассмотрены варианты замены его отечественными образцами. Показано, что гидродинамические установки фирм Halliburton, Jagtech, Silverson имеют низкий к.п.д., для их работы необходимы высокопроизводительные насосы высокого давления. В России серийно изготавливается и поставляется на все промыслы диспергатор ДГ-40. В ходе экспериментальных исследований были выявлены его недостатки и обозначены направления для создания нового оборудования. Авторами были разработаны и испытаны роторный пульсационный аппарат, аналог роторных смесителей фирмы Silverson и проточный кавитационный диспергатор, не имеющий аналогов в зарубежной промышленности – они менее требовательны к насосному оборудованию и более эффективны по сравнению с ДГ-40 и зарубежными образцами. Приведены экспериментальные и расчетные характеристики диспергаторов, представлено краткое описание устройства и работы роторно-пульсационного аппарата и кавитационного диспергатора. Интенсифицировать рабочий процесс диспергирования за счет кавитационных явлений возможно также за счет применения струйных аппаратов (эжекторов). Проектирование конструкции с многоствольным соплом позволит увеличить кавитационный коэффициент инжекции примерно в 1,3 раза, по сравнению с эжектором, имеющим одноствольное сопло.

Список литературы

1. An alternative method to enhance w/o emulsionstability using modified dimer acid and its application in oil based drilling fluids / Xianbin Huang [et al.] // RSC Adv. – 2018. – № 8. – P. 26318–26324. –  https://doi.org/10.1039/C8RA02293C

2. Попов С.Г. Исследование и разработка технологии применения реверсивно-инвертируемых эмульсионных промывочных жидкостей при бурении скважин:  дис. … канд. техн. наук. – Уфа, 2016. – 157 с..

3. Invert drilling fluids with high internal phase content / S. Blaz, G. Zima, B. Jasinski, M. Kremieniewski // Energies. – 2021. – № 14. – 4532. – 14 p. –  https://doi.org/10.3390/en14154532

4. Пат. 2255105 РФ. Способ приготовления эмульсионного  бурового раствора на основе полисахаридного  полимера / Ю.В. Фефелов, А.М. Нацепинская, О.В. Гаршина, Н.В. Шахарова, Ф.Н. Гребнева, Н.В. Чижова; заявитель и патентообладатель ООО "ПермНИПИнефть". - № 2004100994/03; заявл. 12.01.2004; опубл. 27.06.2005.

5. Пат. 2490293 РФ. Способ приготовления гидрофобного эмульсионного бурового раствора методом инверсии фаз для бурения пологих и горизонтальных скважин / А.М. Нацепинская, С.Г. Попов, И.Л.  Некрасова, О.В. Гаршина, Ф.Н. Гребнева, П.А. Хвощин, Г.В. Окромелидзе, С.Е. Ильясов; заявитель и патентообладатель  ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг". - № 2012104952/03; заявл. 13.02.2012; опубл. 20.08.2013.

6. Drozdov A.N., Drozdov N.A. Prospects of development of jet pump’s well operation technology in Russia // SPE-176676-MS – 2015. – doi.org/10.2118/176676-MS

7. Harvey T., Istre R. Imparting hydraulic shear in invert emulsion drilling fluids // AADE-12-FTCE-03, 2012. – 5 p.

8. Сиденко П.М. Измельчение в химической промышленности. – М.: Химия, 1977. – 368 с.

9. Cooke M., Rodgers T.L., Kowalski A.J. Power consumption characteristics of an in-line silverson high shear mixer // AIChE Journal. – 2012. – V. 58. – Is. 6. – P. 1683-1692.– https://doi.org/10.1002/aic.12703

10. Дроздов А.Н., Териков В.А. Применение установок погружных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом для эксплуатации осложненных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 68-72.

11. Экспресс-методика расчета характеристики гидроструйного насоса для эксплуатации скважин / А.Н. Дроздов, Д.О. Выходцев, К.А. Горидько, В.С. Вербицкий // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 2. – С. 76-79. –  https://10.24887/0028-2448-2018-2-76-79

12. Дроздов Н.А. Повышение кавитационного коэффициента инжекции струйного аппарата для реализации экологически чистых технологий // SOCAR Proceedings Special Issue. – 2022. – No. 2. – P. 013-018. – https://doi.org/10.5510/OGP2022SI200733

В настоящее время большинство традиционных месторождений разрабатывается с использованием системы поддержания пластового давления. Задача оптимизации системы заводнения различается на разных стадиях разработки объекта. Если на первых этапах основное внимание уделяется поддержанию пластового давления и максимальному извлечению нефти, то на заключительной стадии разработки акцент часто смещается на снижение обводненности и объемов закачки без потерь в добыче нефти. Как правило, некоторая часть рабочего агента не способствует эффективному вытеснению как по технологическим, так и по геологическим причинам.

В данной работе рассмотрен один из способов оценки эффективности существующей системы заводнения месторождения на поздней стадии разработки. Для анализа использовалась матрица дренирования – одна из опций гидродинамической модели, информация для которой генерируется симулятором на основе оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин. В модели за определенный временной шаг рассчитана добыча нефти и жидкости, полученная за счет нагнетания из всех добывающих скважин, связанных с данной нагнетательной скважиной.

С использованием инструментов матрицы дренирования построены кросс-плоты добычи нефти и жидкости, полученной за счет нагнетания, выделены группы эффективных и неэффективных нагнетательных скважин. Построена карта эффективности закачки, которая позволяет выявить участки с лучшим вытеснением нефти нагнетательными скважинами и проблемные зоны с низкоэффективной закачкой. Определены основные направления работы для

повышения эффективности системы заводнения. Рассмотренный подход позволяет оперативно определять слабые места существующей системы заводнения и проводить необходимые мероприятия по повышению эффективности ее работы.

Список литературы

1. Пат. 2530948 РФ, МПК E21B 43/20 Способ разработки нефтяного месторождения / Р.Р. Кадыров, И.Г. Фаттахов, Ф.Р. Губайдулин, Р.Б. Фаттахов, Д.К. Хасанова; заявитель и патентообладатель; ОАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина № 2013139121/03; заявл. 21.08.2013; опубл. 20.10.2014.

2. Полякова Н.И., Максимова Ю.А., Зятиков П.Н. Комплексный подход к применению методов анализа эффективности системы заводнения нефтяных пластов // Изв.Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2020. – Т. 331. – № 10. – С. 91–98.

3. Оптимальная стратегия заводнения на объектах нижнего карбона / И.Г. Фаттахов, А.С. Семанов, А.И. Семанова, З.А. Гарифуллина // Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 7. – С. 5–12. – http://doi.org/10.33285/0207-2351-2022-7(643)-5-12

4. Тимофеев О.В., Гладких К.Д. К вопросу оценки эффективности системы заводнения залежи нефти (на примере Дороховской группы месторождений) // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – 2020. – Т. 2. – С. 431–437.

5. Иктисанов В.А. Метод оценки эффективности работы нагнетательных скважин // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 1. – С. 32–35. – http://doi.org/10.30713/0207-2351-2020-1(613)-32-35

6. Prospects for the use of new technologies in assessing the impact of geological and technological risks / R.Z. Nurgaliev, R.A. Kozikhin, I.G. Fattakhov [et al.] // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2019. – V. 378. – 012117. –http://doi.org/10.1088/1755-1315/378/1/012117

7. Методические подходы к повышению эффективности системы заводнения на поздней стадии разработки / В.А. Грищенко, И.М. Циклис, В.Ш. Мухаметшин, Р.Ф. Якупов // SOCAR Proceedings. – 2021. – Special Issue. – № 2. – P. 161–171.

8. Перспективы внедрения горизонтальных скважин на месторождениях со сложным геологическим строением / И.Г. Фаттахов, А.С. Семанов, А.И. Семанова [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2022. – № 3. – С. 46–53. – http://doi.org/10.33285/2413-5011-2022-3(363)-46-53

9. Improvement of the efficiency of horizontal wells / R.A. Kozikhin, I.G. Fattakhov, L.S. Kuleshova [et al.] // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. – 2020. – V. 952. – 012056. – http://doi.org/10.1088/1757-899X/952/1/012056

10. An Analysis on the Effect of Selection on Exploration in Particle Swarm Optimization and Differential Evolution / S. Chen, A. Bolufé-Röhler, J. Montgomery, T. Hendtlass // 2019 IEEE Congress on Evolutionary Computation (CEC). – Wellington, New Zealand, 2019. – P. 3037-3044. – http://doi.org/10.1109/CEC.2019.8790200

11. Пятибратов П.В., Заммам М., Туровская Е.А. Оптимизация заводнения на основе моделирования линий тока // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2021. – № 4. – С. 37–44. – http://doi.org/10.33285/1999-6934-2021-4(124)-37-44

12. Технология оптимизации фонда скважин системы поддержания пластового давления на основе гибридного моделирования / Р.Р. Яубатыров, В.С. Котежеков, В.М. Бабин, Е.Е. Нужин // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2019. – № 2. – С. 30–36. – https://doi.org/10.24887/2587-7399-2019-2-30-36

13. Поташев К.А., Ахунов Р.Р., Мазо А.Б.  Вычисление перетоков флюида между скважинами в фильтрационной модели разработки нефтяного пласта с помощью линий тока // Георесурсы. – 2022. – Т. 24. – № 1. – С. 27–35. – https://doi.org/10.18599/grs.2022.1.3

14. Identifying the efficiency factors on the basis of evaluation of acidizing of carbonate reservoirs / R.A. Kozikhin, A.M. Daminov, I.G. Fattakhov [et al.] // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2018. – V. 194. – 062013. – http://doi.org/10.1088/1755-1315/194/6/062013

15. Методологический подход к количественной оценке производительной закачки воды / Д.А. Розбаев, С.В. Семенов, А.А. Корнев, Ю.В. Андронов // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 9. – С. 23–29. – https://doi.org/10.30713/0207-2351-2019-9(609)-23-29

16. Scenario approach for increasing efficiency of wells operation with the horizontal termination / R.A. Kozikhin, I.G. Fattakhov, L.S. Kuleshova, A.Kh. Gabbasov // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2018. – V. 194. – 082020. – http://doi.org/10.1088/1755-1315/194/8/082020

17. Xiaoxu Feng, Liao Xinwei. Study on Well Spacing Optimization in a Tight Sandstone Gas Reservoir Based on Dynamic Analysis // ACS Omega. – 2020. – № 5. – P. 3755–3762.

18. Optimization of Smart Water Flooding in Carbonate Reservoir / Mahmood Fani, Hamoud Al-Hadrami, Peyman Pourafshary [et al.] // Paper presented at the Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UAE, November 2018. – DOI: https://doi.org/10.2118/193014-MS.

19. Анализ системы заводнения с применением статистических методов обработки данных / А.Ю. Сенцов, И.В. Рябов, А.А. Анкудинов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 8. – С. 5–9.

20. Integral analysis aimed at identification and analytical solution of issues on oil recovery efficiency enhancement / R.N. Bakhtizin, I.G. Fattakhov, R.R. Kadyrov, A.R. Safiullina // International Journal of Applied Engineering Research. –2016. – V. 11. – № 3. – P. 1612–1621.

21. Аглешов Р.М. Регулирование заводнения для повышения эффективности системы поддержания пластового давления // Нефтепромысловое дело. – 2018. – № 5. – С. 32–39.

22. Lushpeev V.A., Margarit A. Optimization of oil field development process based on existing forecast model // Journal of Applied Engineering Science. – 2018. – V. 16. – № 3. – P. 391-397. DOI: https://doi.org/10.5937/jaes16-17218.

23. Research on Intelligent Analysis Approach of Waterflooding for Mature Fields / Jia Deli, Zhang Jiqun, Wang Quanbin [et al.] // 33rd Chinese Control and Decision Conference (CCDC). – 2021. – P. 2378–2383. DOI: 10.1109/CCDC52312.2021.9601651.

24. Using artificial neural networks for analyzing efficiency of advanced recovery methods / I.G. Fattakhov, R.R. Kadyrov, I.D. Nabiullin [et al.] // Biosciences biotechnology research Asia : Electronic scientific journal. – 2015. – V. 12. – № 2. – P. 1893–1902.

Пароциклическое воздействие на призабойную зону пласта активно применяется для добычи высоковязкой нефти. Однако использование технологии сопряжено с рядом проблем, в частности с обводнением продукции и падением сухости пара при движении теплоносителя по стволу скважины из-за тепловых потерь. Для предотвращения этих проблем необходимо проведение специальных геофизических исследований, среди которых перспективным подходом отличаются кратковременные динамические температурные исследования (КДТИ). Классические методы, с помощью которых осуществляется поточечное измерение температуры вдоль ствола скважины, диагностируют температурные аномалии, но не позволяют выявить их природу. Существующие математические модели не включают необходимых критериев оптимизации для наиболее эффективного применения пароциклического воздействия. Поэтому целью работы является создание методики экспресс-оценки оптимальных технологических параметров пароциклического воздействия на нефтяной пласт с использованием данных КДТИ. В статье впервые предлагается методика расчета эффективности пароциклического воздействия, основанная на прямых измерениях распределения температуры вдоль ствола скважины (КДТИ). Разработанная методика основана на решении задачи (внутренней и внешней) о движении теплоносителя по стволу скважины и задачи о распространении теплового поля в продуктивном интервале пласта. Для решения внутренней задачи применяется классическая система уравнений механики многофазных систем с использованием распределения температуры, полученного с помощью КДТИ. Решение задачи о распространении теплового поля в продуктивном интервале пласта с помощью интегрального подхода и уравнения теплового баланса позволяет установить наличие оптимальных времен закачки теплоносителя, выдержки скважины на конденсацию и этапа добычи нефти. Рассчитаны указанные времена для скважины X Усинского месторождения. Показано, что оптимизация процесса пароциклического воздействия позволяет повысить дополнительную накопленную добычу нефти на 28 %.

Список литературы

1. Особенности разработки залежей сверхвязкой нефти западного склона Южно-Татарского свода / Н.С. Нуреева, Е.А. Аглиуллина, О.В. Петрова, Э.Э. Шишкина // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 10. – С. 64–69.

2. Савчик М.Б., Ганеева Д.В., Распопов А.В. Повышение эффективности пароциклических обработок скважин верхнепермской залежи Усинского месторождения на основе гидродинамической модели // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2020. – Т.20. – № 2. – С. 137–149. - https://doi.org/10.15593/2224-9923/2020.2.4

3. The Application of Complex Displacement in Cyclic Steam Stimulation (CSS) & Steam Flooding (SF) Development in Liaohe Oilfield: A Field Performance Study / J. Liu, X. Wu, S. Sun, L. Hao // SPE-208940-MS. – 2022. - https://doi.org/10.2118/208940-MS

4. Optimizing Production Performance, Energy Efficiency and Carbon Intensity with Preformed Foams in Cyclic Steam Stimulation in a Mature Heavy Oil Field: Pilot Results and Development Plans / R.A. Perez, H.A. Rodreguez, G.J. Rendon [et al.] // SPE-209399-MS. – 2022. - https://doi.org/10.2118/209399-MS

5. Посконина Е.А., Курчатова А.Н. Определение минимальной длины термокейса при выбранном расстоянии между скважинами // PROНефть. Профессионально о нефти. – 2019. – № 2. – С. 66–70. – https://doi.org/10.24887/2587-7399-2019-2-66-70

6. Aeschliman D.P. The Effect of Annulus Water on the Wellbore Heat Loss From a Steam Injection Well With Insulated Tubing // SPE-13656-MS. – 1985. - https://doi.org/10.2118/13656-MS

7. Novel Steam-Resilient Cement System for Long-Term Steam Injection Well Integrity: Case Study of a Steamflooded Field in Indonesia / A.G. Salehpour, E.M. Pershikova, A. Chougnet-Sirapian [et al.] // SPE-170048-MS. – 2014. - https://doi.org/10.2118/170048-MS

8. Evaluation of Specialized Cement System for Long-Term Steam Injection Well Integrity / E.M. Pershikova, A. Chougnet-Sirapian, A. Loiseau [et al.] // SPE-137710-MS. – 2010. - https://doi.org/10.2118/137710-MS

9. Innovative Cementing Solution for Long-Term Steam Injection Well Integrity / G. DeBruijn, A. Loiseau, A. Chougnet-Sirapian [et al.] // SPE-131324-MS. – 2010. - https://doi.org/10.2118/131324-MS

10. Рамазанов М.М., Алхасова Д.А. Математическая модель тепломассопереноса в геотермальном пласте при извлечении пароводяной смеси // Теплофизика высоких температур. – 2017. – Т. 55. – № 2. – С. 284–290. https://doi.org/10.7868/S0040364417010173

11. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления. – М.: Недра, 1982. – 224 с.

В статье рассмотрены особенности глушения скважин в условиях карбонатных коллекторов месторождений Восточной Сибири (Даниловский кластер), осложненных аномально высокими пластовыми давлениями. Процесс глушения осложняется также низкими температурами окружающей среды и низкими пластовыми температурами эксплуатируемого объекта. Учитывая опыт ранее проведенных работ и риски газонефтеводопроявлений, для верхнеосинского горизонта (пласт Б₁) помимо необходимости применения высокоплотных жидкостей глушения рекомендовано также рассмотреть возможность применения блокирующих составов. Представлены результаты лабораторных исследований тяжелых жидкостей глушения плотностью до 1,8 г/см³ на основе комбинированных растворов бромистых солей (жидкость № 1) и хлоридов с нитратом кальция (жидкость № 2). При необходимости применения тяжелых технологических жидкостей, в том числе для консервации скважин, уделено внимание скорости коррозии при длительном воздействии тяжелой жидкости глушения на оборудование скважин. По результатам лабораторных исследований для промысловых испытаний рекомендован комбинированный раствор бромидов кальция и цинка. Проведены промысловые испытания технологии глушения тяжелым раствором, по результатам которых не выявлено осложнений и негативного влияния на продуктивность скважин – раствор рекомендован к применению для глушения в условиях пласта Б₁. Кроме того, исследован суспензионный блокирующий состав на основе данной тяжелой жидкости с добавлением карбоната кальция. При возникновении поглощений рассматриваемый блокирующий состав не обеспечил их контроль, в связи с чем не рекомендован к применению. Для восстановления циркуляции успешно применен состав с мгновенной фильтрацией, используемый в условиях интенсивных поглощений. Данная технология рекомендована к более подробным исследованиям для условий рассматриваемого объекта.

Список литературы

1. Греков Г.В., Ахмадишин А.Т. Бурение и освоение скважин в условиях аномально высокого пластового давления при наличии зон интенсивного выщелачивания и карстования на примере Осинского горизонта (Б1) // Инженерная практика. – 2021. – № 4. – С. 4–9.

2. Особенности выбора технологий глушения скважин с высоким пластовым давлением на месторождениях ООО «Башнефть-Добыча» / С.А. Вахрушев, О.Е. Гамолин, Н.Г. Беленкова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 111–115. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-9-111-115

3. Кунакова А.М., Карпов А.А., Прудовская Н.А. Исследование товарных форм тяжелых жидкостей глушения плотностью до 1600 и 1800 кг/м3 для оценки возможности применения в условиях месторождений «Газпром Нефти» // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 6. – С. 76–81. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-6-76-81.

4. Карапетов Р.В., Мохов С.Н., Савельев В.В. Об использовании технологических жидкостей для ликвидации скважин на морских месторождениях // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 122–125. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-11-122-125

5. Обоснование алгоритма выбора технологий глушения скважин / П.В. Желонин, Д.М. Мухаметшин, А.Б. Арчиков [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2015. – № 2. – С. 76–81.

6. Краевский Н.Н., Исламов Р.А., Линд Ю.Б. Выбор технологии глушения скважин для сложных геолого-технологических условий // Нефтегазовое дело. – 2020. – №4. – С. 16–26. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2020-4-16-26

7. Обзор перспективных технологий глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и рисков прорыва газа. Ч. 2. Опыт применения эмульсионных и дисперсных жидкостей и сравнительные результаты лабораторного тестирования составов / В.Ю. Никулин, Р.Р. Мукминов, Ф.Х. Мухаметов, Т.Э. Нигматуллин, А.Г. Михайлов // Нефтегазовое дело. – 2022. – Т 20. – № 4. – С. 82–93. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-4-82-93

8. Глушение скважин с контролем поглощения в условиях интенсификации разработки терригенных коллекторов / С.Е. Здольник, А.Н. Хандрико, О.Б. Аханкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 11. – С. 62–65.

9. Якупов И.Ю. Перспективные составы для борьбы с поглощением технологических жидкостей при текущем и капитальном ремонте скважин // Инженерная практика. – 2019. – № 6. – С. 14–18.

10. Обоснование эффективных технологий глушения скважин в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов Восточной Сибири / А.Н. Гребенюк, А.В. Куршев, И.А. Корытко [и др.] // Инженерная практика. – 2023. – № 3. – С. 16–22.

11. Применение состава с мгновенной фильтрацией для контроля поглощений при глушении скважин, эксплуатирующих низкотемпературные терригенные коллекторы Восточной Сибири / В.Ю. Никулин, Е.В. Бритов, Р.Р. Мукминов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – №  1. – С. 76–80. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-76-80.

На текущий момент разработка месторождений нефти ориентирована на извлечение трудноизвлекаемых запасов. Технологии добычи такого сырья характеризуются более высокими капитальными затратами, что требует поиска новых способов повышения рентабельности проектов. Одним из перспективных направлений является попутное извлечение металлов из подтоварных вод нефтегазовых месторождений.

Потребность России в щелочноземельных металлах в условиях санкций требует пересмотра существующих подходов к разработке нефтяных месторождений и поиска новых, еще не задействованных ресурсов. Одним из таких ценных ресурсов является литий (Li). Развитие технологий, увеличение спроса и полное отсутствие добычи этого элемента в России делают его наиболее востребованным.

В статье приведены краткие сведения о перспективах добычи лития, соединения и сплавы которого критически необходимы для технологического развития многих отраслей – автомобильной промышленности, авиастроения, металлургии, химии и др. Наиболее востребованы на внутреннем рынке аккумуляторные батареи разных емкостей. Основные поставщики – Аргентина и Чили, поставляющие порядка 80 %, остановили экспорт в Россию. В настоящее время в России не осуществляется добыча этого элемента, в то время как имеется огромный спрос на рынке. В мире существует два способа добычи лития - рудный и добыча из соленых вод и рассолов.

В статье описана методика, успешно апробированная в лабораторных условиях с получением фактического результата по извлечению карбоната лития из попутной воды. Данный вопрос актуален, поскольку курс на импортозамещение, а также острая необходимость в восполнении отсутствующих поставок карбоната лития делают возможность его добычи из попутных вод на месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз» в Восточной Сибири наиболее востребованным направлением.

Список литературы

1.  EOR: Current status and opportunities / E. Manrique [et al.] // SPE-130113-MS. – 2010. –  http://doi.org/10.2118/130113-MS

2. Miscible Gas Injection and Asphaltene Flow Assurance Fluid Characterization: A Laboratory Case Study for Black Oil Reservoir / /  A.I. Memon [et al.] // SPE-150938-MS. - 2012. - http://doi.org/10.2118/150938-MS

3. Kumar J., Yammahi F.S., Nakashima T. Gas Injection EOR Screening by Laboratory Experiment and Sector Modeling in Carbonate Reservoir // SPE-177505-MS. - 2015. –  http://doi.org/10.2118/177505-MS

4. Teletzke G.F., Patel P.D., Chen A. Methodology for Miscible Gas Injection EOR Screening // SPE-97650-MS. - 2005. - http://doi.org/10.2118/97650-MS

5. Shaikh J.A., Sah P. Experimental PVT Data Needed to Develop EOS Model for EOR Projects // SPE-144023-MS. - 2011. - http://doi.org/10.2118/144023-MS

6. Asphaltene Precipitation from Live Oils: An Experimental Investigation of Onset Conditions and Reversibility / A. Hammami [et al.] // Energy&Fuels. – 2000. – Vol. 14. – № 1. – P. 14–18. - http://doi.org/10.1021/ef990104z

7. Подбор состава вытесняющего газа для условий нефтяного месторождения Центрально-Хорейверского поднятия / A.A. Медведев, Э.А. Садреев, Г.В. Сансиев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. - № 9. - С. 94–97. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-9-94-97

8. Петраков А.М., Егоров Ю.А., Ненартович Т.Л. О достоверности экспериментального определения коэффициентов вытеснения нефти методами газового и водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. 2011. – № 9. – С. 100–102.

9. Ahmed T. Equations of State and PVT Analysis. - Cambridge: Gulf Professional Publishing, 2016. - P. 607.

10. LBC Viscosity Modeling of Gas Condensate to Heavy Oil / T. Yang [et al.] // SPE-109892-MS. - 2007. - http://doi.org/10.2118/109892-MS

11. Modeling The Effect Of Asphaltene on the Development of the Marrat Field / T. Yi [et al.] // SPE-120988-MS. - 2009. - http://doi.org/10.2118/120988-MS

12. Pal R. New Generalized Viscosity Model for Non-Colloidal Suspensions and Emulsions // Fluids. – 2020. – V. 5. – № 3. – P. 150. -http://doi.org/10.3390/fluids5030150

В статье рассмотрены новые инструменты, созданные ПАО «НК «Роснефть» для повышения эффективности проектирования объектов обустройства нефтегазовых месторождений и оптимизации реализации проектов разведки и добычи в целом. Основной акцент сделан на опыте внедрения инновационных технологий информационного моделирования и 3D проектирования в блоке капитального строительства компании, а также на адаптации к процессам проектно-изыскательских работ, включая «умный и бережливый» переход к массовому использованию 3D моделирования. Проанализированы ключевые инструменты, такие как проекты-образцы, платформенные решения, информационное моделирование для решения задач проектов разведки и добычи. Эти инновационные технологии способствуют оптимизации проектирования и управления проектами, а также повышению качества проектной продукции, что имеет большое значение для успешной работы нефтегазовой компании. Дополнительно дано описание успешных инициатив компании в области импортозамещения и совершенствования отечественного отраслевого программного обеспечения. Переход на отечественное программное обеспечения планируется на несколько лет, и компания активно работает над формированием единого каталога 3D изделий с использованием отечественных решений. Приведены результаты применения инновационных технологий в ПАО «НК «Роснефть», подтверждающие значительное улучшение процессов проектирования, сокращение сроков реализации проектов и повышение качества проектной продукции. Участие во всероссийских конференциях, конкурсах и чемпионатах высокотехнологичных профессий подтверждает технологическое лидерство компании в области информационного моделирования объектов нефтегазовой отрасли, а также стремление к дальнейшему совершенствованию и развитию инновационных решений для успешной реализации проектов разведки и добычи.

Список литературы

1. 3D инжиниринг при обустройстве объектов ПАО «НК «Роснефть» / Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов, А.Н. Авренюк [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. ‒ № 11. ‒ С. 64‒67. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-64-67

2. Новые инструменты ПАО «НК «Роснефть» для повышения эффективности проектирования: проекты-образцы / Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов, С.А. Иванов [и др.] // Нефтяное хозяйство.  ‒ 2023. ‒ № 5. ‒ С. 111‒115. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-111-115

3. Калимуллин И.А., Хуснутдинова К.Р., Скребцов С.А. Эффективные практики разработки цифровых моделей объектов обустройства нефтяных месторождений // Сборник научных трудов ООО «РН-БашНИПИнефть». ‒ 2018. ‒ Вып. 125. - С. 249-301.

4. Новикова М. Цифра закрепляется на стройке. – https://rspectr.com/articles/czifra-zakreplyaetsya-na-strojke

5. Крупен Г. ТИМ – не панацея, а инструмент организации стройки // Строительство. ‒  2021.  ‒ № 10. – С. 8–12.

6. Система типового проектирования в ПАО «НК «Роснефть»: ключевые аспекты внедрения и перспективы развития / Е.А. Глушков, Р.А. Гнилицкий, С.Е. Бакшеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. –№ 3. – С. 78–80. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-3-78-80

Технико-экономическая эффективность разработки автономного нефтегазового месторождения связана со снижением капитальных вложений за счет применения инновационных технических решений на автономном кусте и в промысловом обустройстве со снижением операционных затрат за счет оптимизации технических процессов, полного сокращения числа сотрудников на опасных работах, с переводом персонала на удаленное управление операциями и кратное сокращение частоты обслуживания оборудования. При анализе возможности применения любой технологии каждая из них оценивается с точки зрения положительного и отрицательного влияния на проект разработки и эксплуатации месторождений – как greenfield, так и brownfield. Капитальные вложения и график реализации проекта корректируются с учетом реального рынка и особенностей технико-экономической оценки. Часть новых компонентов автономного нефтяного месторождения присутствует на рынке, часть из них необходимо разрабатывать внутри компании или в партнерстве с научными институтами и заводами-изготовителями. Сумма капитальных вложений автономного куста обычного (классического) и автономного месторождения выше за счет того, что многие наземные объекты перемещаются с месторождения непосредственно на кустовую площадку, она становится больше по площади, но в результате реализации технических решений формируется комплекс, в том числе с установкой датчиков и дистанционной передачей информации для более оперативного принятия решений. Сумма капитальных вложений в целом для автономного месторождения снижается за счет иной схемы организации объектов на месторождении и применения различных технических решений. Сравнение капитальных вложений и эксплуатационных затрат в условном проекте разработки и эксплуатации классического и автономного нефтегазового месторождения позволяют сделать вывод о технико-экономической эффективности принятых решений.

Список литературы

1. Дюков А. Цифровая трансформация. – https://digital.gazprom-neft.ru/

2. https://oaiuc65dfj.gazprom-neft.com/files/documents/gpn_today.pdf 

3. https://www.gazprom-neft.ru/files/journal/SN181.pdf 

4. Безлюдные месторождения: настоящее и будущее / Е.А. Кибирев, М.И. Кузьмин, А.Ю. Зацепин, Е.В. Клинков // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020. – № 1. – С. 64-68. - https://doi.org/10.24887/2587-7399-2020-1-64-68

5. Концепция автономной кустовой площадки на месторождениях компании «Газпром нефть» / И.В. Грехов, М.И. Кузьмин, П.С. Музычук, Р.В. Герасимов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 69–73. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-69-73

Для тестирования выбраны семь расчетных методик: Beggs&Brill, Duns&Ros, Aziz, Ansari, Gray, OLGA и OIS. Кроме того, выполнялись расчеты по «гомогенной модели», которая не учитывает разницу скоростей жидкости и газа и обусловленную ею дополнительную турбулизацию потока, а следовательно, дает минимально возможные потери давления.

Качество методик оценивалось по двум критериям: полнота учета параметров, влияющих на результат и отсутствие разрывов в рассчитываемых гидродинамических функциях на границах режимов потоков, а также при переходе между двухфазным и однофазным потоками. При отсутствии жидкой фазы методика должна давать результаты для газового потока, на границе кольцевой и пробковой структур приближаться к результатам расчетов для пробковой структуры, а на нижней границе области туманного течения - к результатам расчетов по «гомогенной модели».

Сравнение проводилось на примере потоков с параметрами, близкими к параметрам потоков в газоконденсатных скважинах и трубопроводах систем сбора продукции. Физические свойства продукции (плотность, вязкость жидкости и газа, поверхностное натяжение) рассчитывались для одного из объектов разработки месторождения, расположенного в Западной Сибири.

Отмечены большие расхождения результатов, рассчитанных по различным методикам.

Проведенный анализ позволяет рекомендовать для гидравлического расчета движения газожидкостных смесей при больших скоростях и малых концентрациях жидкости, соответствующих кольцевой структуре течения, методы Ansari, Gray и OIS.

Метод Gray рекомендуется только для скважин, так как при больших диаметрах труб он дает неоднозначные результаты.

Наиболее перспективной для применения при гидравлических расчетах как скважин, так и систем сбора продукции, является методика OIS, так как она учитывает максимальное число параметров, физически обоснована и работает на пределы. Возможна адаптация этой методики к фактическим данным путем корректировки входящих в нее эмпирических коэффициентов.

Список литературы

1. http://itps.com/uploads/files/Petex%20IPM%20Brochure%20RUS.pdf

2. https://sis.slb.ru/products

3. https://rfdyn.ru/ru/tnavigator

4. https://oissolutions.net/wp-content/uploads/2020/03/OIS_Pipe_onepager_A3_eng_fin.pdf

5. Moniem M., El-Banbi A.H. Proper Selection of Multiphase Flow Correlations // SPE-175805-MS. – 2015. - https://doi.org/10.2118/175805-MS6. Брилл Дж.П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 с.

7. Движение газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, О.В. Клапчук [и др.]. – М.: Недра, 1977.  – 276 с.

8. Гриценко А.И., Клапчук О.В., Харченко Ю.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважи-нах и трубопроводах: монография. – М.: Недра, 1994. – 238 с.

9. Разработка и эксплуатация математических моделей систем обустройства нефтяных месторождений / Н.Н. Елин, Ю.В. Нассонов, Н.И. Ашкарин [и др.]. – Иваново: ИГХТУ, 2006. – 272 с.

10. Уоллис Г.Б. Одномерные двухфазные течения: монография. – М.: Мир, 1972. – 440 с.

8. Гриценко А.И., Клапчук О.В., Харченко Ю.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважи-нах и трубопроводах: монография. – М.: Недра, 1994. – 238 с.

9. Разработка и эксплуатация математических моделей систем обустройства нефтяных месторож-дений / Н.Н. Елин, Ю.В. Нассонов, Н.И. Ашкарин [и др.]. – Иваново: ИГХТУ, 2006. – 272 с.

10. Уоллис Г.Б. Одномерные двухфазные течения: монография. – М.: Мир, 1972. – 440 с.

11. Oyewole A. Extension of the Gray Correlation To Inclination Angles // SPE-178727-STU. – 2015. - http://dx.doi.org/10.2118/178727-STU

12. The Dynamic Two-Fluid Model OLGA: Theory and Application / K.H. Bendlksen, D. Maine, R. Moe, S. Nuland // SPE-194511-PA. – 1991. – https://doi.org/10.2118/19451-PA

В настоящее время в нефтегазовой отрасли существует тенденция к ухудшению запасов, за счет чего растет число месторождений, на которых преобладает нестабильно работающий фонд. К таким активам относятся месторождения с высокими газовыми факторами и с нефтяными оторочками. К осложненному фонду можно также отнести и более сложную эксплуатацию механизированного оборудования, например, в режиме автоматического повторного включения и периодических кратковременных включений. Такие режимы используются, когда добыча на стабильном режиме с постоянно действующим фондом скважин неэффективна, например, на месторождениях с низкопроницаемыми краевыми участками.

На большинстве месторождений скважины оснащены датчиками телеметрии. На скважинах с установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) записываются десятки параметров (электротехнические параметры работы УЭЦН, давления и температуры в ключевых узлах системы). На газлифтном фонде - устьевые параметры, параметры закачивания газлифтного газа, чуть реже измеряются давление и температура по стволу скважины. Дискретность замеров по большей части датчиков достигает минутной. Все это приводит к большому ежедневному накоплению информации о работе скважины. Часто не весь объем информации используется в ежедневной работе. Связано это в первую очередь с невозможностью обработать такое количество информации вручную, без применения цифровых подходов. Анализ проводится на усредненных данных за сутки без учета полезной информации о внутрисуточной работе скважины, что снижает оперативность принимаемых решений.

Для нестабильного фонда задача анализа на внутрисуточном горизонте стоит наиболее остро, так как невозможно получить корректное представление о работе такого фонда, не заглядывая на уровень текущей дискретизации ключевых параметров работы скважины. Поэтому, решить задачу стандартными методами, с использованием подходов, основанных на адаптациях моделей к суточным замерам, и тем более, к месячным данным, не представляется возможным.

В данной статье приведен опыт решения задачи для нестабильно работающего механизированного фонда, который обеспечивает компромисс между точностью полученных данных и сложностью моделирования нестационарных процессов. Такой подход позволяет получить результат относительно быстро, при этом сохраняя согласованность всех параметров между собой.

Список литературы

1. Хабибуллин Р.А., Бурцев Я.А. Новый подход к расчету режима работы газлифтной̆ скважины для оптимизации работы // SPE-176668-RU. - 2015. – http://doi.org/10.2118/176668-MS

2. A Fieldwide Integrated Production Model and Asset Management System for the Mumbai High Field / S.K. Moitra, S. Chand, S. Barua [et al.] // Offshore Technology Conference, 30 April-3 May, 2007, Houston, Texas. DOI: 10.4043/18678- MS. – http:// doi.org/10.4043/18678-MS

3. Bishop C.M. Pattern Recognition and Machine Learning. - New York: Springer, 2006.

4. Pyro: Deep Universal Probabilistic Programming / E. Bingham, J.P. Chen, M. Jankowiak [et al.] // Journal of Machine Learning Research. - 2018. - arXiv:1810.09538

5. Иерархия подходов верификации данных при контроле добычи и разработки / А.М. Андрианова, А.С. Маргарит, Д.С. Перец, М.В. Симонов // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 12. – C. 75-77. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-12-75-77

6. Lake Larry W. Petroleum engineering  handbook - Texas; Austin, 2010.

7. Vazquez M., Beggs, H.D. Correlations for Fluid Physical Property Prediction // SPE-6719-MS. – 1977. - DOI: https://doi.org/10.2118/6719-MS

8. Андриасова Р.С., Мищенко И.Т., Петров А.И. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1983. – 455 с.

Для многих месторождений, разрабатываемых АО «Оренбургнефть», отмечается технологическая проблема снижения эффективности кислотных обработок призабойной зоны карбонатных пластов с увеличением их кратности, обусловленная уменьшением их глубины и селективности воздействия. Эта проблема особенно актуальна при проведении обработок обводненных и расчлененных пластов. В целях повышения эффективности базового метода воздействия (солянокислотной обработки) проведен комплекс фильтрационных и физико-химических исследований, направленный на определение оптимальных рецептур кислотных составов. Выявлены зависимости объема кислотного состава, необходимого для прорыва сквозь образец породы, от скорости закачки, на основе которых произведена адаптация модели кислотной обработки. Для определения оптимальных параметров воздействия (скорости закачки, объема состава) и разработки рекомендаций по проведению обработок с учетом результатов экспериментальных исследований выбрана полуэмпирическая математическая модель кислотного растворения на основе чисел Дамкелера, Пекле и кислотной емкости. По результатам моделирования и определения технико-экономических затрат на приготовление кислотной композиции выбраны оптимальные рецептуры для условий приоритетных объектов АО «Оренбургнефть». Выполнена оценка влияния различных параметров воздействия и свойств кислотных композиций на требуемый объем состава. Проведены опытно-промысловые испытания технологии обработки призабойной зоны с применением подобранных кислотных составов. В ходе испытаний отмечена более высокая эффективность обработок, подтверждены результаты исследований и релевантность использованного подхода. Преимуществами данного подхода является учет экономической составляющей, геолого-физических характеристик продуктивных пластов и свойств кислотных композиций, а также возможность его реализации с использованием математических моделей или симуляторов кислотной обработки.




Список литературы
1. Храмов Р.А., Персиянцев М.Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО «Оренбургнефть». – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 527 с.
2. Технологии и оборудование для добычи нефти и газа ПАО «Оренбургнефть» / И.Н. Пупченко, С.И. Исмагилов, С.И. Стрункин [и др.]. – Самара: Издательский дом «Нефть. Газ. Новации», 2015. – 432 с.
3. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation 3-rd Edition, JohnWilley & Sons, LTD. – New York, 2000.
4. A new approach for the demonstration of acidizing parameters of carbonates: Experimental and field studies / V.A. Novikov, D.A. Martyushev, Y. Li, Y. Yang // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 213. – P. 110363. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110363
5. Acid treatment of carbonate reservoir with a new dual action microemulsion: Selection of optimal application conditions / R.A. Derendyaev, V.A. Novikov, D.A. Martyushev [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 216. – P. 110809. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110809
6. Dong K., Zhu D., Hill A.D. Theoretical and experimental study on optimal injection rates in carbonate acidizing //SPE-178961-РА. – 2017. - http://doi.org/10.2118/178961-PA
7. Improved understanding of acid wormholing in carbonate reservoirs through laboratory experiments and field measurements / R.C. Burton, M. Nozaki, N.R. Zwarich, K. Furui //SPE-191625-РА. – 2020. - http://doi.org/10.2118/191625-PA
8. Akanni O.O., Nasr-El-Din H.A. The accuracy of carbonate matrix-acidizing models in predicting optimum injection and wormhole propagation rates //SPE-172575-MS. – 2015. - http://doi.org/10.2118/172575-MS
9. Buijse M., Glasbergen G. A semiempirical model to calculate wormhole growth in carbonate acidizing //SPE-96892-MS. – 2005. - http://doi.org/10.2118/96892-MS
10. Akanni O.O., Nasr-El-Din H.A., Gusain D. A computational Navier-Stokes fluid-dynamics-simulation study of wormhole propagation in carbonate-matrix acidizing and analysis of factors influencing the dissolution process //SPE-187962-PA. – 2017. - http://doi.org/10.2118/187962-PA
11. Особенности математического моделирования солянокислотного воздействия в скважинах, эксплуатирующих высокотемпературные карбонатные коллекторы / Л.Е. Ленченкова, А.Е. Фоломеев, А.Р. Шарифуллин [и др.] // Материалы VIII Международной молодежной научной конференции «Наукоемкие технологии и решение проблем нефтегазового комплекса». – Уфа, 10–14 декабря 2018. – С. 184–189.
12. Hoefner M.L., Fogler H.S. Pore Evolution and Channel Formation during Flow and Reaction in Porous Media // AIChE J. – 1988. – V.34. – N. s1. – P. 45–54. - http://doi.org/10.1002/aic.690340107.
13. Gong M., El-Rabaa A.M. Quantitative model of wormholing process in carbonate acidizing //SPE-52165-MS. – 1999. - http://doi.org/10.2118/52165-MS
14. Theory and practice of acidizing high temperature carbonate reservoirs of R. Trebs oil field, Timan-Pechora basin / A.E. Folomeev, A.R. Sharifullin, S.A. Vakhrushev [et al] // SPE-171242-MS. – 2014. - http://doi.org/10.2118/171242-MS
15. Complex approach to the design of acid treatment of carbonate reservoirs / Y. Trushin, A. Aleshchenko, K. Danilin [et al.] // SPE-196977-MS. – 2019. - http://doi.org/10.2118/196977-MS
16. Daccord G., Touboul E., Lenormand R. Carbonate acidizing: toward a quantitative model of the wormholing phenomenon // SPEJ – 1989. – V. 4. – N 1. – p. 63–68. - https://doi.org/10.2118/16887-PA

Применяемые в настоящее время классические химические технологии повышения нефтеотдачи пластов являются неотъемлемой частью системы разработки нефтяных месторождений, однако применение их ограничено определенными геологическими и технологическими параметрами. Возникает необходимость создания новых подходов к расширению возможностей применения химических технологий, в том числе к формированию нового класса химических продуктов.

Приведено описание опыта работы по созданию и внедрению химических композиций для потокоотклоняющих технологий и технологий интенсификации добычи нефти, предназначенных для применения в сложных пластовых условиях (высокие температуры и минерализация воды, низкая проницаемость, повышенное содержание в нефти агрессивных компонентов) и изготавливаемых на базе доступного химического сырья.

Для потокоотлоняющих технологий на базе полимеров на основе кремнезема разработан однокомпонентный состав AC-CSE-1313 марка B – гидрофобный водорастворимый полимер-гель SPA-Well, способный одновременно блокировать продвижение закачиваемой воды по высокопроницаемым каналами пласта и стимулировать вытеснение нефти в низкопроницаемых интервалов. С применением технологии выравнивания профиля притока на основе реагента AC-CSE-1313 марка B (SPA-Well) в 2019-2023 гг. выполнено более 200 высокоэффективных скважино-операций в нагнетательных скважинах преимущественно на месторождениях Западной Сибири.

В области интенсификации добычи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах на основе металлокомплексных хелатообразующих соединений разработаны реагенты РБС-3 и ДГК-2, позволяющие проводить очистку призабойной зоны пласта от загрязнений, не удаляемых другими реагентами. Реагент РБС-3 успешно применен при освоении скважин в сложных пластовых условиях в регионах Калмыкии, Дагестана, на шельфе Каспийского моря. Реагент ДГК-2 при обработке добывающих скважин карбонатного объекта в Тимано-Печорском регионе показал высокую эффективность, сопоставимую с эффективностью проведения гидроразрыва пласта.

Список литературы

1. Фахретдинов Р.Н., Якименко Г.Х. Новая парадигма химических МУН – новые механизмы // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – №9. – С. 56-60.

2. Синтез гидрофобного модифицированного полиакриламида в обратных миниэмульсиях / Е.М. Иванова, И.В. Благодатских, О.В. Васильева [и др.] // Высокомолекулярные соединения. Серия А. – 2008. – Т. 50. – № 1. – C. 15-24.

3. Glass J.E. Polymers in Aqueous Media: Performance Through Association. Advances in Chemistry Series. – Washington, DC: Am. Chem. Soc., 1989. – https://doi.org/10.1021/BA-1989-0223

4. Пат.  2592932 РФ. Состав для повышения нефтедобычи / Р.Н. Фахретдинов, Г.Х. Якименко, Д.Ф. Селимов; заявитель и патентообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – № 2015111052/03; заявл. 27.03.15; опубл. 27.07.2016.

5. Успешный промысловый опыт и потенциал применения потокоотклоняющей технологии AC-CSE-1313 при различных вариациях объема рабочего раствора на месторождениях в поздней стадии разработки / Р.Н. Фахретдинов, Р.Л. Павлишин, Г.Х. Якименко [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – №2. – С. 39–45.

6. Пат. 2723797 РФ. Состав для повышения нефтедобычи / Р.Н. Фахретдинов, Д.Ф. Селимов, С.А. Тастемиров, Г.Х. Якименко, Е.А. Пасанаев; заявитель и патентообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – №201920612; заявл. 02.07.2019; опубл. 17.06.2020.

7. Свидетельство на товарный знак (знак обслуживания) № 880966 – SPA-Well / Заявитель и правообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – №2021723324; заявл. 19.04.2021; опубл. 11.07.2022.

8. Испытания реагента АС-СSE-1313-В в качестве основы технологий выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока / Р.Н. Фахретдинов, А.А. Фаткуллин, Д.Ф. Селимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 6. – С. 68-71. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-6-68-71

9. Finch C.A. Industrial Water-Soluble Polymers. – Cambridge: The Royal Society of Chemistry. 1996.

10. Фаткуллин А.А., Фахретдинов Р.Н. Технология ПНП SPA-Well – гидрофобный полимер-гель // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – №2. – С. 60-66.

11. Новые перспективы развития химических технологий регулирования охвата пластов заводнением / Р.Н. Фахретдинов, А.А. Фаткуллин, Е.А. Пасанаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 8. – С. 65-69. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-65-69

12. Зиновьев А.М., Карпунин Н.А. Особенности кислотных обработок в условиях высокотемпературных коллекторов // Вестник Евразийской науки. – 2018. – № 6. – https://esj.today/PDF/75NZVN618.pdf

13. Аналитический обзор и анализ результатов соляно-кислотного воздействия в скважинах с неоднородными карбонатными коллекторами / А.Ш Халадов., Ю.В. Дудников, К.Ш. Ямалетдинова [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 6. – С. 41-46. - https://doi.org/10.30713/0207-2351-2019-6(606)-41-46

14. Пат. 2581859 РФ. Состав для обработки призабойной зоны пласта / Р.Н. Фахретдинов; заявитель и патентообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – № 2015107903; заявл. 10.03.2015; опубл. 20.04.2016.

15. Пат. 2731302 РФ. Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора / Р.Н. Фахретдинов, Д.Ф. Селимов, Е.А. Пасанаев, Г.Х. Якименко; заявитель и патентообладатель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг». – № 2019120610; заявл. 02.07.2019; опубл. 01.09.2020.

16. Технологии интенсификации добычи нефти путем глубокой очистки призабойной зоны скважин реагентами РБС-3 и ДГК-2 / Р.Н. Фахретдинов, Д.Ф. Селимов, А.А. Фаткуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 116-119. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-116-119

Распространенной технологией интенсификации добычи пластового флюида карбонатных месторождений является кислотный гидравлический разрыв пласта (КГРП). Данная технология заключается в химическом взаимодействии кислоты с поверхностью образующейся трещины, которая обеспечивает формирование проводящих каналов после снятия избыточного давления. Применение ПАВ для загущения составов для КГРП показало высокую эффективность благодаря их перспективности и ряду преимуществ по сравнению с другими жидкостями.

В статье дается описание исследований по разработке реагента-загустителя соляной кислоты для создания жидкости КГРП. В работе представлены результаты экспериментальных исследований влияния разработанной добавки на основе ПАВ на реологические свойства раствора 12%-ной соляной кислоты, межфазное натяжение на границе с углеводородами и растворяющую способность по отношению к карбонатной породе. Выявлено, что введение добавки приводит к значительному повышению вязкостных свойств кислотных систем. Это обеспечивает снижение скоростных утечек кислоты в процессе КГРП. Кроме того, введение ПАВ способствует снижению межфазного натяжения на границе между кислотным составом и углеводородами, что положительно сказывается на эффективности процесса КГРП. Применение загущающего агента приводит к снижению растворяющей способности кислоты по отношению к карбонатной породе, что обеспечивает создание необходимого профиля поверхности трещины в карбонатной породе, а также способствует увеличению глубины проникновения в пласт кислотного состава при проведении КГРП. При продолжительном взаимодействии кислотной композиции на основе разработанного реагента-загустителя с карбонатной породой наблюдается разрушение состава, что способствует облегчению дальнейшего процесса освоения.

Список литературы

1. Интенсификация притока из карбонатных коллекторов для условий Волго-Урала / А.П. Чижов, В.Е. Андреев, А.В. Чибисов [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти нефтепродуктов. –2016. – № 3. – С. 35-42.

2. Колесова С.Б., Полозов М.Б. Использование кислотного ГРП для повышения нефтеотдачи низкопроницаемых неоднородных коллекторов каширо-подольских отложений // Экспозиция. Нефть. Газ. – 2019. – № 3. – С. 54–56. - https://doi.org/10.24411/2076-6785-2019-10023

3. Jeon J., Bashir M.O., Liu J. Fracturing Carbonate Reservoirs: Acidising Fracturing or Fracturing with Proppants // SPE-181821-MS. – 2016. - http://dx.doi.org/10.2118/102590-MS

4. Integration of field, laboratory, and modeling aspects of acid fracturing: A comprehensive review / S.A. Murtada, A. Hassan, M. Mohamed, D. Mahmoud // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 181. – Article No. 106158. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.06.022

5. Козявин Д.Д., Денисенко Т.Г. Исследование возможностей метода пенно-проппантного кислотного гидроразрыва пласта // Международный журнал гуманитарных и естественных наук. – 2020. – 12-1 (51). – С. 59-62. - https://doi.org/10.24411/2500-1000-2020-11605

6. Крисанова П.К., Сотникова Ю.В. Исследования реологических свойств самоотклоняющихся кислотных составов на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ // Материалы Международной научно-практической конференции им. Д.И. Менделеева / под ред. А.Н. Халина. – 2023. – С. 221-222.

7. Применение вязкоупругих поверхностно-активных веществ в нефтегазодобывающей промышленности / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Д.Н. Малкин [и др.]// Технологии нефти и газа. – 2020. –№ 3 (128). – С. 3-8. - https://doi.org/10.32935/1815-2600-2020-128-3-3-8

8. Impact of Acid Additives on the Rheological Properties of Viscoelastic Surfactants and Their Influence on Field Application / H.A. Nasr-El-Din, A.H. Al-Ghamdi, A.A. Al-Qahtani, M.M. Samuel // SPE-89418-PA. – 2008. –https://doi.org/10.2118/89418-PA

9. Pat. WO 2020/055285. Thickener of aqueous acid solution and method of oil production / A.V. Tereshchenko. – Appl. No. PCT/RU2019/000629; filed 10.09.2019; publ. 19.03.2020

10. Pat. 4163727 US. Acidizing-gel composition / C.G. Inks; assignee BASF Wyandotte Corporation. – Appl. No.857590; filed 05.12.1977; publ. 07.08.1979.

11. Pat. EP 1499790 B1. Thickened acid compositions and uses thereof / R.E. Dobson, D.K. Moss, R.S. Premachandran; assignee Akzo Nobel NV. – Appl. No. 03722527.3; filed 18.04.2003; publ. 16.11.2005.

12. Structure, rheological and responsive properties of a new mixed viscoelastic surfactant system / A.V. Shibaev, A.S. Ospennikov, A.I. Kuklin [et al.] // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2020. – V. 586. – Article No. 124284. – https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2019.124284

Одним из осложнений, возникающих при разработке нефтегазовых месторождений, является образование отложений гидратов нефтяного газа в стволе добывающих скважин. В интервале образования отложений вероятно снижение скорости восходящего потока газожидкостной смеси либо его остановка вследствие частичного или полного перекрытия рабочего сечения насосно-компрессорных труб отложениями, что негативно влияет на технико-экономические показатели разработки месторождения. С целью повышения эффективности предупреждения гидратообразования предложена новая методика прогнозирования интервалов образования гидратов в условиях постоянной и периодической работы электроцентробежных насосов. Особенности методики рассмотрены на примере Вынгаяхинского месторождения. При разработке данной методики использовались алгоритмы распределения давления и температуры газожидкостного потока с учетом влияния нагрева/охлаждения погружного электродвигателя, состава нефтяного газа, минерализации пластовой воды и применяемых ингибиторов. В основе методики лежит расчет псевдоприведенных давлений и температур, с помощью которых можно учесть влияние каждого компонента в газожидкостной смеси. С помощью разработанной методологии определена глубина гидратообразования в 22 скважинах Вынгаяхинского месторождения. В результате тестирования методики для 7 скважин сходимость результатов составила около 90%. Анализ полученных результатов показал, что состав нефтяного газа и пластовой воды значительно влияет на прогнозируемую глубину образования отложений газовых гидратов. Представленный в статье подход может быть применен для оценки и прогнозирования глубины гидратообразования, что позволит скорректировать технологический процесс, связанный с работой скважины, и уменьшить негативное влияние на процесс добычи и работу оборудования.

Список литературы

1. Hammerschmidt E.G. Formation of Gas Hydrates in Natural Gas Transmission Lines // Industrial & Engineering Chemistry. – 1934. – V. 26. – P. 851- 855. - https://doi.org/10.1021/IE50296A010

2. Sloan E.D. Jr. Clathrate Hydrates of Natural Gases. - New York: Marcel Dekker, Inc., 1990. - 664 p.

3. Nasrifar K., Moshfeghian M. A Model for Prediction of Gas Hydrate Formation Conditions in Aqueous Solutions Containing Electrolytes and/or Alcohol // J. Chem. Thermodynamics. – 2001. – V. 33. – P. 999 -1014. - http:// doi.org/10.1006/jcht.2000.0811999

4. Javanmardi J., Moshfeghian M. A New Approach for Prediction of Gas Hydrate Formation Conditions in Aqueous Electrolyte Solutions // Fluid Phase Equilibria. – 2000. – V. 168. – P. 135 – 148. - http:// doi.org/10.1016/S0378-3812(99)00322-2

5. Effect of heavy hydrate formation on the hydrate free zone of real reservoir fluids / Tohidi B., Danesh A., Burgass R.W., Todd A.C. // SPE-35568-MS. – 1996. - http://doi.org/10.2118/35568-MS

6. Nasrifar K., Moshfeghian M. Computation of Equilibrium Hydrate Formation Temperature for CO2 and Hydrocarbon Gases Containing CO2 in the Presence of an Alcohol, Electrolytes and Their Mixtures // J. of Petroleum Science and Engineering. – 2000. – V. 26. – P. 143 – 150. - http://doi.org/10.1016/S0920-4105(00)00028-0

7. Bishnoi P.R., Dholabhai P.D. Equilibrium Conditions for Hydrate Formation for a Ternary Mixture of Methane, Propane and Carbon Dioxide, and a Natural Gas Mixture in the Presence of Electrolytes and Methanol // Fluid Phase Equilibria. – 1999. – V. 158. - P. 821 – 827. - http://doi.org/10.1016/S0378-3812(99)00103-X

8. Problems in gas hydrates: Practical guidelines for field remediation / J.E. Paez, R. Blok, H. Vaziri, M.R. Islam // SPE-69424-MS. – 2001. - https://doi.org/10.2118/69424-MS

9. Chen G.J., Guo T.M. Thermodynamic modeling of hydrate formation based on new concepts // Fluid Phase Equilibria. – 1996. - V. 122. - P. 43-65. - http://doi.org/10.1016/0378-3812(96)03032-4

10. Jossang A., Stange E. A new predictive activity model for aqueous salt solutions // Fluid Phase Equilibria. – 2001. - V. 181. -P. 33 – 46. - http://doi.org/10.1016/S0378-3812(00)00515-X

11. Dimitrios  A., Varotsis N. Modeling Gas Hydrate Thermodynamic Behavior: Theoretical Basis and Computational Methods // Fluid Phase Equilibria. – 1996. – V. 123. – P. 107 – 130. - http:// doi.org/10.1016/0378-3812(96)03036-1

12. Ma Q.L., Chen G.J., Guo T.M. Modeling the gas hydrate formation of inhibitor containing systems // Fluid Phase Equilibria. – 2003. - V. 205. - P. 291-302. - https://doi.org/10.1016/S0378-3812(02)00295-9

13. Heng-Joo Ng, Robinson D.B. Hydrate formation in systems containing methane, ethane, propane, carbon dioxide or hydrogen sulfide in the presence of methanol // Fluid Phase Equilibria. – 1985. - V. 21. - P. 145 – 155. - http://doi.org/10.1016/0378-3812(85)90065-2

14. Piper L.D., McCain W.D., Corredor J.H. Compressibility factors for naturally occurring petroleum gases // SPE-69424-MS. – 1993. - https://doi.org/10.2118/69424-MS

15. Yaws C.L. Chemical properties handbook: Physical, thermodynamic, environmental, transport, safety, and health related properties for organic and inorganic chemicals. - New York: McGraw-Hill, 1999. - 779 p.

Использование явления каталитической интенсификации облагораживания состава высоковязкой нефти на стадии добычи открывает широкие перспективы повышения эффективности применяемых тепловых технологий освоения нетрадиционных углеводородных ресурсов. Технология каталитического акватермолиза была использована на Стреловском месторождении высоковязкой нефти. В результате промысловых испытаний продемонстрировано семикратное увеличение среднего дебита нефти по скважине, по сравнению с предыдущим циклом обработки паром без катализатора, и снижение вязкости нефти более чем в 4 раза. По результатам анализа промысловых проб нефти установлено, что эффект повышения нефтеотдачи и снижения вязкости добытой нефти обеспечивается в результате химического преобразования смолистоасфальтеновых веществ в результате протекания ряда процессов, основным из которых является деструктивное гидрирование по связям углерод-сера в присутствии инжектированных в пласт каталитических комплексов на основе переходных металлов. Продукты деструктивного гидрирования смолистоасфальтеновых веществ фиксируются во фракции ароматических углеводородов после этапа формирования активной формы катализатора в пласте. Помимо преобразования смол и асфальтенов наблюдается значительное снижение содержания высокомолекулярных парафинов, что обеспечивает дополнительное снижение вязкости нефти. Полученные результаты подтверждают перспективность применения разработанной технологии для повышения эффективности добычи тяжелых нефтей. В настоящее время запланировано дальнейшее масштабирование на другие скважины Стреловского месторождения.

Список литературы

1. Enhanced oil recovery techniques for heavy oil and oilsands reservoirs after steam injection / X. Dong, H. Liu, Z. Chen [et al.] // Appl. Energy. – 2019. – V. 239. – P. 1190–1211. - http://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.01.244

2. Kayukova G.P., Kiyamova A.M., Romanov G.V. Hydrothermal transformations of asphaltenes // Pet. Chem. – 2012. – V. 52. – Р. 5–14. - http://doi.org/10.1134/S0965544111060089

3. Advances on the transition-metal based catalysts for aquathermolysis upgrading of heavy crude oil / C. Li, W. Huang, C. Zhou [et al.] // Fuel. – 2019. – V. 257. – P. 1 –14. - http://doi.org/10.1016/j.fuel.2019.115779

4. Development of a catalyst based on mixed iron oxides for intensification the production of heavy hydrocarbon feedstocks / I.I. Mukhamatdinov, A.R. Khaidarova, R.E. Mukhamatdinova [et al.] // Fuel. – 2022. – V. 312. – 123005. - http:// doi.org/10.1016/j.fuel.2021.123005

5. Study of the Hydrothermal-Catalytic Influence on the Oil-Bearing Rocks of the Usinskoye Oil Field / I.I. Mukhamatdinov, A.V. Lapin, R.E. Mukhamatdinova [et al.] // Catalysts. – 2022. – V. 12 (10). – http://doi.org/10.3390/catal12101268

6. Preparation of disk-like αa-Fe2O3 nanoparticles and their catalytic effect on extra heavy crude oil upgrading / F. Li, X. Wang, H. Pan [et al.] // Fuel. – 2019. – V. 251. – P. 644–650. - https://doi.org/10.1016/j.fuel.2019.04.048

7. Orozco-Castillo C.R., Pereira-Almao P. In-Situ Heavy Oil Upgrading through Ultra-Dispersed Nano-Catalyst Injection in Naturally Fractured Reservoirs // SPE-2016.

8. Liu Y., Fan H. The effect of hydrogen donor additive on the viscosity of heavy oil during steam stimulation // Energy Fuels. – 2002. – V. 16. – P. 842–846. - http://doi.org/10.2118/180154-MS

9. Upgrading of extra-heavy crude using hydrogen donor under steam injection conditions / C. Ovalles, P. Rengel-Unda, J. Bruzual, A. Salazar. Characterization by pyrolysis GC-MS of the asphaltenes and effects of a radical initiator // Am. Chem. Soc. Div. Fuel. Chem. – 2003. – V. 48. – P. 59–60.

10. Каталитическая активность сульфидов никеля и железа при деструкции смолисто-асфальтеновых веществ высоковязкой нефти в присутствии карбонатной породы в гидротермальных условиях / А.В. Вахин, И.И. Мухаматдинов, С.А.Ситнов [et al.] // Кинетика и катализа. – 2022. – Т. 63. – № 5. – C. 643–651. - http://doi.org/10.1134/S0023158422050135

11. Славкина О.В., Щеколдин К.А., Вахин А.В. Влияние катализатора акватермолиза на внутрипластовое преобразование высоковязкой нефти Стреловского месторождения Самарской области / И.И. Мухаматдинов, Э.Э. Гиниятуллина, Р.Э. Мухаматдинова [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 3. – С. 38–42.

12. Исследования эффективности вытеснения нефти паром с использованием растворителя и катализатора / И.Ф. Минханов, А.В. Болотов, A.А. Аль-Мунтасер [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 6. – С. 54–57. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-54-57

13. Применение технологии каталитического акватермолиза на Стреловском месторождении Самарской области / С.Я. Маланий, О.В. Славкина, А.А. Рязанов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – С. 118–121. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-12-118-121

14. Extra-heavy Oil Aquathermolysis Using Nickel-based Catalyst: Some Aspects of in-situ Transformation of Catalyst Precursor / A.V. Vakhin, F.A. Aliev, I.I. Mukhamatdinov [et al.] // Catalysts. – 2021. – V. 11(2). – № 189. – P. 1–22. – http://doi.org/10.3390/catal11020189

15. Evaluation of the aquathermolysis catalyst effect on the composition and properties of high-viscosity oil from the Strelovskoe field / I.I. Mukhamatdinov, E.E. Giniyatullina, R.E. Mukhamatdinova [et al.] // SOCAR Proceedings. – 2021. – V. I.2. – P. 90–96. - http://doi.org/10.5510/OGP2021SI200570

На текущий момент разработка месторождений нефти ориентирована на извлечение трудноизвлекаемых запасов. Технологии добычи такого сырья характеризуются более высокими капитальными затратами, что требует поиска новых способов повышения рентабельности проектов. Одним из перспективных направлений является попутное извлечение металлов из подтоварных вод нефтегазовых месторождений.

Потребность России в щелочноземельных металлах в условиях санкций требует пересмотра существующих подхо

дов к разработке нефтяных месторождений и поиска новых, еще не задействованных ресурсов. Одним из таких ценных ресурсов является литий (Li). Развитие технологий, увеличение спроса и полное отсутствие добычи этого элемента в России делают его наиболее востребованным.

В статье приведены краткие сведения о перспективах добычи лития, соединения и сплавы которого критически необходимы для технологического развития многих отраслей – автомобильной промышленности, авиастроения, металлургии, химии и др. Наиболее востребованы на внутреннем рынке аккумуляторные батареи разных емкостей. Основные поставщики – Аргентина и Чили, поставляющие порядка 80 %, остановили экспорт в Россию. В настоящее время в России не осуществляется добыча этого элемента, в то время как имеется огромный спрос на рынке. В мире существует два способа добычи лития - рудный и добыча из соленых вод и рассолов.

В статье описана методика, успешно апробированная в лабораторных условиях с получением фактического результата по извлечению карбоната лития из попутной воды. Данный вопрос актуален, поскольку курс на импортозамещение, а также острая необходимость в восполнении отсутствующих поставок карбоната лития делают возможность его добычи из попутных вод на месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз» в Восточной Сибири наиболее востребованным направлением.

Список литературы

1. Рамазанов А.Ш., Атаев Д.Р., Каспаров М.А. Получение карбоната лития высокого качества из литийсодержащих природных рассолов // Известия вузов. Химия и химическая технология. – 2021. – Т. 64. – №4. – С. 4-7. - https://doi.org/10.6060/ivkkt.20216404.6238

2. Коцупало Н.П., Рябцев А.Д. Химия и технология получения соединений лития из литиеносного гидроминерального сырья. – Новосибирск: Гео. – 2008. – 291 с.

3. Теоретические основы технологии получения карбоната лития аммиачным способом / А.Д. Рябцев, Н.П. Коцупало, А.А. Кураков [и др.] // Теоретические основы химичесуой технологии. – 2019. – Т. 53. – № 5. – С. 595-600. - https://doi.org/10.1134/S0040357119040122

4. Коцупало Н.П., Рябцев А.Д., Болдырев В.В. Литий для техники XXI века // Наука в России. – 2011. – № 5. – С. 28-31.

В статье рассматривается подход к выявлению нештатного и предаварийного состояния перекачивающего оборудования с применением алгоритмов кластеризации и поиска аномалии. Предпосылкой к исследованиям является необходимость поиска и применения методов оценки технического состояния и идентификации зарождающихся дефектов оборудования в автоматизированном режиме на более ранней стадии, чем существующими методами. Для достижения данной цели рассматривается применение машинного обучения для анализа параметров работы оборудования за определенный период времени для создания алгоритма обнаружения аномалий в полученных данных. Такие аномалии являются признаками нештатной работы. В представленной статье рассматривается применение кластеризации, основанной на методе k-средних. В синтезированных данных выделено три штатных режима работы перекачивающего оборудования. Проанализировано распределение данных, полученных в результате измерения расстояний от каждой точки замера до соответствующего ближайшего центроида кластера, было определено максимальное расстояние, которое служило критерием отнесения определенного измерения к выбросам данных. В результате проведенного анализа было выявлено пять измерений, соответствующих нештатному режиму нефтеперекачивающего оборудования. Кроме того, составлены диапазоны штатной работы оборудования по каждому из измеряемых параметров его работы, что формирует пороговые значения для отнесения состояния оборудования к нештатному или аварийному. Предложенный подход позволяет выявлять зарождающиеся дефекты и аварийные ситуации на ранних стадиях, имеет возможность полной автоматизации, адаптирован к различным режимам работы оборудования. При применении данного метода отсутствует необходимость распространения данных за пределы перекачивающей станции.

Список литературы

1. Аралов О.В. Методология управления качеством сложных технических систем на объектах магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – Т. 9. – № 6. – С. 608–625. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2019-9-6-608-625

2. Valeev A.R, Atroshchenko N.A., Kharrasov B.G.  History of Technical Diagnostics and Repair Organization Systems in Industry // Liquid and Gaseous Energy Resources. – 2022. – No. 1. – P. 31–37. - https://doi.org/10.21595/lger.2022.22706

3. Могильнер Л.Ю., Придеин О.А., Сергеевцев Е.Ю. Применение комплекса методов неразрушающего контроля для диагностирования фундаментов насосных агрегатов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 2. – С. 164–172. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2020-10-2-164-172

4. Повышение надежности магистрального насосного агрегата путем совершенствования подшипниковых узлов / И.А. Флегентов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2022. – Т. 12. – № 6. – С. 569–575. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2022-12-6-569-575

Своевременное выявление скважин (объектов разработки), имеющих риск негативного проявления осложняющих факторов, является очень важной задачей для осуществления эффективной эксплуатации механизированного фонда скважин, помогает своевременно спланировать мероприятия по защите глубинно-насосного оборудования и правильно оценить капитальные вложения и операционные затраты на реализацию данных мероприятий.

В работе рассматривается история создания и внедрения в компании модуля автоматического определения (автоградации) осложненного фонда как элемент системного анализа и принятия решений при эксплуатации механизированного фонда в условиях негативного влияния осложняющих факторов, с последующим выходом на продвинутую аналитику в информационной системе «Мехфонд».

Модуль автоградации осложненного фонда является интеллектуальной собственностью ПАО «НК «Роснефть», позволяет оперативно определять фонд скважин, по которым есть факт или риск негативного проявления осложняющих факторов, определять вид и тип осложнения, что в свою очередь ведет к современной и эффективной организации защиты механизированного фонда от негативного влияния осложняющих факторов, снижению преждевременных отказов и внутрисменных простоев скважин, снижению затратных мероприятий, связанных с исключением влияния осложняющих факторов на скважинах, по которым несвоевременно организованна защита.

Уникальность модуля автоградации осложненного фонда состоит в том, что он в автоматическом режиме:

- градирует осложненный фонд по видам и типам осложняющих факторов;

- выполняет градацию осложненного фонда по двум категориям, позволяющим разделить скважины, на которых уже зафиксирован факт негативного проявления осложнения, и скважины, по которым имеется совокупность параметров, указывающих на риск проявления осложняющих факторов в процессе эксплуатации;

- дает пользователю информацию по какому критерию скважина попала в осложненный фонд (причина, повлиявшая на проявление осложняющего фактора).

Список литературы

1. Система повышения качества эксплуатации механизированного фонда скважин в ПАО «НК «Роснефть» в условиях негативного влияния осложняющих факторов / Д.А. Лунин, Д.А. Минченко, А.Б. Носков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. - №4. – С. 86–91. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-4-86-91

2. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2019617213 РФ. Программа информационной системы управления механизированным фондом скважин / А.Р. Ахтямов, М.Г. Волков, А.Б. Носков [и др.]; заявитель ПАО «Нефтяная компания «Роснефть» (ПАО «НК «Роснефть»). – EDN YZYXMF: заявл. 29.03.2019: № 2019613352: опубл. 04.06.2019.

3. Матрица применимости технологий защиты добывающего фонда скважин от негативного влияния осложняющих факторов / Д.А. Лунин, Д.А. Минченко, А.Б. Носков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – №6. – С. 74–77. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-6-74-77

4. Топольников А.С. Прогнозирование осложнений при эксплуатации механизированных скважин с помощью программы RosPump  // Инженерная практика. – 2014. – №2. – С. 48–53.

Представленная работа посвящена построению модели на основе фактических данных, связывающей степень достижения планируемых пусковых дебитов новых скважин с геолого-геофизическими и технологическими факторами.

Целью данной работы является повышение качества прогноза дебитов новых скважин с помощью дополнительной поправки, полученной в результате решения задачи регрессии для прогноза расхождения фактических и планируемых (расчетных) дебитов на основании заданных свойств целевых объектов бурения и технологии заканчивания.

Для решения задачи были построены две модели, основанные на различных методах машинного обучения. В качестве целевой функции выбрано расхождение планируемого и фактического дебитов. Первая модель – модель классификации. В данном случае сначала решалась задача классификации и предполагался знак целевой функции, затем для каждого из двух диапазонов решалась задача регрессии. Вторая модель – модель кластеризации. Основная ее идея заключалась в разделении исследуемых объектов на кластеры. Далее в каждом кластере решалась задача регрессии. Модели обучались на данных, полученных в 2017-2021 гг. по новым скважинам ПАО «НК «Роснефть».

По результатам работы, на основании заданных геолого-геофизических и технологических параметров, с помощью двух вышеперечисленных моделей, в 2023-2027 гг. был выполнен прогноз отклонения расчетных пусковых дебитов для каждой планируемой новой скважины. Кроме того, анализ качества данного прогноза, проведенный на основании результатов, полученных в течение четырех месяцев 2023 г., показал повышение точности прогноза среднего по выборке из 658 скважин пускового дебита от 95 до 97-99 %.

Список литературы

1. Hastie T.R., Tibshirani J.F. The Elements of Statistical Learning. Data Mining, Inference and Prediction. – New York: Springer-Verlag, 2001.

2. Кугаевских А.В., Муромцев Д.И., Кирсанова О.В. Классические методы машинного обучения. - Санкт-Петербург: Университет ИТМО, 2022. – 53 с.

3. Лимановская О.В., Алферьева Т.И. Основы машинного обучения. - Екатеринбург: Изд-во Уральского университета, 2020. – 88 с.

4. Подбор скважин-кандидатов для проведения гидроразрыва пласта на основе математического моделирования с использованием методов машинного обучения / А.Ф. Азбуханов, И.В. Костригин, К.А. Бондаренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 3. – С. 38–42. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-38-42

5. Акимова Д.А. Исследование зависимости достижения планируемых дебитов новых скважин от геолого-геофизических и технологических факторов // Материалы 65-й Всероссийской научной конференции МФТИ в честь 115-летия Л.Д. Ландау. - Москва, 03 апреля - 08 апреля 2023. - М.: МФТИ, 2023.

В статье представлены результаты опытно-конструкторской работы (ОКР), выполненной ООО «НИИ Транснефть» совместно с АО «ТОМЗЭЛ», по созданию типоразмерного ряда сигнализаторов уровня жидкости (СУЖ) поплавкового типа повышенной надежности для обеспечения потребности объектов трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, а также различных отраслей промышленности (пищевой, химической и др.).

В работе приведены результаты анализа основных причин отказов СУЖ, эксплуатируемых на объектах магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, приведены основные технические решения, направленные на повышение надежности СУЖ.

Описаны основные принципы работы испытательных стендов, созданных в рамках ОКР и позволяющих тестировать элементы СУЖ, а также проводить полный выходной контроль перед отправкой на объект заказчика.

Повышение надежности разработанных СУЖ достигается за счет реализации конструктивных решений, основанных на применении высоконадежных элементов и современных инновационных материалов в составе СУЖ и дополнительной защиты от внешней среды, механических и электромагнитных воздействий. Кроме того, в СУЖ применяется модуль, состоящий из трех параллельно установленных герконов с определенными сопротивлениями. Данная конструкция позволяет диагностировать отказ одного из герконов, короткое замыкание и обрыв сигнальных линий путем контроля тока в цепи. Это является существенным преимуществом по сравнению с известными аналогами, так как обрыв сигнальной линии или короткое замыкание не будут ошибочно восприняты как выходной сигнал об уровне жидкости, что также повышает надежность работы устройства и объективность контроля уровня жидкости.

Список литературы

1. Карабанов С.М. Герконовые реле. Взгляд на перспективы развития направления // Компоненты и технологии. – 2001. – № 7 (16). – С. 28–30.

2. Дэй С. Проблемы оценки надежности герконов и герконовых реле // Компоненты и технологии. – 2018. – № 5 (202). – С. 144–150.

3. Коротченко В.А., Соловьев В.И., Солотенкова Ж.В. Численное моделирование процесса замыкания магнитоуправляемых контактов // Вестник Рязанского государственного радиотехнического университета. – 2012. – № 42(1). – С. 44–50.

4. Исследование процессов, предшествующих прерыванию электрического тока герконом с управляющей катушкой / В.А. Коротченко, Э.И. Соколовский, В.И. Соловьев, Ж.В. Солотенкова // Вестник Рязанского государственного радиотехнического университета. – 2013. – № 43. – С. 95–99.

5. Научно-технические, социально-экономические и правовые аспекты надежности транспорта нефти и нефтепродуктов / С.Г. Радионова, П.А. Ревель-Муроз, Ю.В. Лисин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5(25). – С. 20–31.

6. Банько В.В., Кляута И.И. Идентификация типа жидкости при затоплении колодцев КИП на линейной части трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – Т. 7. – № 2. – С. 87–93.

7. ГОСТ 24802-81. Приборы для измерения уровня жидкости и сыпучих веществ. Термины и определения. – Введ. 1982-07-01. – M.: Госстандарт СССР: изд-во стандартов, 1981. – 7 с.

8. ТР ТС 012/2011. Технический регламент Таможенного союза «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах». – Введ. 2013-02-15. – Комиссия Таможенного союза, 2011.

9. ТР ТС 032/2013. Технический регламент Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением». – Введ. 2014-02-01. – Совет ЕЭК, 2013.

10. ТР ТС 004/2011. Технический регламент Таможенного союза «О безопасности низковольтного оборудования». – Введ. 2013-02-15. – Комиссия Таможенного союза, 2011.

11. ГОСТ 28725-90. Приборы для измерения уровня жидкостей и сыпучих материалов. Общие технические требования и методы испытаний. – Введ. 1992-01-01. – М.: Госстандарт СССР: изд-во стандартов, 1990. – 11 с.

12. ГОСТ 27883-88. Средства измерения и управления технологическими процессами. Надежность. Общие требования и методы испытаний. – Введ. 1990-01-01. – М.: Госстандарт СССР: изд-во стандартов, 1988. – 10 с.

13. ГОСТ 20.57.406-81. Комплексная система контроля качества. Изделия электронной техники, квантовой электроники и электротехнические. Методы испытаний. – Введ. 1982-01-01. – М.: Госстандарт СССР: изд-во стандартов, 1980. – 133 с.

14. ГОСТ 27.410-87. Надежность в технике (ССНТ). Методы контроля показателей надежности и планы контрольных испытаний на надежность. – Введ. 1989-01-01. – М.: Госстандарт СССР: изд-во стандартов, 1987.

15. ГОСТ 27.301-95. Надежность в технике (ССНТ). Расчет надежности. Основные положения. – Введ. 1997-01-01. – M.: Госстандарт России: изд-во стандартов, 1996. – 16 с.

16. ГОСТ Р 27.403-2009. Надежность в технике (ССНТ). Планы испытаний для контроля вероятности безотказной работы. – Введ. 2010-09-01. – M.: Росстандарт: изд-во стандартов, 2009. – 15 с.

17. ISO TS 29001-2010. Petroleum, petrochemical and natural gas industries. Sector-specific quality management systems. Requirements for product and service supply organizations (Нефтяная, нефтехимическая и газовая промышленность. Отраслевые системы менеджмента качества. Требования к организациям, поставляющим продукцию и услуги). – Publ. Date 2010-06-01. – ISO.

18. ISO 10012-2003. Measurement management systems. Requirements for measurement processes and measuring equipment (Системы менеджмента измерений. Требования к измерительным процессам и измерительному оборудованию). – Publ. Date 2003-04-15. – ISO.

19. ANSI/API STD 2350-2012. Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities (Защита от переливов резервуаров для хранения на объектах нефтяного сектора). – Publ. Date 2012-05-01. – API.

20. ISO 20815:2008. Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Production assurance and reliability management (Промышленность нефтяная, нефтехимическая и газовая. Менеджмент в области обеспечения качества производства и надежности). – Publ. Date 2008-06-01. – ISO.

21. IEC/TS 63164-1-2020 Reliability of industrial automation devices and systems – Part 1: Assurance of automation devices reliability data and specification of their source (Надежность устройств и систем промышленной автоматизации. Часть 1. Обеспечение надежности данных устройств автоматизации и спецификация их источника). – Publ. Date 2020-02-01. – IEC.

22. IEC 61124-2012. Reliability testing – Compliance tests for constant failure rate and constant failure intensity (Испытания на надежность. Испытания на соответствие стандартам для постоянной интенсивности отказа и постоянного параметра потока отказов). – Publ. Date 2012-05-01. – IEC.

23. IEC 61123-1991. Reliability Testing Compliance Test Plans for Success Ratio (Испытания на надежность. Планы проверки соответствия техническим требованиям для определения нормы успешного исхода). – Publ. Date 1991-12-01. – IEC.

24. Research of irreversible changes in the parameters of reed switches used to build relay protection devices / A. Neftissov, A. Biloshchytskyi, O. Talipov [et al.] // Труды университета. – 2022. – № 3 (88). – С. 298–303. – https://doi.org/10.52209/1609-1825_2022_3_298

25. Investigation and optimisation of the functioning parameters of the milking machine electronic unit, diagnosing the state of the udder quarters of cows for mastitis / P.A. Sаvinyh, A.A. Rylov, V.N. Shulatiev, S.A. Ivanovs // Agricultural Science Euro-North-East. – 2022. – Т. 23. – № 4. – С. 562–571. – https://doi.org/10.30766/2072-9081.2022.23.4.562-571

26. Пат.  2787690 РФ. Сигнализатор уровня жидкости / А.Т. Яровой, В.А. Кузьмичев, В.А. Волков, Е.И. Кириченко, П.М. Обриев; заявители и патентообладатели ПАО «Транснефть», ООО «НИИ Транснефть», АО «ТОМЗЭЛ», АО «Транснефть – Западная Сибирь». – № 2022120412; заявл. 26.07.2022; опубл. 11.01.2023.

27. Пат. RU 134620 РФ. Сигнализатор уровня жидкости поплавкового типа / А.Т. Яровой, В.А. Кузьмичев, В.А. Волков, Е.И. Кириченко, Р.Н. Габдрахманов; заявители и патентообладатели ПАО «Транснефть», ООО «НИИ Транснефть», АО «Транснефть – Западная Сибирь», АО «ТОМЗЭЛ». – № 2022503164; заявл. 26.07.2022; опубл. 20.12.2022.