В статье приводятся результаты оценки структурных неопределенностей секторных геологических моделей пласта ВК1 Каменного лицензионного участка Красноленинского месторождения (Красноленинский свод, Западная Сибирь) по данным эксплуатационного бурения. Неопределенность глубины залегания кровли продуктивного пласта является одной из критических неопределенностей геологического моделирования. Установлено, что на рассматриваемой площади она описывается нормальным распределением с оцененными параметрами. Полученное распределение имеет существенное практическое значение, поскольку позволяет оценить вероятность вскрытия кровли пласта выше определенной глубины в водонефтяной части залежи. Неопределенность угла падения кровли продуктивного пласта существенно влияет на корректность подбора зенитных углов проводки горизонтальных скважин. Для решения этой проблемы авторами было сформулировано понятие о критическом зенитном угле (КЗУ), который определяет коридор углов проводки ствола. В результате проведенных исследований установлено, что вне зон разрывных нарушений КЗУ можно принять равным 1,1°, а в зонах разрывных нарушений – 3,3°. Ошибочные определения амплитуды разломов приводят к уменьшению проходки горизонтальной скважины по коллектору. При этом неподтверждение амплитуды даже на 2 м является критичным. Вероятность получения такой ошибки 33 %. Таким образом, сравнение результатов геологического моделирования по данным поисковых и разведочных скважин с результатами эксплуатационного бурения является надежным источником информации о структурных неопределенностях исходной геологической модели. Полученные результаты рекомендуется учитывать при постановке эксплуатационного бурения на соседних площадях.

Список литературы

1. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование. – М.: ООО ИПЦ Маска, – 2009. – 376 с.

2. Казанская Д.А., Александров В.М., Белкина В.А. Моделирование геологического строения продуктивных отложений викуловской свиты // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2019. – Т. 330. – № 7. – С. 195–207. - https://doi.org/10.18799/24131830/2019/7/2195

3. Эффективное вовлечение в разработку остаточных запасов краевых зон викуловской свиты Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения / И.А. Лиходед, Ю.Э. Авдонин, Д.С. Решетникова [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2021. – № 3–4. – С. 66–74.

4. Овчарова Л.П. Обоснование оптимальных параметров систем разработки горизонтальных скважин викуловской свиты месторождения «К» //

Меридиан. – 2020. – № 12 (46). – С. 174–176.

5. Цветкова П.А., Федулов В.В., Сауткин Р.С. Новые подходы к разработке тонкослоистых недонасыщенных коллекторов (викуловская свита на Красноленинском своде Фроловской нефтегазовой области) // Вестник Московского университета. Сер. 4, Геология. – 2021. – № 1. – С. 71–78.

6. Дюбрул О. Использование геостатистики для включения в геологическую модель сейсмических данных. – Europ. Assoc. of geoscientists a. engineers (EAGE), 2002. – 296 с.

7. Яневиц Е.А., Лапковский В.В., Лебедев М.В. Стохастическое моделирование структурных неопределенностей как основа вероятностной оценки ресурсов углеводородов // Пути реализации нефтегазового потенциала Западной Сибири: материалы XXV научно-практической конференции, Ханты-Мансийск, 23–26 ноября 2021 г. – Ханты-Мансийск, 2022. – С. 154 – 164.

Один из наиболее сложнопостроенных интервалов в Западной Сибири представлен отложениями неокомского клиноформного комплекса. Вместе с тем неокомский интервал является очень перспективным в нефтегазоносном отношении и основным объектом разрабатываемых в регионе месторождений. В результате сейсмофациального и динамического анализа материалов 3D сейсморазведки совместно с обобщением данных керна и промыслово-геофизических материалов в клиноформной части неокомского комплекса обнаружены крупные оползневые тела, причиной образования которых явились рост локальных структур и активные тектонические процессы. Целевой пласт представлен серией отдельных пачек, в границах которых выделено несколько десятков гидродинамически разобщенных залежей углеводородов (УВ). В интервале целевых отражающих горизонтов просчитана спектральная декомпозиция, результаты которой использовались для выделения перспективных объектов, связанных с палеопотоками, по отдельным пачкам построены карты эффективных толщин, закартированы области глинизации и отсутствия отложений, уточнены границы структурно-литологических залежей и литологических ловушек. Результаты геометризации залежей в пределах каждого из выявленных оползневых тел и прогноз распределения эффективных нефтенасыщенных толщин позволили оценить геологические запасы нефти, уточнить геологические модели для размещения эксплуатационного фонда скважин. Сделан вывод, что результаты работ по прогнозу и геометризации продуктивных песчаных тел в склоновой части неокомского комплекса с применением материалов 3D сейсморазведки являются основным источником информации для уточнения геологических моделей, достоверной оценки запасов УВ и проектирования эксплуатационного бурения.

Список литературы

1. Бембель С.Р. Геология и картирование особенностей строения месторождений нефти и газа Западной Сибири. – Тюмень: ТИУ, 2016. – 216 с.

2. Атлас месторождений нефти и газа Ханты-Мансийского автономного округа – Югры / АУ «Научно-аналитический центр рационального недропользования имени В.И. Шпильмана». Т. 1. – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2013. – 236 с. 

3. Жарков А.М. Неантиклинальные ловушки углеводородов в нижнемеловой клиноформной толще Западной Сибири // Геология нефти и газа. – 2001. – 

№ 1. – С. 18–23.

4. Геологическое строение и особенности разбуривания оползневых отложений неокомских клиноформенных комплексов / И.А. Курасов, Д.В. Романов, К.А. Хасанова [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2023. – №2 (266). – С. 47-52.

5. Закревский К.Е., Нассонова Н.В. Геологическое моделирование клиноформ неокома Западной Сибири. – Тверь: Герс, 2012. – 79 с.

6. Бембель С.Р. Разведка локальных залежей углеводородов на основе их взаимосвязи с геодинамикой среды в Среднем Приобье // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – С. 90–94.

В последние годы возрастает значимость вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов, сосредоточенных в коллекторах сложного строения, которые не могут быть выделены стандартным способом по граничному значению открытой пористости в силу необходимости обоснования моделей порового пространства и оценки пористости по данным геофизических исследований скважин (ГИС), а также граничного значения для различных типов коллекторов. Метод ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) дает возможность выделить все типы коллекторов в разрезе, поскольку его показания зависят главным образом от содержания свободного флюида в горной породе, и он напрямую позволяет оценить эффективную пористость в разрезе. В статье предлагается способ моделирования эффективной пористости по данным радиоактивного комплекса ГИС с использованием методов машинного обучения на данных фактических замеров ЯМК в разрезе ачимовской толщи. Применение методов машинного обучения дает возможность учитывать вариативность исходных данных и обеспечивает более детализированное описание участков экстремумов каротажных кривых по сравнению с линейными моделями. Особенностью подхода является применение ансамблирования моделей нейронных сетей и лесов деревьев решений. Подход позволил дополнительно выделить интервалы коллекторов, провести переоценку эффективных толщин и рассмотреть перспективы изучаемых толщ.

Список литературы

1. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. – М.: Недра, 1973. – 304 с.

2. Булгаков Р.Б. Исследования геологического разреза скважин. Т. 2. – Уфа: Информреклама, 2010. – 240 с.

3. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. – М.: Недра, 1985. – 310 с.

4. Coates G.R., Xiao L., Prammer M.G. Nuclear magnetic resonance. Principles and application. – Houston: Halliburton Energy Service, 1999. – 346 p.

5. Комплексная интерпретация материалов ГИС каширо-подольских отложений с применением нейронных сетей / О.Р. Привалова, Д.Д. Гаделева, Г.И. Минигалиева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 1. – С. 69–76. - http://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-1-69-76

6. Mitchell T.M. Machine Learning. – McGraw-Hill, 1997. – 414 p.

7. Hamada G., Ahmed E., Chao N. Artificial Neural Network (ANN) Prediction of Porosity and Water Saturation of Shaly Sandstone Reservoirs // Advances in Applied Science Research. - 2018. – No. 8. - P. 26-31. - https://www.primescholars.com/articles/artificial-neural-network-ann-prediction-of-porosity-and-water-saturation-of-shaly-sandstone-reservoirs.pdf

В статье рассмотрены особенности региональных геодинамических условий развития территории Северо-Западного Каспия на новейшем этапе геологической истории, а также их важная роль в формировании нефтегазоносности. Приведены современные представления о том, что скопления углеводородов (УВ) в Северо-Западном Каспии могли формироваться за счет дальней латеральной миграции, поскольку отсутствуют условия для образования нефти и газа на месте их нахождения. Целью настоящих исследований является определение основных каналов новейшей дальней латеральной миграции УВ в Северо-Западном Каспии путем комплексного анализа геохимических и неотектонических (морфометрических) данных. По результатам анализа распределения неотектонических деформаций в пределах Северо-Западного Каспия выделена разломная система, проявляющая неотектоническую активность, и дан ее детальный анализ. На основании разного изотопного состава углерода выделены пять разных групп нефтей, указывающих на формирование залежей УВ за счет миграционных процессов из пяти источников генерации. По установленному «родству» нефтей и строению новейшей разломной системы впервые закартированы пути дальней латеральной миграции УВ и дан детальный анализ условий формирования залежей в Северо-Западном Каспии.

Список литературы

1. Касьянова Н.А. Современная пространственно-временная миграция тектонической напряженности в земной коре Кавказа и Предкавказья // Общая и региональная геология, геология морей и океанов, геологическое картирование // Экспресс-информация. – М.:Геоинформмарк. – 1994. – Вып. 3. – С. 1–15.

2. Касьянова Н.А., Абрамова М.Е., Гайрабеков И.Г. О горизонтальных деформациях Восточного Кавказа на основе высокоточных геодезических измерений // Геотектоника. – 1995. – № 2. – С. 86–90.

3. Касьянова Н.А. Новый взгляд на формирование и строение Ракушечно-Широтного вала в Северном Каспии // Геология нефти и газа. –2017. – № 1. –

С. 28–35.

4. Агзямов К.Г., Багов Л.С., Махонин М.В. Палеотектонический анализ поднятий Хвалынское и «170 км» / В сб.: Геология, бурение и разработка нефтяных месторождений Прикаспия и Каспийского моря. – 2003. – Вып. 61. – С. 132–136.

5. Касьянова Н.А. Роль трещиноватости в формировании залежей углеводородов в Северо-Западном Каспии // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 5. –

С. 36–39. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-5-36-39

6. Репей А.М., Касьянова Н.А., Багов Л.С. О неотектоническом критерии нефтегазоносности акватории Среднего и Северного Каспия / В сб.: Геология, нефтегазоносность и освоение ресурсов Нижнего Поволжья и акватории Каспия. – 2009. – Вып. 68. – С. 57–59.

7. Некоторые аспекты формирования залежей углеводородов месторождения им. В. Филановского / С.Б. Остроухов, В.А. Бочкарев, Р.А. Воронцов

[и др.] // В сб.: Вопросы освоения нефтегазоносных бассейнов. – 2008. – Вып. 67. – С. 63–74.

8. Остроухов С.Б., Бочкарев В.А. Геохимический анализ процессов формирования залежей УВ Среднекаспийского нефтегазоносного бассейна /Матер. Всеросс. научн. конф. «Успехи органической химии». Новосибирск: ИНГГ СО РАН. – 2010. – С. 251–255.

9. Фролов Е.Б., Касьянова Н.А. Геохимические показатели миграции нефти в Восточном Предкавказье на основе фракционирования карбозолов // Вестник Московского университета. Сер.4. Геология. – 1997. – № 1. – С. 40–46.

10. Бочкарев А.В., Остроухов С.Б., Бочкарев В.А. Трудноизвлекаемые нефти Среднего Каспия / В сб.: Вопросы освоения нефтегазоносных бассейнов.– 2008. – Вып. 67. – С. 197–199.

Данная работа выполнена в рамках изучения нижнекаменноугольных отложений юго-восточного склона Северо-Татарского свода Республики Татарстан. Территория исследований охватывает Нижнекамский некомпенсированный прогиб (ННП), являющийся элементом Камско-Кинельской системы прогибов. В процессе работы использован комплексный анализ геофизических исследований скважин, сейсмических материалов и результатов керновых исследований. Объектом особого интереса в исследуемом регионе стал интервал турнейских отложений с нетипичным изменением литологического состава и толщины, так называемая «сарайлинская толща», выявленная по геофизическим и керновым исследованиям. Под сарайлинской толщей подразумевается специфический литологический интервал нижнекаменноугольного возраста с повышенным содержанием органического вещества, залегающий от нижней границы турнейского яруса до подошвы перекрывающих турнейских карбонатных пород либо терригенных отложений посттурнейского возраста. В ходе интерпретации сейсмических данных в северной бортовой структурно-фациальной части прогиба выявлены клиноформные комплексы, в то время как в пределах южного борта ННП (в пределах изучаемого участка) наличия таких отложений не отмечено. Предложена схема осадконакопления, объясняющая различие в строении бортовых зон. С использованием секвенционного анализа выделены циклиты, секвенсы и тракты, которые позволили реконструировать историю осадконакопления в бортовых зонах ННП и уточнить стратиграфическую модель этой части прогиба.

Список литературы

1. Выявление особенностей макростроения нижнекаменноугольных и верхнедевонских отложений ККСП на территории Самарской области и Республики Башкортостан / И.С. Гутман [и др.] // Геология и недропользование. – 2021. – № 1. – С. 38-51.

2. Новый тип нетрадиционных поисковых объектов УВ в западном Татарстане / Н.К. Фортунатова [и др.] // Георесурсы. – 2005. – № 1. – С. 13-14.

3. Юнусов М.А., Валеева Р.Т., Викторов П.Ф. Строение и эволюция Камско-Кинельских прогибов территории Башкирской АССР и основные направления геолого-разведочных работ в них в XII и XIII пятилетках // Труды ИГиРГИ. – М.: Наука, 1991. – С. 44–51.

4. Габдуллин Р.Р., Копаевич Л.Ф., Иванов А.В. Секвентная стратиграфия. – М.: МАКС Пресс, 2008 – 113 с.

5. Vail P.R., Mitchum R., Thompson S. Seismic stratigraphy and global changes of sea level. Part 4: Global cycles of relative changes of sea level. In: Seismic

stratigraphy – Applications to hydrocarbon exploration: edited by Payton C.E. – Tulsa: American Association of Petroleum Geologists, 1977. – P. 83-97.

6. Posamentier H.W., Allen G.P. Siliciclastic Sequence Stratigraphy: Concepts and Applications. - Tulsa, OK: SEPM (Society for Sedimentary Geology). – 1999. –

V. 7. – 250 p.

7. Siliciclastic sequence stratigraphy in well logs, cores, and outcrops: Concepts for high-resolution correlation of time and facies / J.C. van Wagoner, R.M. Mitchum,

K.M. Campion, V.D. Rahmanian. - Tulsa, Oklahoma, American Association of Petroleum Geologists, 1990.

На основе геолого-геофизических данных, полученных за последние годы, актуализированы типы разрезов нижнекаменноугольных отложений и уточнены границы их распространения в пределах юго-восточного склона Северо-Татарского свода Республики Татарстан. Ранее А.К. Шельновой в 1966 г. были выделены четыре типовых разреза нижнего карбона: сарайлинский, акташский, кабык-куперский и саитовский. По материалам геофизических исследований скважин и результатам изучения кернового материала созданы эталонные планшеты, позволившие выделить новые типы разрезов: кабык-куперский 1-го типа, кабык-куперский 2-го типа и переходный, которые ранее входили в состав кабык-куперского типа. По результатам работ уточнено понятие «сарайлинская толща». Отмечено, что она представляет собой комплекс карбонатно-кремнисто-терригенных пород с повышенным содержанием органического вещества, залегающий в интервале от нижней границы турнейского яруса до подошвы перекрывающих турнейских карбонатных пород либо терригенных отложений посттурнейского возраста. Стратиграфическая приуроченность сарайлинской толщи к нижнекаменноугольным отложениям и повышенное содержание органического вещества установлены по результатам литологического, биоседиментологического и палеонтологического исследований керна, проведенных по данным двух скважин, одна из которых расположена в осевой части Нижнекамского прогиба, другая – на его северном борту. По сейсмическим материалам впервые стратифицирована и прослежена отражающая граница, отождествляемая с кровлей сарайлинской толщи в пределах Нижнекамского прогиба Камско-Кинельской системы. Корректировка типов и границ распространения разрезов нижнекаменноугольных отложений дополняет и расширяет понимание структурно-фациальной зональности региона.

Список литературы

1. Шельнова А.К., Желтова А.Н., Блудорова Е.А. Типы разрезов нижнего карбона, развитые на территории Татарской АССР // Доклады Академии наук СССР. – 1966. – Т. 171. – № 2. – С. 435–438.

2. Стратиграфия нижнего карбона Волго-Уральского субрегиона (материалы к актуализации стратиграфической схемы) / Н.К. Фортунатова [и др.]. – М.: ВНИГНИ, 2023. – 288 с.

3. Губарева В.С. Каменноугольная система // Геология Татарстана: Стратиграфия и тектоника. – М. : ГЕОС, 2003. – С. 103–124.

4. Визейские терригенные отложения Южно-Татарского свода (Волго-Уральская нефтегазоносная провинция) – разнофациальное заполнение закарстованной поверхности турнейской изолированной карбонатной платформы / В.В. Силантьев [и др.] // Георесурсы. – 2023. – Т. 25. – № 4. – С. 3–28. - https://doi.org/10.18599/grs.2023.4.1

5. Особенности выбора комплекса геофизических методов для выявления перспективных объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти в разрезе пробуренных скважин / Н.А. Назимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 7. – С. 6–10. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-7-6-10

Терригенные отложения девона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции в целом и на территории Республики Башкортостан в частности характеризуются рядом особенностей геологического строения и нефтеносности по сравнению с вышележащими отложениями палеозойского осадочного чехла. В последние годы при комплексировании новых и традиционных видов лабораторных исследований при изучении кварцевых песчано-алевролитовых пород-коллекторов терригенной толщи девона были получены новые данные о вещественном составе и размерах минералов, содержащихся в пелитовой фракции. Кроме глинистых минералов, таких как каолинит, иллит, серицит и другие наиболее распространенные минералы этой группы, в определенных литолого-фациальных и тектонических условиях встречаются микрокристаллический кварц и нерадиоактивные минералы, имеющие иное происхождение. Наличие микрокристаллического кварца часто неопределимо с помощью стандартных промыслово-геофизических исследований скважин. При проведении исследований гранулометрического состава коллектора данного типа увеличивается содержание пелитовой фракции. Учет ее в общем балансе глинистой составляющей приводит к искажению прогноза фильтрационно-емкостных свойств и других параметров коллекторов, тем самым указывая на ряд имеющихся ограничений в определении петрофизических критериев лабораторными методами. Микрокристаллы кварца в разрезах терригенного девона выделены впервые. Их образование связано, предположительно, с эпигенетическим воздействием движущихся по тектоническим нарушениям минерализованных и гидротермальных вод. В этом случае минералогический состав пелитовой фракции, определенный по данным гранулометрии ситовым методом, не связан с замеренными фильтрационно-емкостными свойствами. Таким образом, в случае наличия признаков постседиментационных преобразований песчаных коллекторов, в частности пашийского горизонта, наиболее эффективно комплексное применение методов определения гранулометрического, минерального составов аппаратурой рентгенофазового анализа и сканирующей электронной микроскопии.

Список литературы

1. Фролов В.Т. Литология. Кн.1. – М.: Изд-во МГУ, 1992. – 336 с.

2. Классификация коллекторов по петрофизическим параметрам отложений терригенной толщи девона платформенной части Республики Башкортостан / А.М. Хусаинова, А.А. Губайдуллина, Т.В. Бурикова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 4. – С. 22–25. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-4-22-25

3. Девонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / М.М. Алиев, Г.П. Батанова, Р.О. Хачатрян [и др.]. – М.: Недра, 1978. – 216 с.

4. Лозин Е.В. Геология и нефтеносность Башкортостана. – Уфа: БашНИПИнефть, 2015. – 704 с.

5. Биостратиграфия и литофации среднего-верхнего девона Аязовского нефтяного месторождения (северо-восток Башкирии) / Е.Н. Горожанина,

В.Н. Пазухин, В.М. Горожанин, З.А. Войкина // Литосфера. – 2023. – № 23(1). – С. 68–91. – https:// doi.org/10.24930/1681-9004-2023-23-1-68-91

6. Модель осадконакопления пашийского горизонта (терригенная толща девона) Южно-Татарского свода Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / В.В. Силантьев, М.Ф. Валидов, Д.Н. Мифтахутдинова [и др.]. // Георесурсы. – 2022. – № 24(4). – С. 12–39. – https://doi.org/10.18599/grs.2022.4.2

7. Тихий В.Н. Девонский период // История геологического развития Русской платформы и ее обрамления. – М.: Недра, 1964. – 252 с.

8. Хамзин А.З., Юрганов Ю.М., Яушев Р.С. Закономерности распространения песчаных пород в терригенной толще Башкирского свода // Сб. науч. тр. УфНИИ. – 1971. – Вып. 29. – С. 90–106.

9. Наливкин Д.В. Учение о фациях. Ч. 1. – М: Из-во АН СССР, 1955. – 534 с.

10. Гассанова И.Г., Каледа Г.А. О прибрежных аккумулятивных песчаных телах пашийского горизонта восточного склона Татарского свода // Тр. ин-та / ВНИГНИ. – 1972. – Вып. 121. – С. 31–44.

11. Афанасьев В.С., Надежкин А.Д., Масагутов Р.Х. К перспективам выявления неантиклинальных ловушек в отложениях терригенного девона Башкирского свода // Геология нефти и газа. – 1987. – № 4. – С. 16–20.

12. Данилова Т.Е. Анализ пород нефтегазоносных горизонтов палеозоя РТ. Терригенные породы девона и карбона. – Казань: Плутон, 2015. – 440 с.

13. Связь тектонических нарушений с нефтеносностью и эпигенезом коллекторов терригенной толщи девона на востоке Восточно-Европейской платформы (на территории Башкортостана) / Р.Х. Масагутов, А.А. Николаев, Д.У. Комилов, А.М. Нигматзянова // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 7. – С. 70–74. –https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-7-70-74

14. Worden R.H., French M.W., Mariani E. Amorphous nanofilms result in growth of misoriented microcrystalline quartz cement maintaining porosity in deeply buried sandstones // Geology. – 2012. – Vol. 40 (2). – P. 179–182. – https://doi.org/10.1130/g32661

В статье рассматривается применение технологии закачки пены СО₂ как перспективного инновационного подхода к повышению нефтеотдачи. Подробно анализируются механизмы действия данной технологии, ее преимущества и ключевые параметры, влияющие на результаты. Образование пенного состава с использованием пенообразователей снижает подвижность углекислого газа, что обеспечивает более равномерный охват вытеснением и препятствует ранним прорывам СО₂. В результате достигается более эффективное извлечение остаточной нефти из порового пространства коллектора. Авторы подробно рассматривают факторы, определяющие итоговую эффективность процесса: устойчивость пенной структуры, концентрацию поверхностно-активных веществ, проницаемость коллектора, термобарические условия, а также уровень минерализации пластовой воды. На примере пилотных проектов, реализованных на месторождениях Salt Creek (США) и Оренбургское (Россия), продемонстрировав увеличение нефтеотдачи и экономической целесообразности данного метода. Отдельно подчеркивается экологический аспект: технология закачки пены СО₂ позволяет улавливать и повторно использовать углекислый газ, что способствует снижению углеродного следа нефтегазовой отрасли. Дальнейшие исследования будут направлены на повышение устойчивости пенной фазы, оптимизацию выбора пенообразователей и совершенствование моделирования процесса закачки. Таким образом, закачка пены СО₂ можно рассматривать как экологически обоснованную и рентабельную технологию, способную значительно повысить коэффициент извлечения нефти и занять важное место в разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Список литературы

1. Chang Shih-Hsien, Grigg R.B. Effects of Foam Quality and flow Rate on CO2-Foam Behavior at Reservoir Conditions // SPE-39679-MS. – 1998. - https://doi.org/10.2118/39679-MS

2. Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. – М. ИЦ РГУ нефти и газа, 2019. – 338 с.

3. Foam-Oil Interaction in Porous Media: Implications for Foam Assisted Enhanced Oil Recovery / R. Farajzadeh, А. Andrianov, R. Krastev [et al.] // Advances in Colloid and Interface Science. – 2012. - V. 183–184. - Nо.15. - P. 1-13 2013. - https://doi.org/10.1016/j.cis.2012.07.002

4. Ydstebø T. Enhanced Oil Recovery by CO2 and CO2-Foam in Fractured Carbonates: Master Thesis in Reservoir Physics. – University of Bergen, 2013.

5. CO2 Foam Pilot in Salt Creek Field, Natrona County, WY: Phase I: Laboratory Work, Reservoir Simulation, and Initial Design / J. Mukherjee, S.O. Norris, Q.P. Nguyen [et al.] // SPE-169166-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/169166-MS

6. Alvarado V., Manrique E., Lake L. Analytical and numerical solutions for fluid injection into naturally fractured reservoirs // Society of Petroleum Engineers. – 2004.

7. Sarma H., Zhang D. CO2-foam-based enhanced oil recovery (EOR) and fracturing // Energy Procedia. – 2015. – V. 74. – P. 68–77.

8. Tsau Jyun-Syung, Grigg R.B. Assessment of Foam Properties and Effectiveness in Mobility Reduction for CO2-Foam Floods // SPE-37221-MS. - 1997. - https://doi.org/10.2118/37221-MS

9. Le Linh, Ramanathan Raja, Hisham Nasr-El-Din. Evaluation of an Ethoxylated Amine Surfactant for CO2-Foam Stability at High Salinity Conditions // Paper presented at the Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UAE. – 2019. – November. - https://doi.org/10.2118/197515-MS

10. Salt Creek Oil Field. - https://en.wikipedia.org/wiki/Salt_Creek_Oil_Field

11. CO2 Foam Pilot in Salt Creek Field, Natrona County / J. Mukherjee, Q.P. Nguyen, J. Scherlin, WY: Phase III: Analysis of Pilot Performance // SPE-179635-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2118/179635-MS

12. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) // Neftegaz.ru. - https://neftegaz.ru/tech-library/mestorozhdeniya/141624-orenburgskoe-neftegazokondensatnoe-mestorozh...

13. Метц Б., Дэвидсон О. Улавливание и хранение двуокиси углерода: специальный доклад МГЭИК. – М.: МГЭИК, 2005. – 66 с.

Ввод в эксплуатацию сложнопостроенных и неоднородных по фильтрационно-емкостным характеристикам месторождений и анализ эффективности сложившейся системы их разработки ограничивает возможность использования классических методов, сформированных в основном в середине ХХ века. Они широко и успешно использовались на месторождениях Урало-Поволжья, имеющих достаточно благоприятные пластовые условия и разрабатываемых с применением внутриконтурного заводнения. К таким методам относятся и различные способы обоснования коэффициента извлечения нефти. Одним из наиболее распространенных является экстраполяционный метод характеристик вытеснения. Уделяя большое внимание подбору характеристик вытеснения по точности описания фактических данных накопленных технологических показателей разработки, очень часто не учитывают принципиально важные условия применения данных характеристик. На возможность использования данного метода оказывают влияние не только геологические особенности новых месторождений, но и принципиальные решения по формированию системы разработки, например, выделение гидродинамически связанных, но самостоятельных участков в системе разработки, применение многостадийного гидроразрыва пласта, режимы эксплуатации скважин и др. Такие условия разработки нефтяных месторождений нарушают основные принципиально важные условия применения экстраполяционных методов, приводя к неверным результатам.

Список литературы

1. Максимов М.И. Метод подсчета извлекаемых запасов нефти в конечной стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой // Геология нефти и газа. – 1959. – № 3. - С. 42-47.

2. Казаков А.А. Прогнозирование показателей разработки месторождения по характеристикам вытеснения нефти водой // Нефтепромысловое дело. – 1976. – № 8. – С. 5–7.

3. Казаков А.А. Разработка единых методических подходов оценки эффективности геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 4. – С. 26–29.

4. Казаков А.А. Прогнозирование эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 12. – С. 110–112.

5. Давыдов А.В. Анализ и прогноз разработки нефтяных залежей. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. – 316 с.

6. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. – М.: Недра, 2000. - 414 с.

7. Хамзин Р.Г. Разработка и составление методического руководства по применению традиционных методов характеристик вытеснения для оценки эффективности разработки эксплуатационных объектов и крупномасштабных технологических мероприятий. – Бугульма: Изд-во ТатНИПИнефть,

2000. – 43 с.

8. Гутман И.С., Саакян М.И. Методы подсчета запасов и оценки ресурсов нефти и газа. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2017. – 366 с.

9. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения. Проектирование, оптимизация и оценка эффективности. – Казань: Изд-во «Фəн» Академии наук РТ, 2005. – 688 с.

10. Результаты применения различных систем заводнения на примере викуловской свиты Каменной площади / И.А. Вахрушева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. –№ 11. – С. 62–65.

11. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. – М.: Недра, 1994. – 308 с.

12. Назарова Л.Н., Шеляго Е.В., Язынина И.В. Обоснование коэффициента вытеснения нефти водой по экспериментальным данным // Нефтяное

хозяйство. – 2024. – № 2. – С. 58–61. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-2-58-61

Текущий этап развития нефтяной промышленности проходит в сложнейших условиях конкуренции между различными источниками производства энергии. Снижение себестоимости добычи нефти – определяющий фактор в конкурентной борьбе. Поэтому приоритетной задачей в добыче нефти является внедрение новой технологии. Уменьшение числа ремонтов скважин за счет сокращения объемов работ, связанных с отказами электрической части кабельной линии, которые составляют треть всех отказов, внесет значительный вклад в снижение себестоимости добычи. Как показали теоретические исследования и изучение состояния вышедших из строя установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), выход из строя оборудования связан с тепловым состоянием насоса. Решение таких проблем требует изучения термодинамики центробежного насоса при перекачке газожидкостных смесей в условиях высоких давления и температуры. До настоящего момента подобные задачи в классической термодинамике не ставились и не решались. Аналитическое решение получено автором впервые. Проведены полевые испытания на нефтяных месторождениях в Западной Сибири. Полученные результаты показали правильность выбранного метода решения задачи. Отказы УЭЦН по кабельной линии являются следствием воздействия высокой температуры. При исключении из режима эксплуатации насоса условий создания высокой температуры можно избежать отказов по кабельной линии, что позволит снизить себестоимость добычи нефти.

Список литературы

1. Алексеев Г.Н. Общая теплотехника. – М.: Высшая школа, 1980. – 550 с.

2. Гареев А.А. О значении теплового режима в установках электроцентробежных насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2009. – № 1. – С. 23–29.

3. Gareyev А.А. About the Heat Transfer Coefficient // European Journal of Applied Sciences. – 2022. – V. 10(1). - P. 234–241. - https://doi.org/10.14738/aivp.101.11655

4. Гареев А.А. Центробежные насосы в добыче нефти (проблемы и решения). – Уфа: Нефтегазовое дело, 2020. - 244 с.

5. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: МАКС пресс, 2008. – 312 с.

В работе рассматривается подход к первичной оценке работоспособности многоконтурных горелочных устройств при работе с разнокомпонентным составом смеси, применительно к решению задачи утилизации нефтяного газа. Сформированный подход предполагает последовательный учет стехиометрического баланса топливной смеси и окислителя, численное моделирование процесса смешения газа с последующим анализом полей концентрации компонентов смеси и окислителя и степени гомогенизации смеси, а также этап оценки возможности зажигания полученной смеси и полноты ее сгорания. На основе методов численного моделирования предлагается исследовать только процесс смешения многокомпонентных сред в рабочей области горелочного устройства. Дальнейший анализ полей концентраций веществ проводится как визуально, так и с использованием универсального критерия гомогенизации. На первом этапе апробации предложенного подхода эффективность горелочных устройств определяется степенью гомогенизации компонентов топливной смеси, подаваемых из двух различных контуров устройства с воздухом, поступающим в смеситель через щели. Определяющим параметром в рамках первого этапа апробации является степень однородности конечной смеси, т.е. влияние режима подачи компонентов на поле их концентраций в смеси.

Список литературы

1. Пат. № 2017137879. Энергетическая установка с высокотемпературной парогазовой конденсационной турбиной / В.В. Бирюк, Л.П. Шелудько, М.Ю. Лившиц, Е.А. Ларин, А.Б. Шиманова, А.А. Шиманов, С.С. Корнеев; заявитель Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Самарский национальный исследовательский университет имени академика С.П. Королева»; № 2017137879: заявл. 30.10.2017: опубл. 28.05.2019

2. Култышев А.Ю., Голошумова В.Н, Алешина А.С. Парогазовые установки и особенности паровых турбин для ПГУ:– СПб.: ПОЛИТЕХ-ПРЕСС, 2022. – 163 с.

3. Барочкин А.Е. Моделирование, расчет и оптимизация многокомпонентных многопоточных многоступенчатых энергетических систем и установок: дис. на соиск. уч. степ. докт. техн. наук. – Иваново, 2024. – 313 с.

4. Макашева А.П., Найманова А.Ж. Численное моделирование многокомпонентного слоя смешивания с твердыми частицами // Теплофизика и аэромеханика. – 2019. – Том 26. – № 4. – С. 521–537.

5. Numerical simulation of granular mixing in static mixers with different geometries / N. Bunkluarb, W. Sawangtong, N. Khajohnsaksumeth, B. Wiwatanapataphee // Advances in Difference Equations volume. – 2019. – N. 238. - https://doi.org/10.1186/s13662-019-2174-5

6. DEM/CFD approach for modeling granular flow in the revolving static mixer / M. Pezo, L. Pezo, A. Jovanović [et al] // Chem. Eng. Res. Des. – 2016. – V. 109. –

P. 317–326. - http://doi.org/10.1016/j.cherd.2016.02.003

7. DEM/CFD analysis of granular flow in static mixers / A. Jovanović, M. Pezo, L. Pezo [et al] // Powder Technol. 2014. – V. 266. – P. 240–248. - http://doi.org/10.1016/j.powtec.2014.06.032

8. Bridgwater J. Mixing of powders and granular materials by mechanical means—a perspective // Particuology. –2012. – V. 10. – P. 397–427. - http://doi.org/10.1016/j.partic.2012.06.002

9. Theron F., Le Sauze N. Comparison between three static mixers for emulsification in turbulent flow // Int. J. Multiph. Flow. – 2011. – V. 37(5). – P. 488–500. - http://doi.org/10.1016/j.ijmultiphaseflow.2011.01.004

10. Analysis and optimization of Kenics static mixers / O.S. Galaktionov, P.D. Anderson, G.W.M. Peters, H.E.H. Meijer // Int. Polym. Processing. – 2003. – V. 18(2). –

P. 138–150. - http://doi.org/10.3139/217.1732

11. Численное 3D моделирование смешивания компонентов в малогабаритных трубчатых аппаратах (МТА) / Ю.М. Данилов, А.А. Курбангалеев, А.Г. Мухаметзянова, К.А. Алексеев // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – № 12. – C. 167-169. - https://cyberleninka.ru/article/n/chislennoe-3d-modelirovanie-smesheniya-komponentov-v-malogabaritny....

12. Данилов Ю.М., Курбангалеев А.А. Уменьшение вычислительных погрешностей при численном 3D-моделировании смешивания в осесимметричных каналах // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – № 12. – C. 161-163. - https://cyberleninka.ru/article/n/umenshenie-vychislitelnyh-pogreshnostey-pri-chislennom-3d-modeliro....

13. Зельдович Я.Б. Теория горения и детонации газов. – М. – Л., Изд-во АН СССР. 1944. – 72 с.

14. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. М.: Дрофа. 2003. – 840 с.

15. Гарбарук А.В., Стрелец М.Х., Шур М.Л. Моделирование турбулентности в расчетах сложных течений. – СПб: Изд-во Политехнического университета, 2012. – 88 с.

16. Menter F.R., Kuntz M., Langtry R. Ten years of industrial experience with the SST turbulence model // Proceedings of the Fourth International Symposium on Turbulence, Heat and Mass Transfer. Antalya, Turkey, 12–17 October, 2003. P. 625–632.

17. Eymard R., Gallouët T., Herbin R. Finite volume methods. – Elsevier, 2000. - https://doi.org/10.1016/S1570-8659(00)07005-8

18. https://www.openfoam.com.

19. Van Leer B. Towards the Ultimate Conservative Difference Scheme III. Upstream-Centered Finite-Difference Schemes for Ideal Compressible Flow //

J. Comp. Phys. – 1977. – V. 32. – P. 263–275. – http://doi.org/10.1016/0021-9991(77)90094-8

20. https://www.salome-platform.org.

21. Мухаметзянова А.Г., Алексеев К.А. Методы вычислительной гидродинамики при оценке эффективности статических смесителей насадочного типа // Математические методы в технике и технологиях – ММТТ. – 2019. – Т. 10. – С. 9–11.

В статье рассматриваются результаты исследования динамики вытеснения полиакриламида (ПАА) из пористой среды, выполненного с использованием насыпной модели пласта. Основной целью работы являлись разработка и апробация нового расчетного метода определения концентрации ПАА, основанного на зависимости перепада давления от прокачиваемого объема жидкости. Этот подход позволил более точно изучить динамику процесса и выявить ключевые моменты, влияющие на эффективность вытеснения полимера. В работе проведен сравнительный анализ трех методов оценки концентрации ПАА: вискозиметрического, отбеливающего и расчетного. Показано, что расчетный метод демонстрирует высокую надежность и сохраняет работоспособность даже на поздних стадиях эксперимента, включая процесс деструкции геля. Это открывает новые перспективы для мониторинга состояния пористой среды в условиях сложных геологических и технических условий. Кроме того, выявлены факторы, ограничивающие полное восстановление проницаемости после вытеснения ПАА, такие как закупорка пор остатками полимера и миграция песчаных частиц. Это подчеркивает необходимость дальнейшего совершенствования технологий и подходов к обработке пористых сред для повышения эффективности их эксплуатации. В статье даны рекомендации по направлениям исследований, включая тестирование на керновых образцах, оптимизацию состава используемых реагентов и усовершенствование методов анализа. Такие меры должны способствовать развитию более точных и надежных методик оценки и управления состоянием пористых сред, что, в конечном счете повысит эффективность разработки и эксплуатации месторождений углеводородов.

Список литературы

1. Толстых Л.И., Давлетшина Л.Ф., Потешкина К.А. Полиакриламид в процессах нефтегазодобычи: учебное пособие. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ)

имени И.М. Губкина, 2023. – 135 с. – EDN MDTEPQ.

2. Perspective Review of Polymers as Additives in Water-Based Fracturing Fluids / S. Al-Hajri [et al.] // ACS Omega. – 2022. – № 9 (7). – P. 7431–7443. - http://doi.org/10.1021/acsomega.1c06739

3. Impact of Polyacrylamide Adsorption on Flow Through Porous Siliceous Materials: State of the Art, Discussion, and Industrial Concern / H.B. Bey [et al.] // Journal of Colloid and Interface Science. – 2018. – № 531. – P. 693–704. - http://doi.org/10.1016/j.jcis.2018.07.103

4. Reduced Adsorption of Polyacrylamide-Based Fracturing Fluid on Shale Rock Using Urea / Y. Li [et al.] // Energy Science and Engineering. – 2018. – № 6 (6). –

P. 749–759. - http://doi.org/10.1002/ese3.249

5. Последовательная адсорбция полиакриламидных соединений из растворов электролитов на поверхности частиц каолиновой глины / П.Д. Воробьев, Н.П. Крутько, Е.В. Воробьева, Н. Стрнадова // Коллоидный журнал. – 2008. – Т. 70. – № 2. – С. 171–174.

6. Адсорбция смесей полимеров в режиме разбавленного и полуразбавленного раствора / Ю.С. Липатов, В.Н. Чорная, Т.Т. Тодосийчук, Т.С. Храмова //

Высокомолекулярные соединения. – 1990. – Т. 32. – № 5. – С. 980–985.

7. Al-Hashmi A.R., Luckham P.F. Characterization of the adsorption of high molecular weight non-ionic and cationic polyacrylamide on glass from aqueous solutions using modified atomic force microscopy // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2010. –№358 – Р. 142–148. - http://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2010.01.049

8. Mathematical Modelling of Polyacrylamide Adsorption Process / K.A. Poteshkina, S.A. Borodin, V.V. Ronzhina [et al.] // Chem Technol Fuels Oils. – 2024. - V. 60. - P. 1155–1162. - http://doi.org/10.1007/s10553-024-01778-8

9. Impact of polyacrylamide adsorption on flow through porous siliceous materials: State of the art, discussion and industrial concern / Bessaies-Bey H., Fusier J.,

Harrisson S. [et al.] // Journal of colloid and interface science. – 2018. – № 531 – P. 693–704. – повтор источника 3.

10. An Overview on polymer retention in porous media / S. Al-Hajri, S.M. Mahmood, H. Abdulelah, S. Akbari // Energies. – 2018. – № 11. – P. 2751–2770. - http://doi.org/10.3390/en11102751

11. Поверхностно-активные вещества и полимеры в водных растворах / К. Холмберг, Б. Йёнссон, Б. Кронберг, Б. Линдман // пер. с англ. – М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2007. – 528 с.

12. Brattekås B., Seright R., Ersland G. Water Leakoff during Gel Placement in Fractures: Extension to Oil-Saturated Porous Media // SPE-190256-PA. – 2020. - http://doi.org/10.2118/190256-PA

13. The Effect of Fluid Leakoff on Gel Placement and Gel Stability in Fractures / S. Ganguly, G.P. Willhite, D.W. Green, C.S. McCool // SPE-64987-MS. – 2001. – http://doi.org/10.2118/64987-MS

14. Polymer flooding - Flow properties in porous media versus rheological parameters / A. Stavland, H.C. Jonsbråten, A. Lohne [et al.] // SPE-131103-MS. – 2010. – http://doi.org/10.2118/131103-MS

15. Polyacrylamide in hydraulic fracturing fluid causes severe membrane fouling during flowback water treatment / B. Xiong, S. Roman-White, B. Piechowicz [et al.] //

J. Memb. Sci. – 2018. – V. 560. – P. 125–131. – DOI:10.1016/j.memsci.2018.04.055

В статье приведены результаты лабораторного определения коэффициента распределения между водной и нефтяной фазами двух ингибиторов коррозии ИК-1 и ИК-2, которые применялись в АО «НК «Конданефть» при организации ингибиторной защиты нефтегазосборных трубопроводов. В рамках выполнения работы был установлен состав ингибиторов коррозии методом газовой хромато-масс-спектрометрии. В результате лабораторных исследований установлено, что ИК-1 при дозировках до 150 мг/дм3 не распределяется в воду, ввиду его вероятного концентрирования на границе раздела фаз. Анализ ИК-2 показал, что при дозировках 50, 100, 150 и 200 мг/дм3 происходит его миграция в водную фазу. Были рассчитаны коэффициенты распределения данного ингибитора, которые составили от 1,2 до 4,9 в зависимости от различного соотношения объемов воды и нефти, а также от исходной вводимой в смесь дозировки ингибитора. Установлено, что при дозировке 20 мг/дм3 не происходило распределения ИК-2 в водную фазу. Зафиксировано, что с увеличением дозировки вводимого в смесь ингибитора коррозии происходит уменьшение коэффициента распределения, т.е. начинается более эффективное распределение его в воду при всех значениях обводненности. Промышленное применение ИК-2 подтвердило, что его эффективность начинает проявляться только после преодоления пороговой концентрации активации распределения, далее эффективность планомерно возрастает с увеличением вводимой дозировки.

Список литературы

1. Коррозия и защита нефтепромыслового оборудования / А.Н. Маркин, В.Э. Ткачева, А.Ф. Дресвянников, А.Н. Ахметова. – Казань: Изд-во КНИТУ, 2022. – 188 с.

2. Эксплуатация месторождений нефти в осложненных условиях / В.А. Галикеев, И.А. Галикеев, В.А. Насыров, А.М. Насыров. – Ижевск: ООО «Парацельс Принт», 2015. – 356 с.

3. Локальная СО2-коррозия нефтепромыслового оборудования / В.Э. Ткачева, А.В. Бриков, Д.А. Лунин, А.Н. Маркин. – Уфа: РН-БашНИПИнефть, 2021. –

168 с.

4. Маркин А.Н., Суховерхов С.В., Бриков А.В. Локальная углекислотная коррозия трубопроводов систем сбора нефти месторождений Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 1. – С. 46–48.

5. Маркин А.Н., Бриков А.В. Зависимость эффективности ингибитора коррозии от его коэффициента распределения // Нефтепромысловое дело. – 2021. – № 6. – С. 60–64. - https://doi.org/10.33285/0207-2351-2021-6(630)-60-64

6. Маркин А.Н., Суховерхов С.В., Бриков А.В. Нефтепромысловая химия: Аналитические методы. – Южно-Сахалинск: Сахалинская областная типография, 2016. – 212 с.

7. Эффективные дозировки ингибиторов коррозии для защиты нефтепромыслового оборудования от локальной углекислотной коррозии / К.С. Фот,

В.Э. Ткачева, И.Ф. Гарфутдинов, А.Н. Маркин // Нефтегазовое дело. – 2024. – № 5. – C. 193–220. - https://doi.org/10.17122/ogbus-2024-5-193-220

Хлорорганические соединения (ХОС) чаще всего, могут попасть в сырую нефть при ее добыче, поскольку в нефтяной промышленности для повышения эффективности решения практических задач иногда злоупотребляют применением химической продукции, содержащей ХОС. В соответствии с национальным стандартом (ГОСТ Р 51858-2020) и Техническим регламентом Евразийского экономического союза на товарную нефть (ТР ЕАЭС 045/2017) содержание ХОС нормируется. Присутствие органических хлоридов в нефти выше нормируемого значения приносит серьезный экономический урон в первую очередь нефтепереработке. Статья посвящена лабораторному исследованию процесса извлечения органического хлорида CCl4 из нефти посредством образования в объеме нефти клатратов тиомочевины канального типа. Приведены описание методики обработки нефти тиомочевиной и предварительные результаты исследования. Полученные экспериментальные данные свидетельствуют, что образующиеся клатраты тиомочевины канального типа способны удерживать в своих каналах молекулу CCl4, и после отделения клатратной фазы от нефти концентрация органического хлорида в нефти снижается. Рассмотрены влияние температуры, концентраций тиомочевины и органического хлорида, а также кратности обработки на показатель эффективности Эф извлечения CCl4 из нефти. Показатель Эф также зависит от начального содержания органического хлорида в нефти – чем выше начальная концентрация органического хлорида в нефти, тем он эффективнее извлекается из нефти. На основании анализа экспериментальных данных выявлены предварительные преимущества и недостатки процесса извлечения органического хлорида из нефти для оценки возможности промышленного применения данного процесса.

Список литературы

1. Хасбиуллин И.И., Шматков А.А. Проблемы регулирования применения химических реагентов для обеспечения безопасности и эффективности процессов добычи, подготовки и транспортировки нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2021. – Т. 11 (3). –

С. 338–345. - https://doi.org/10.28999/2541-9595-2021-11-3-338-345

2. Степанова Т.В. Влияние реагентов, используемых при добыче нефти, на свойства нефтяного сырья и процессы его первичной переработки: дис. … канд. техн. наук: – М., 2006. – 168 c.

3. Анализ проблем, связанных с образованием отложений в процессах переработки нефти и ростом коррозионного износа оборудования на НПЗ /

С.В. Винтилов, Д.А. Акишев, В.П. Жолобов, В.И. Зайцев // Химическая техника. – 2015. – № 6. – http://chemtech.ru/analiz-problem-svjazannyh-s-obrazovaniem-otlozhenij-v-processah-pererabotki-nefti...

4. Пат. 2221837 С1 РФ. Способ переработки на установках риформинга бензиновых фракций, содержащих хлорорганические соединения / В.П. Томин,

В.А. Микишев, А.И. Елшин, И.Е. Кузора, В.Ю. Колотов; заявитель и патентообладатель ОАО «Ангарская нефтехимическая компания», № 2002116460; заявл. 18.06.2002; опубл. 20.01.2004.

5. Пат. 2672263 С1 РФ. Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти / Л.М. Абдрахманова, О.С. Татьянина, С.Н. Судыкин; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» имени В. Д. Шашина, № 2017145787; заявл. 25.12.2017; опубл. 13.11.2018.

6. Arjang S., Motahari K., Saidi M. Experimental and modeling study of organic chloride compounds removal from naphtha fraction of contaminated crude oil using sintered g-Al2O3 nanoparticles: equilibrium, kinetic and thermodynamic analysis // Energy Fuels. – 2018. – V. 32 (3). – P. 4025–4039. –https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b03845

7. Фазуллин Д.Д., Маврин Г.В., Шайхиев И.Г. Исследование возможности выделения гексана и тетрахлорметана из модельных эмульсий с применением гидрофобных мембран // Вестник технологического университета. – 2016. – Т. 19 (10). – С. 154–157.

8. Пат. 2014239656 Япония. Cleansing agents for soil or underground water polluted with volatile organochlorine compounds and methods for cleansing polluted soil or underground water by using the cleansing agents / Ch. Imada, T. Sato, S. Suzuki; заявитель и патентообладатель Kokusai Environmental Solutions Co LTD. заявл. 11.06.2013; опубл. 25.12.2014.

9. Дядин Ю.А. Супрамолекулярная химия: клатратные соединения // Соросовский образовательный журнал. – 1998. – №2. – С. 79–88.

10. Фазовые равновесия в системах тиомочевина-хлороформ и тиомочевина-четыреххлористый углерод / Г.Н. Чехова, Ю.В. Шубин, Е.А. Месяц [и др.] // Журнал физической химии. – 2005. – Т. 79 (7). – С. 1170–1174.

11. Вещества, применяемые в качестве адсорбтивов, и размеры их молекул. – https://www.kntgroup.ru/ru/information/adsorptive.

12. Термодинамические функции канального клатрата тиомочевины с гексахлорэтаном в интервале 5 - 315 К / В.Н. Наумов, Г.И. Фролова, А.В. Серяков

[и др.] // Журнал физической химии. – 2002. – Т. 76 (7). – С. 1173–1178.

13. Кристаллическая структура соединения включения тиомочевина – гексахлорэтан (1 : 3) при 295 К / С.Ф. Солодовников, Г.Н. Чехова, Г.В. Романенко

[и др.] // Журнал структурной химии. – 2007. – Т. 48 (2). – С. 348–357.

14. Рудакова Н.Я., Тимошина А.В. Карбамидное комплексообразование нефти. – Л.: Химия, 1985. – 240 с.

Для повышения качества подтоварной воды и обеспечения в будущем планируемой загрузки объекта ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО» были проведены опытно-промышленные испытания существующего оборудования, модернизированного с помощью внутренних интенсифицирующих устройств. Это позволило увеличить производительность и качество подготовки воды, а также поддержать тенденцию наращивания объемов добычи нефти в сжатые сроки и при минимальном финансировании. В аппарате были установлены внутренние интенсифицирующие устройства нового типа, которые увеличивают площадь сечения коалесцентного пакета и минимизируют сопротивление оседающих капель воды и всплывающих капель нефти. Благодаря вышеуказанной модернизации повышается степень очистки воды, что снижает нагрузку на последующие ступени фильтрации и позитивно влияет на работу насосного оборудования. В свою очередь данное решение обеспечивает качество подготовленной воды для закачки в водоносный горизонт фаменского яруса в соответствии с требованиями ОСТ 39-225-88. Установка внутренних коалесцирующих устройств нового типа дала возможность не только достичь поставленных целей, но и провести модернизацию оборудования с увеличением его производительности без изменения существующей инфраструктуры. Это позволило минимизировать затраты на реконструкцию и обеспечить интеграцию новых технологий в действующую систему без остановки производственных процессов.

Список литературы

1. Голубев И.А., Лягов А.В. Совершенствование систем сбора и подготовки скважинной продукции путем организации кустового сброса попутной добываемой пластовой воды в герметизированном варианте // Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения: Всероссийская научно-техническая конференция, Уфа, 28–29 октября 2010 года. – Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2010. – С. 105-110. – EDN XSIZMD.

2. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансурова Р.И. Сбор и промысловая подготовки нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1981. – 803 с.

3. Системы сбора нефти и газа. – http://www.neftegaz-expo.ru/ru/articles/sistemy-sbora-nefti-na-mestorozhdenii/

В работе рассматриваются вопросы использования результатов наземного лазерного сканирования (НЛС) для обеспечения механической безопасности резервуаров морского терминала. Показано, что существенный объем информации, необходимой для оценки технического состояния резервуаров, дают трехмерные модели фактической геометрии стенки резервуаров, построенные на основе данных НЛС. В статье приведены результаты анализа напряженно-деформированного состояния (НДС) конструкций стенки резервуаров, полученные исходя из их фактической геометрии. Отмечено, что трехмерная модель, созданная на основе данных НЛС, дает возможность осуществлять всестороннее изучение геометрии стенки резервуара, фиксировать координаты и параметры локальных минимумов и максимумов отклонений конструкций и выполнять анализ их НДС с использованием метода конечных элементов. Результаты, полученные в процессе изучения модели, свидетельствуют, что надежность и безопасность изученных объектов обеспечиваются, несмотря на конструкционное различие в проектах резервуаров. В статье представлены численные параметры напряжений, возникающих в стенке резервуаров с локальными отклонениями геометрии, показано, как выявленные отклонения оказывают влияние на распределение напряжений в стенке резервуара. Полученные расчетные напряжения свидетельствуют, что безопасный уровень НДС в процессе эксплуатации характерен для всех обследованных резервуаров независимо от года постройки и нормативной базы, на основе которой выполнены их проектирование и строительство.

Список литературы

1. Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Леонович И.А. Задачи формирования параметрической системы обеспечения комплексной безопасности резервуарных парков морских терминалов // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 1. – С. 90-97. – DOI http://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-1-90-97. – EDN QVCUMZ

2. Каравайченко М.Г. Прочность и живучесть резервуаров. – СПб.: Наукоемкие технологии, 2023. – 524 с. – EDN HFWJIJ.

3. Модель резервуара в среде ANSYS Workbench 14.5 / А.А. Тарасенко, П.В. Чепур, С.В. Чирков, Д.А. Тарасенко // Фундаментальные исследования. –

2013. – № 10-15. – С. 3404-3408. EDN SWOBTZ.

4. Самигуллин Г.Х., Лягова А.А., Дмитриева А.С. Безаварийная эксплуатация резервуаров Оценка напряженно-деформированного состояния стального цилиндрического резервуара с дефектом типа «трещина» с использованием ПК ANSYS // Neftegaz.RU. – 2017. – № 12 (72). – С. 14–17. – EDN ZUKHPR.

5. Чепур П.В., Тарасенко А.А. Создание и верификация численной модели резервуара РВСПК-50000 // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 7–1. – С. 95–100. – EDN UDXTRR.

6. Тарасенко А.А., Чепур П.В., Грученкова А.А. Оценка технического состояния резервуаров с недопустимыми геометрическими несовершенствами формы стенки // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 118–121. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-6-118-121. – EDN YSMCEJ.

7. Wang H.-Y., Du L. Fitness-for-service analysis of 15 000 m3 atmospheric pressure internal floating oil tank // Petrochemical Equipment. – 2017. – V. 46. – P. 35–39. - http://doi.org/10.3969/j.issn.1000-7466201705.007.

8. Strength analysis of prestressed vertical cylindrical steel oil tanks under operational and dynamic loads / T. Tursunkululy, N. Zhangabay, K. Avramov [et al.] // Eastern-European Journal of Enterprise Technologies. – 2022. – V. 2. – No. 7. - P. 14–21. - http://doi.org/10.15587/1729-4061.2022.254218.

9. Горбань Н. Н., Васильев Г.Г., Сальников А.П. О необходимости учета фактической геометрической формы стенки резервуара при оценке его усталостной долговечности // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 8. – С. 75–79. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-8-75-79. – EDN XWBULJ.

10. Напряженно-деформированное состояние резервуаров, находящихся в эксплуатации / Г.Г. Васильев, М.А. Лежнев, И.А. Леонович, А.П. Сальников // Трубопроводный транспорт: теория и практика. – 2015. – № 6 (52). – С. 41–44. EDN VDGQKD.

Стратиграфическое расчленение разреза по данным геофизических исследований скважин (ГИС) является основой всех видов геологических работ. При достаточно хорошем понимании геологического строения региона и особенностей залегания пластов стратиграфическая корреляция является рутинной задачей. Для облегчения работы специалистов предложен алгоритм автоматической корреляции, при реализации которого необходимо выбрать несколько опорных скважин, равномерно распределенных по площади. Как правило, принимается 20 % общего числа рассматриваемых скважин. В опорных скважинах корреляцию пластов проводит геолог, между ними – выбранный алгоритм, состоящий из нескольких этапов. На первом этапе осуществляется построение трехмерной геологической поверхности по данным опорных скважин. Это позволяет получить первое приближение стратиграфической границы. Далее в окрестности найденного первого приближения проводится детализация положения стратиграфической границы, для чего анализируется схожесть поведения кривых ГИС. В статье рассматриваются два подхода к оценке схожести: первый — классический метод, использующий целевую функцию, зависящую от коэффициента корреляции; второй — корреляция с применением нейронной сети. В рамках исследования были проведены эксперименты по оценке качества и производительности предложенных методов. Модели, использующие автоэнкодеры, показали относительно хорошие результаты при анализе тестовых данных. Эти подходы могут значительно ускорить работу геологов при проведении стратиграфической корреляции.

Список литературы

1. Hinton G.E., Salakhutdinov R.R. Reducing the dimensionality of data with neural networks // Science. – 2006. – V. 313. – № 5786. – Р. 504–507. - http://doi.org/10.1126/science.1127647

2. Ma H., Wei Y., Cui X. Image Denoising with Convolutional Autoencoders // IEEE International Conference on Systems, Man and Cybernetics (SMC). – 2018. –

Р. 3076–3081.

3. Qian S., Zhang S., Jia R. A New Method for Environmental Sound Classification Based on Convolutional Autoencoder // 14th IEEE Conference on Industrial Electronics and Applications (ICIEA). – 2019. – Р. 2644–2649.

4. Signature Verification Using A «Siamese» Time Delay Neural Network / J. Bromley, J.W. Bentz, L. Bottou [et al.] // International Journal of Pattern Recognition and Artificial Intelligence. – 1993. – V. 07 (04). – P. 669–688. - https://doi.org/10.1142/s0218001493000339

5. DeepFace: Closing the Gap to Human-Level Performance in Face Verification/ Y. Taigman, M. Yang, M. Ranzato, L. Wolf // IEEE Conference on Computer Vision and Pattern Recognition. – 2014. - https://doi.org/10.1109/cvpr.2014.220

6. Mueller J., Thyagarajan А. Siamese Recurrent Architectures for Learning Sentence Similarity // Proceedings of the AAAI Conference on Artificial Intelligence. – 2016. - V. 30 (1). – https://doi.org/10.1609/aaai.v30i1.10350

7. Koch G., Zemel R., Salakhutdinov R. Siamese neural networks for one-shot image recognition // ICML deep learning workshop. – 2015. – V. 2. – https://www.cs.cmu.edu/~rsalakhu/papers/oneshot1.pdf

В процессе геолого-разведочных работ и разработки месторождений нефти и газа накапливается большой объем информации. В настоящее время данные интерпретируются и хранятся разрозненно. Дублирование данных приводит к появлению неактуальной информации. Такой подход препятствует комплексному анализу накопленного материала и организации непрерывности рабочего процесса, что затрудняет определение информативных и достоверных геологических параметров. Создание и внедрение единой цифровой платформы геолого-геофизической информации с использованием современных цифровых технологий хранения, обработки и анализа данных позволит изменить эту ситуацию. Цифровая система получит способность постоянно развиваться через модернизацию программных модулей и внедрение инноваций, предоставляя пользователям широкий спектр функциональных инструментов для обработки и анализа данных. Применение машинного обучения на основе нейронных сетей дает возможность автоматизировать технические процедуры обработки и анализа геолого-геофизических данных, существенно снижая фактор ошибок и искажения информации и освобождает специалистов от рутинных операций. Такая структура способствует применению цифровых инноваций и объединяет производственные процессы в информационном пространстве. В этом заключается переход от цифровизации данных к цифровизации производственных процессов, позволяющий повысить их эффективность. Инструменты единой цифровой платформы геолого-геофизической информации позволят проводить более глубокую интерпретацию данных и получать результаты исследований, согласованные с другой смежной геологической информацией. Реализация перечисленных функциональных возможностей будет способствовать повышению эффективности разведки и разработки месторождений нефти и газа.

Список литературы

1. Состояние и перспективы развития цифровых технологий в нефтегазовой геологии и недропользовании России / А.И. Варламов, Г.Н. Гогоненков, П.Н. Мельников, Е.Н. Черемисина // Геология нефти и газа. – 2021. – № 3. – С. 5–20. – https://doi.org/10.31087/0016‑7894‑2021‑3‑5‑20

2. Карнаухов А.М. Перспективы цифровизации исследовательской деятельности в геологоразведке // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2017. – Т. 12. – № 4. – С. 1-10. –   https://doi.org/10.17353/2070-5379/44_2017

3. Единый ГИС‑проект по количественной оценке ресурсов углеводородов РФ как платформа для создания интегрированного модуля автоматизированного подсчета начальных суммарных ресурсов / М.Н. Кравченко, А.В. Любимова, Е.Е. Арбузова,

В.В. Спиридонова // Геология нефти и газа. – 2021. – № 3. –

С. 41–49. - https://doi.org/10.31087/0016‑7894‑2021‑3‑41‑49

Рассмотрены методы выявления потенциальных экономических эффектов применительно к разработке и внедрению информационных систем на начальном этапе. На момент расчета экономических эффектов не определены поставщики информационно-технологических (ИТ) решений, не конкретизированы ИТ-системы и не определена база логики и инструментариев их построения. Сформированы только цели, задачи и бизнес-требования к планируемому целевому состоянию после реализации. В рамках решения задачи в условиях неопределенности проведен анализ основных существующих методов оценки экономических эффектов в современной практике с выявлением слабых и сильных сторон данных методик, оценены возможности их применения. На основе всестороннего анализа предложена собственная гибридная методика расчета экономических эффектов при концептуальной проработке информационной составляющей планируемого проекта «Центр управления производством нефтеперерабатывающего завода». Методика основана на утвержденных и детализированных бизнес-требованиях, целях и решаемых задачах. Представлен пример итогового перечня выявленных качественных и количественных ожидаемых экономических эффектов, а также даны рекомендации по направлениям анализа и методики декомпозиции бизнес-требований для формирования потенциальных экономических эффектов в сфере ИТ на стадии концептуальной проработки проекта.

Список литературы

1. Смирнов А., Тульбович Е. Методы контроля расходов на IТ и получение гарантированного уровня сервиса // Управленческий учет и бюджетирование. – 2008. – Вып. 6.

2. Rapid Economic Justification (REJ): An introduction to the Microsoft REJ Framework – Gennaio: Microsoft. 2003:8.

3. Середенко Е.С. Оценка экономической эффективности аналитических информационных систем: дисс. ... канд. экон. наук. – М., 2014. – 166 с.

4. Зиндер Е. Что такое «эффективность ИТ»? // Intelligent Enterprise/RE («Корпоративные системы»). – 2016. – Вып. 8 (141). - https://www.iemag.ru/master-class/detail.php?ID=15727

5. Ананьин В.И. Предпринимательская ценность ИТ для бизнеса // Экономика и жизнь. – 2011. – № 41. – С. 16–17.

6. Ядыков С. Эффективность информационных систем — докопаться до истины // Консультант. – 2010. – Вып. 5.

7. Румянцев М. ТСО: Что это такое и как его считать // Инфобизнес. – 2002. –Вып. 7.

8. Скрипки К.Г. Основы модели TVO // Директор информационной службы. – 2005. – № 6. - https://www.osp.ru/cio/2005/06/174041

9. Grembergen W.V. Enterprise governance of information technology: Achieving strategic alignment and value. – Springer, 2009. – 233 p.

10. Анализ и определение понятий информационно-аналитических систем / Т.К. Кравченко, Н.Н. Середенко, Е.В. Огуречников, А.Е. Бабкин // Актуальные вопросы современной науки. – 2010. – № 11. – С. 223–230.

Современный мир меняет привычные способы разработки проектной и рабочей документации для объектов капитального строительства. Меняются требования нормативных документов, разрабатываются и внедряются новейшие программные комплексы. При этом стоимость разработки проектной и рабочей документации рассчитывается по Сборникам базовых цен, утвержденных более 15 лет назад. Данная ситуация наглядно демонстрирует необходимость актуализации нормативной базы по определению стоимости проектных работ. В статье описывается современный подход к ценообразованию проектно-изыскательских работ в ПАО «НК «Роснефть». Исследуется исторический опыт использования сметных нормативов, а также причины, определяющие необходимость пересмотра действующих сметных нормативов на проведение инженерных изысканий, подготовку проектной и рабочей документации. Изучено применение методов, основанных на анализе фактических трудозатрат исполнителей работ, и задействованных ресурсов при разработке сметного норматива на проектно-изыскательские работы. Рассмотрен процесс разработки нормативных затрат на проектные работы расчетно-аналитическим методом на основании анализа трудозатрат проектировщиков. Данный способ позволяет использовать действующие современные методы проектирования и учитывать их особенности в показателях сметного норматива. На основе полученных результатов возможно построение объективной модели формирования достоверной стоимости проектных работ.

Список литературы

1. WORLD BANK GROUP. https://data.worldbank.org/indicator/NV.IND.TOTL.ZS?locations=Z4

2. Юсупова С.М. Регламентация и нормирование труда. – Саратов: Саратовский гос. университет имени Н.Г. Чернышевского, 2015. – 147 с.

Контракты EPC/EPC(M) (engineering, procurement, construction, management) являются наиболее распространенными при реализации крупных проектов в разных сферах. В статье освещена практика их применения при строительстве объектов нефтегазового рынка. В настоящее время в Российской Федерации именно эти формы контрактов активно задействованы при строительстве объектов в нефтегазовой и других отраслях промышленности. Представленные модели реализации предназначены для российских инжиниринговых компаний, они разработаны с учетом выявленных правовых различий и особенностей международного и отечественного законодательства. При сравнительном анализе статей Гражданского кодекса Российской Федерации и формы FIDIC авторами выделены существенные различия в подходах к распределению ответственности. Контрактам EPC свойственны определенные характеристики, во многом отличающие их от контрактов EPC(M). Результаты, полученные в рамках данной статьи, позволили сделать вывод, что в настоящее время контракты EPC и EPC(M) унифицированы, но их применение в России подлежит адаптации с учетом Российского законодательства. В работе представлена информация о странах, которые могут реализовывать крупные проекты. Проведенный анализ показал, что в рамках оказания услуг отечественными инжиниринговыми компаниями используются модели контрактов EPC, EPC(M), которые охватывают полный цикл работ.

Список литературы

1. Мудрик И.В. EPC-подход в нефтегазовом строительстве // Neftegaz.RU. – 2023. – № 12 (144). – С. 14–17.

2. https://www.pmsoft.ru/news/pmsoft/vstupil-v-silu-natsionalnyy-standart-upravleniya-krupnymi-stroitel...

3. https://sroportal.ru/publications/mezhdunarodnye-tipovye-kontrakty-fidik-i-ix-primenenie-v-investici...

4. https://prcs.ru/analytics-article/rynok-epc-kontraktov-i-kontraktov-generalnogo-podryada/

5. ENR Engineering News-Record Top 250 Global Construction, система Capital IQ – Engineering News-Record Top Lists (enr.com).

6. Smart Construction Casebook – 2. Технический заказчик в России. Современные практики и технологии управления строительством / А.С. Никитин,

Х.М. Плиев [и др.]. – М.: Центр компетенций в строительстве, 2022. – 375 с.

7. https://www.estimatix.ru/2023/10/04/9336967-osnovnoe-meropriyatie-v-sfere-upravleniya-proektam-wgl6/

8. Гражданский кодекс РФ, введенный в действие Федеральным законом № 51-ФЗ от 30.11.1994 г. (в ред. Федеральных законов от 28.03.2017 N 39-ФЗ, с изм., внесенными Федеральными законами (от 17.05.2007 N 82-ФЗ (в ред. от 29.12.2010), от 24.07.2008 N 161-ФЗ, от 13.10.2008 N 173-ФЗ (ред. от 21.07.2014).

9. International Federation of Consulting Engineers [Electronic resource] – Mode of access: http://fidic.org.

10. Цифровая платформа «Инвестиционные проекты России». – https://investprojects.info/