Список литературы

1. Рухин Л.Б. Основы литологии. – Л.: Гостоптехиздат, 1961. – 779 с.

2. Черников О.А. Преобразование песчано-алевролитовых пород и их пористость. – М.: Наука, 1969. – 120 с.

3. Иванов В.А., Храмова В.Г., Дияров Д.О. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1974. – 97 с. – EDN: QXXZGC

4. Котяхов Ф.И. Количественная оценка структуры поровых каналов пород нефтяных и газовых залежей // Нефтепромысловое дело. – 1962. – № 1. –

С. 35–38.

5. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. – М.–Л.: Гостехтеориздат, 1947. – 244 с.

6. Мухидинов Ш.В. Технология оперативных исследований нефтегазоносных отложений в разрезе бурящихся скважин на основе метода ядерно-магнитного резонанса (на примере Выгнаяхинского месторождения Западной Сибири): автореф. дисс. ... канд. техн. наук. – М., 2011. –

EDN: ZOKNMP

7. Беляков Е.О. Базовые закономерности концепции связанности порового пространства для петрофизического моделирования фильтрационно-емкостных свойств нефтенасыщенных терригенных горных пород // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2020. – Вып. 2. – С. 38–43. – https://doi.org/10.7868/S2587739920020032. – EDN: QNPCVY

8. Вайнер М.И. О влиянии статистического критерия подобия микроструктур пористой среды на характеристики течения двухфазной жидкости в области автомодельности по критерию // НТС по добыче нефти ВНИИ. – 1964. – Вып. 25. – С. 57–70.

9. Вайнер М.И. О некоторых характерных чертах структуры однородных пористых сред // Изв. АН СССР. Механика. – 1965. – № 5. – С. 166–168.

10. Коваленко Э.К., Халимов Э.М. К вопросу о взаимосвязи проницаемости с пустотностью и удельной поверхностью при учете структуры породы.

В сб.: Разработка и увеличение нефтеотдачи нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1967. – С. 60–65.

11. Тиаб Дж., Доналдсон Эл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. Пер. с английского. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. – 868 с. – EDN: QKIUEL

12. Энгельгардт В. Поровое пространство осадочных пород. – М.: Недра, 1964, 232 с.

13. A relationship between pore structure and residual oil saturation in tertiary surfactant floods / F.A. Dullien, G.K. Dhavan, N. Gurak, L. Babjak // SPEJ. – 1972. – V. 12. – No. 14. – P. 289-296. – https://doi.org/10.2118/3040-PA

14. Carman P. The flow of gases through porous media. – London, 1956. – 182 p.

15. Дмитриевский А.Н. Системный литолого-генетический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов. – М.: Недра, 1982. – 230 с. – EDN: BRIYTE

В статье рассматривается значение палеогеографических реконструкций для прогноза элементов углеводородных систем в слабоизученных областях на примере Баренцево-Карского региона. Нефтегазоматеринские толщи (НГМТ), коллекторы и флюидоупоры формируются в определенных обстановках осадконакопления, и их свойства зависят непосредственно от генетического типа вмещающих толщ. В условиях недостаточной геологической изученности создание концептуальных палеогеографических моделей становится основным инструментом для прогноза распространения этих элементов по площади. В основу определения палеообстановок осадконакопления положен анализ данных обнажений и керна редкой сети скважин, а также результатов интерпретации сейсмических профилей. Региональные реконструкции привязывались к крупным тектоническим элементам, блокам земной коры, различающимся интенсивностью тектонических движений и суммарной толщиной осадочного чехла. Модели создавались с учетом возможного соседства палеогеографических зон и принципа последовательной смены обстановок по площади и во времени. В работе представлены палеогеографические модели для ключевых этапов развития Баренцево-Карского региона в палеозое, показан потенциал разновозрастных НГМТ в различных зонах, спрогнозированы их свойства и степень зрелости. Палеогеографические реконструкции позволили спрогнозировать распределение толщин нижне-, средне- и позднепалеозойских комплексов отложений и выделить в разрезе осадочного чехла зоны развития потенциальных НГМТ и природных резервуаров.

Список литературы

1. Стратиграфическое бурение на севере Карского моря: первый опыт реализации проекта и предварительные результаты / Н.А. Малышев, В.Е. Вержбицкий, М.В. Скарятин [и др.] // Геология и геофизика. – 2023. – T. 64. – № 3. – С. 46–65.– https://doi.org/10.15372/gig2022131. – EDN: ONERRG

2. История развития Баренцево-Карского региона в фанерозое для оценки перспектив нефтегазоносности / А.А. Суслова, А.В. Мордасова, Р.М. Гилаев

[и др.] // Георесурсы. – 2025. – T. 27. – № 2. – С. 74–92. – https://doi.org/10.18599/grs.2025.2.7. – EDN: GJQQIS

3. Характеристики нефтегазоматеринских толщ Баренцево-Карского региона - основа бассейнового анализа и прогноза ресурсов / А.А. Суслова,

А.В. Ступакова, М.А. Большакова [и др.] / Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2021. – № 2. – С. 65–71. – EDN: LVZXUV

4. Нефтегазоматеринские отложения силура поднятия Чернова (Тимано-Печорский бассейн) / И.С. Котик, Т.В. Майдль, О.С. Котик, Н.В. Пронина // Георесурсы. – 2020. – № 22 (3). – С. 12–20. – https://doi.org/10.18599/grs.2020.3.12-20. – EDN: ZOROAE

5. Organic geochemistry of Cambro-Ordovician succession of Ny Friesland, Svalbard, High Arctic Norway: Petroleum generation potential and bulk geochemical properties / Т.В. Abay, D.A. Karlsen, S. Olaussen [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 218. – No. 4. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.111033

6. Geochemistry of a middle Devonian cannel coal (Munindalen) in comparison with Carboniferous coals from Svalbard / M. Blumenberg, P. Weniger, J. Kus [et al.] // Arktos. – 2018. – No. 4. – https://doi.org/10.1007/s41063-018-0038-y. – EDN: AANKKK

7. Эволюция и условия формирования нефтегазоносности Баренцевоморского и Северо-Карского осадочных бассейнов / Т.О. Колесникова,

А.В. Мордасова, А.А. Суслова [и др.] // Георесурсы. – 2025. – T. 27. – № 2. – С. 93–117. – https://doi.org/10.18599/grs.2025.2.8. – EDN: WBDRBL

8. Koeverden J.H., Nakrem H.A., Karlsen D.A. Migrated oil on Novaya Zemlya, Russian Arctic: Evidence for a novel petroleum system in the eastern Barents Sea and the Kara Sea // AAPG Bulletin. – 2010. – V. 94. – № 6. – P. 791–817. – https://doi.org/10.1306/10200909146. – EDN: OKPCKD

9. Нефтегазоматеринские толщи Баренцево-Карского шельфа: область распространения и свойства / А.В. Ступакова, М.А. Большакова, А.А. Суслова

[и др.] // Георесурсы. – 2021. – T. 23. – № 2. – С. 6–25. – https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.1. – EDN: JBIJWM

10. Lomonosov Ridge composite tectono-sedimentary element, Arctic Ocean / M.M. Abdelmalak, A. Minakov, Ja.I. Faleide, S.S. Drachev // Geological Society memoir. – 2024. – V. 57. – No. 1. – https://doi.org/10.1144/m57-2022-72. – EDN: HWZGLM

Подсчет запасов нефти и газа стратегически важен для страны. Одним из способов его осуществления является геологическое моделирование, которое рассмотрено в данной статье на примере пласта П вогулкинской толщи Каюмовского нефтяного месторождения, расположенного в Кондинском районе ХМАО-Югры. Месторождение открыто в 1971 г., освоение началось с верхней части доюрских отложений пласта КВ в 2005 г. В 2008 г. методами сейсморазведки 2D и 3D оконтурен и детализирован пласт П, находящийся под пластом КВ. По месторождению подсчитаны и утверждены геологические запасы нефти и растворенного газа, коэффициент извлечения нефти равен 0,4. В пределах пласта П выявлено восемь сложнопостроенных неравномерных залежей нефти. Общая площадь нефтеносности пласта П составляет 82520 тыс. м2, глубина залегания – 2071-2407 м. Каюмовское нефтяное месторождение признано нерентабельным. По результатам анализа данных по стадиям разработки пласта П вогулкинской толщи Каюмовского месторождения были построены геологические модели верхнеюрских отложений и уточнены начальные геологические/извлекаемые запасы нефти и растворенного газа. Предложено перспективную западную залежь вогулкинской толщи абалакской свиты пласта П разбурить боковыми наклонно направленными стволами с горизонтальным окончанием, используя буровой раствор на водной основе с наноафронами для обеспечения устойчивости стенок скважин. Расчетный прирост запасов категории В1 составляет 18 % относительно принятой величины.

Список литературы

1. Иванова Т.Н., Чикишева О.А. Построение трехмерной геологической модели на примере месторождения Пермского края // Естественные и технические науки. – 2019. – № 3 (129). – С. 115–118. – EDN: MZSOVO

2. Мишулович П.М., Петров С.В. Методологические аспекты создания геолого-технологических моделей месторождений полезных ископаемых // Вестник Санкт-Петербургского университета. Науки о Земле. – 2019. – Вып. 64. – № 2. – C. 249–266. https://doi.org/10.21638/spbu07.2019.205. – EDN: UOLPPC

3. Серебряков А.О. Геологическое многомерное цифровое моделирование месторождений. – М., Вологда: Инфра-Инженерия, 2021. – 236 с.

4. Иткин В.Ю. Моделирование геологических систем. – М.: Юрайт, 2021. – 85 с. – EDN: KFMMDJ

5. Гладков Е.А. Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. – 99 с. – EDN: WIKZPJ

6. Моделирование геолого-геофизических параметров. Двухмерное моделирование / В.М. Александров, В.А. Белкина, Н.В. Санькова [и др.] // М.: Вологда: Инфра-Инженерия, 2023. – 236 с. – EDN: FQSUSO

7. Пат. 2835336 С1 РФ. Состав для получения бурового раствора на водной основе / Т.Н. Иванова; заявитель и патентообладатель Удмуртский гос. университет. - № 2024112377; заявл. 07.05.2024; опубл. 24.02.2025. – EDN: PLHDGK

В статье представлен опыт совместной работы АО «Зарубежнефть», АО «Гипровостокнефть» и ООО «РМНТК-Нефтеотдача» по оптимизации технологических решений при строительстве геотермальных скважин на Мутновском месторождении, расположенном на п-ове Камчатка. С учетом удаленности от традиционных центров добычи нефти и газа, а также необходимости повышения надежности электроснабжения развитие геотермальной энергетики в регионе имеет критически важное экономическое значение. Месторождение отличается уникальными горно-геологическими условиями: высокой температурой, достигающей 350 °С, наличием абразивных горных пород и высоким риском поглощения буровых и тампонажных растворов. На основе передового опыта нефтегазовой отрасли был разработан и реализован комплекс следующих технологических решений: применение долот с поликристаллическими алмазными резцами, специально разработанных для условий Мутновского месторождения; внедрение забойной телеметрической системы; оптимизация конструкции скважины и корректировка бурового раствора; работа с буровой бригадой по оптимизации операций при строительстве скважины. Реализация этих мероприятий позволила значительно повысить эффективность бурения на месторождении. Кроме того, обозначен следующий приоритет – обеспечение долговечности скважин. Для решения этой проблемы инициирован проект научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по совершенствованию рецептуры тампонажного раствора и технологии цементирования скважин.

Список литературы

1. World Energy Outlook 2025. International Energy Agency (IEA). – Paris, 2025. – https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2025

2. The Future of Geothermal Energy. International Energy Agency (IEA). – Paris, 2023. – https://iea.blob.core.windows.net/assets/cbe6ad3a-eb3e-463f-8b2a-5d1fa4ce39bf/TheFutureofGeothermal....

3. ТАСС. Солодов: на Камчатке в ближайшие 10 лет доля зеленой энергетики вырастет до 42 %. – https://tass.ru/ekonomika/24706297/

В условиях уплотнения системы разработки важно оценивать взаимовлияние новых и уже существующих скважин. В работе рассмотрен новый подход к оценке продуктивности горизонтальных скважин с учетом траекторий трещин многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в условиях сверхуплотнения. При высокой плотности сетки скважин в условиях длительной разработки траектории трещин МГРП становятся чувствительными как к градиенту давления в зоне бурения, так и к уже существующим закрепленным трещинам, в том числе полученным на предыдущих стадиях. Учет этих факторов позволяет выполнить более достоверную оценку продуктивности, а также выявить риски прорывов трещин МГРП в соседние скважины. В ряде случаев это позволяет скорректировать параметры МГРП для достижения требуемого дизайна в условиях неравномерного локального распределения давления и напряжений. Расчеты траектории трещин выполнены в модуле, разработанном в рамках инновационного проекта ПАО «НК «Роснефть». Оценка продуктивности скважин проведена с учетом прогноза направления трещин ГРП при применении двух технологий заканчивания скважин: открытым стволом и зацементированным перфорированным стволом (Plug-n-Perf). Применение обеих технологий допустимо в условиях как низкого, так и высокого контраста регионального напряжения. Показано, что основным риском при применении технологий в условиях низкого контраста является прорыв трещин в соседние скважины, тогда как в условиях высокого контраста таким риском является недостижение проектной геометрии дизайна ГРП.

Список литературы

1. Опыт реализации систем разработки на основе горизонтальных скважин с множественным гидроразрывом пласта на Приобском лицензионном участке ООО «РН-Юганскнефтегаз» / П.А. Осоргин, А.А. Кашапов, Е.Л. Егоров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 6. – С. 38-43. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-6-38-43. – EDN: AJLJBO

2. Исследование развития трещин многостадийного гидроразрыва пласта на горизонтальных скважинах уплотняющего бурения / С.А. Ерастов, А.М. Садыков, И.Ф. Галлямов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2024. – № 5. – С. 44–49. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-5-44-59. – EDN: TNLBPS

3. Системный подход к оценке эффективности уплотняющего бурения на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» / А.А. Кашапов, Е.Л. Егоров, М.М. Кулушев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 4. – С. 64–69. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-4-64-69. – EDN: JEUYLR

4. Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва / Р.Р. Галеев, А.М. Зорин, А.В. Колонских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 62–65. – EDN: RPUKHZ

5. Оптимизация проектных решений и систем заканчивания скважин при разработке сверхнизкопроницаемых и неоднородных пластов / И.И. Родионова, М.А. Шабалин, А.А. Мироненко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 72–76. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-10-72-76. – EDN: CIEYJB

6. Multivariate Optimization of the Development Systems for Low–Permeability Reservoirs of Oil Fields of the Achimov Formation / A.E. Fedorov, I.R. Dilmuhametov, A.A. Povalyaev [et al.] // SPE-201811-MS. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201811-MS. – EDN: YCCCTA

7. Обоснование необходимости учета изменения напряженного состояния пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов / А.И. Федоров,

А.Р. Давлетова, А.В. Колонских, К.В. Торопов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. – № 2. – С. 25–29. – EDN: RVWTJB

8. Berchenko I., Detournay E. Deviation of hydraulic fractures through poroelastic stress changes induced by fluid injection and pumping // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. – 1997. – V. 34. – Issue 6. – P. 1009–1019. – https://doi.org/10.1016/S1365-1609(97)80010-X. – EDN: ETBXTL

9. Roussel N.P., Sharma M.M. Optimizing fracture spacing and sequencing in horizontal-well fracturing // SPE-127986-PA. – 2011. – https://doi.org/10.2118/127986-PA

10. Федоров А.И., Давлетова А.Р. Симулятор напряженного состояния пласта для определения направления развития трещин // Геофизические исследования – 2014. – Т. 15. – № 1. – С. 15–26. – EDN: RXQWXN

11. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2023667682 Российская Федерация. Программный комплекс геологического моделирования «РН-ГЕОСИМ» 2.0 (ПК «РН-ГЕОСИМ» 2.0)»: № 2023666624: заявл. 08.08.2023: опубл. 17.08.2023 / К.Е. Закревский, Г Р. Ахметшина,

А.В. Безруков [и др.]; заявитель ПАО «Нефтяная компания «Роснефть».

12. К вопросу о перспективах создания корпоративного программного обеспечения геологического моделирования / М.И. Саакян, К.Е. Закревский,

Р.К. Газизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 50–54. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-50-54. – EDN: SEZUHO

13. Бадыков И.Х., Байков В.А., Борщук О.С. Программный комплекс «РН-КИМ» как инструмент гидродинамического моделирования залежей углеводородов // Недропользование XXI век. – 2015. – № 4. – С. 96–103. – EDN: UMSNBP

14. Геомеханическое моделирование направления и траектории развития трещин гидроразрыва пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов / А.Р. Давлетова, Г.Р. Бикбулатова, А.И. Федоров, А.Я. Давлетбаев // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 1. – С. 40–43. –

EDN: RZSVCV

15. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» / И.Д. Латыпов, Г.А. Борисов,

А.М. Хайдар [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 34–38. – EDN: NVASRP

16. Уплотняющее бурение на Приобском нефтяном месторождении, ретроспективный анализ и перспективы дальнейшего использования / Д.С. Мицукова, А.А. Гильмиянова, Ф.Т. Эюбов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2022. – № 3. – С. 17–37. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-3-17-37. – EDN: CIQADQ

17. Крауч С., Старфилд А. Методы граничных элементов в механике твердого тела. – М.: Мир, 1987. – 328 с.

Одной из актуальных задач в нефтедобывающей отрасли является разработка эффективных методов увеличения нефтеотдачи с целью повышения срока рентабельной эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки. Для увеличения коэффициента вытеснения нефти реализуется проект ПАВ-полимерного заводнения на одном из месторождений ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Данное месторождение характеризуется сложными условиями разработки: высокими пластовыми температурами (70 °C) и минерализацией (209 г/л), наличием гидрофобного карбонатного коллектора, отсутствием системы поддержания пластового давления, суровым арктическим климатом, удаленностью и ограниченной доступностью транспортной инфраструктуры. Для проекта определены критерии выбора ПАВ и полимера, с учетом этого подобран ПАВ отечественного производства. Подтверждена эффективность подобранной ПАВ-полимерной композиции в рамках лабораторных испытаний с помощью экспериментов по оценке кривой капиллярной десатурации с ПАВ- и ПАВ-полимерной композициями, а также коэффициента вытеснения. Представлены основные параметры, определяемые в ходе фильтрационных экспериментов, и способ их переноса на полномасштабную гидродинамическую модель. В статье рассмотрен подход к выбору участков для реализации пилотного проекта с помощью гидродинамического моделирования, сформированы критерии выбора участков для ПАВ-полимерного заводнения. Определена оптимальная стратегия для его осуществления при отсутствии данных об истории закачки воды. Данная стратегия включает развитие проекта в рамках двух последовательных фаз, представляющих собой реализацию заводнения на участке № 1 и ПАВ-полимерного заводнения на участке № 2. Отмечены основные риски при планировании пилотного проекта.

Список литературы

1. Подбор технологии увеличения нефтеотдачи карбонатных пластов Центрально-Хорейверского поднятия с использованием ПАВ-полимерных композиций / А.М. Петраков, Т.С. Рогова, С.В. Макаршин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – C. 66–70. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-1-66-70. – EDN: YCUJZH

2. Разработка технологии ПАВ-полимерного заводнения для карбонатных коллекторов с высокой минерализацией пластовой воды и высокой пластовой температурой / Д.С. Круглов, А.В. Корнилов, И.В. Ткачев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 1. – C. 44–48. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-1-44-48. – EDN: JRULGK

3. Smart waterflooding: Industry’s first field test in carbonate reservoirs / A.A. Yousef, J.S. Liu, G.W. Blanchard [et al.] // SPE-159526-MS. – 2012. – https://doi.org/10.2118/159526-MS

4. Shakeel M., Pourafshary M., Hashmet M.R. Hybrid engineered water-polymer flooding in carbonates: A review of mechanisms and case studies // App. Sci. – 2020. – No. 10(6087). – https://doi.org/10.3390/app10176087. – EDN: EQIIJL

5. Development of approach to modelling complex structure carbonate reservoirs using example of the Central Khoreyver uplift fields (Russian) / E.V. Yudin, R.D. Bagmanov, М.М. Khairullin [et al.] // SPE-187811-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/187811-MS

6. Hu Guo, Ma Dou, Wang Hanqing. Review of capillary number in chemical enhanced oil recovery // SPE-175172-MS. – 2015. –https://doi.org/10.2118/175172-MS

7. Optimizing field scale polymer development in strong aquifer fields in the south of the Sultanate of Oman / R. Jabri, R. Mjeni, M. Gharbi, A. Alkindi //

SPE-195055-MS. – https://doi.org/10.2118/195055-MS

В работе проведен систематический анализ метода трассерных исследований. Авторы прослеживают трансформацию роли трассерного мониторинга: от инструмента решения локальных диагностических задач до ключевого элемента комплексных систем контроля и управления разработкой, интегрированных в концепцию цифровых двойников месторождений. В статье систематизированы основные прикладные аспекты метода, включая оценку гидродинамической связности пластов, оптимизацию систем заводнения, контроль эффективности методов увеличения нефтеотдачи и профилирование притока. Детально рассмотрена взаимосвязь между фациальной неоднородностью коллекторов и характером фильтрационных потоков (нефти и воды). На примере бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения объясняются приуроченность зон кольматации к границам фациальных зон, а также пространственное распределение трещиноватости в терригенных отложениях. Доказана необходимость использования фациальной, а не исключительно литологической модели для корректного описания пластовой гидродинамики. Проведенный анализ позволил сформулировать гипотезу об основах повышения коэффициента охвата и коэффициента вытеснения с учетом совершенствования системы разработки, т.е. относительной расстановки нагнетательных и добывающих скважин в пределах каждой фации. Выполненное исследование также подтверждает процессы локальной депелитизации и кольматации пластов, которые необходимо учитывать в процессе разработки месторождений. Трассерные исследования становятся критически важным источником данных для калибровки гидродинамических моделей и поддержки оперативного принятия решений в рамках концепции «интеллектуального месторождения». Заложены основы для применения фациально-обусловленного подхода к интерпретации данных трассерных исследований.

Список литературы

1. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. – Казань: Фэн, 2004. – 582 с. – EDN: QYTCJJ

2. Уточнение геологического строения горизонта Д1 Абдрахмановской площади по результатам индикаторных исследований / Г.П. Антонов, П.А. Шалин, Р.С. Хисамов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 1. – С. 31-33.

3. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов. – М.: Недра, 1986. – 157 с.

4. Кузьмин Ю.А., Хозяинов М.С. Изучение особенностей фильтрации нагнетаемой воды в юрских отложениях Сибири с помощью тритиевого

индикатора // Нефтяное хозяйство. – 1985. – № 6. – С. 36-40.

5. Мурадян А.В., Хозяинов М.С. Интерпретация данных индикаторного метода для оценки фильтрационных параметров нефтяного пласта // Геология нефти и газа. – 1987. – № 9. – С. 54-57. – EDN: MUQGZO

6. Тронов В.П., Тронов А.В. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. – Казань: Фэн, 2001. – 557 с.

7. Дехтярев В.А. О необходимости исследования фациальной изменчивости коллекторов на поздней стадии разработки месторождений // Нефтяная провинция. – 2025. – № 2. – С. 1–20. – https://doi.org/10.25689/NP.2025.2.1-20. – EDN: ZQVKLI

8. Абдулмазитов Р.Г., Саттаров Р.З., Латифуллин Ф.М. Учет изменения коллекторских свойств пласта при длительной разработке нефтяного объекта // Актуальные проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Татарстана / Сборник научных трудов ТатНИПИнефти. – М.: НП «Закон и порядок», 2006. – С. 167–173.

В статье рассмотрена температурная зависимость процессов фильтрации вязкопластичной нефти в пористой среде. Актуальность исследования обусловлена ростом доли трудноизвлекаемых запасов углеводородов, представленных высоковязкими и неньютоновскими нефтями, для которых классический закон Дарси неприменим в чистом виде. В работе используется математическая модель фильтрации, основанная на зависимости вязкости нефти от градиента давления, что позволяет учитывать наличие предельного градиента сдвига и особенности разрушения структурных связей вязкопластичной нефти. Рассматривается радиально-симметричная задача фильтрации с учетом изменения плотности и скорости потока, а также температурных эффектов, возникающих в процессе движения нефти в пласте. Проведены численные расчеты распределения температуры во времени и по радиусу для вязкопластичной и ньютоновской нефти. Проанализировано влияние адиабатического эффекта и эффекта Джоуля–Томсона на формирование температурных полей в призабойной зоне и на удаленных участках пласта. Показано, что характер температурного распределения в значительной степени зависит от реологических свойств нефти и времени фильтрации. Полученные результаты демонстрируют возможность более точного моделирования процессов фильтрации вязкопластичных нефтей и могут быть использованы при анализе тепловых режимов пласта, а также для повышения эффективности эксплуатации скважин, в том числе оборудованных штанговыми насосными установками.

Список литературы

1. Выломов Д.Д., Штин Н.А. Оптимизация поиска зон остаточных запасов путем учета неньютоновских свойств нефти при гидродинамическом моделировании // Экспозиция Нефть Газ. – 2021. – № 2. – С. 57–60. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2021-2-57-60. – EDN: PWHEGC

2. Создание инновационных технологий эффективной разработки месторождений углеводородов с трудноизвлекаемыми запасами / В.М. Максимов,

Н.М. Дмитриев, Н.Н. Михайлов [и др.] // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. – 2012. – № 2. – EDN: SIKDMN

3. Фильтрация жидкостей в аномальных коллекторах / С.И. Грачев, В.А. Коротенко, Н.П. Кушакова [и др.] // Известия ТПУ. – 2019. – № 7. – С. 104–113. – https://doi.org/10.18799/24131830/2019/7/2183. – EDN: YFTMQK

4. Ахмедов С.А., Ахмедова З.Х. Математическое моделирование задачи вытеснения парафинистой нефти водой с учетом технологии нагнетания воды // Вестник Дагестанского государственного университета. Серия 1: Естественные науки. – 2019. – Т. 34. – № 1. – С. 32-39. – https://doi.org/10.21779/2542-0321-2019-34-1-32-39. – EDN: WNJCTC

5. Мустафаев С.Д., Гасымова С.А.-Г. Влияние свойств вязкопластичных нефтей на показатели эксплуатации скважины при наличии на забое песчаной пробки // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 2. – С. 58–60. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-2-58-60. – EDN: AQONOG

В статье представлены результаты опытно-промысловых испытаний нового модульного глубинного измерительного комплекса «АЛГА ГИК-28» для скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосами и эксплуатационным пакером. Комплекс разработан для снижения стоимости обслуживания традиционных стационарных систем мониторинга, требующих при замене подъема насосного оборудования бригадой текущего ремонта скважин (ТРС), что влечет значительные операционные затраты и потери в добыче. Принципиальная инновация комплекса заключается в его модульной архитектуре, состоящей из стационарного скважинного переводника, устанавливаемого на колонне НКТ, и съемного измерительного модуля с датчиками давления и температуры. Модуль оперативно спускается и поднимается на стандартном геофизическом кабеле через затрубное пространство без остановки работы скважины и привлечения бригады ТРС. В статье детально описаны механика посадки, фиксации и герметичного соединения модуля в переводнике. Результаты испытаний на месторождении ПАО «Татнефть» подтвердили функциональную надежность комплекса в реальных условиях. Продемонстрированы корректная работа клапанной системы, герметичность соединения и достоверность измерений подпакерного и затрубного давлений в динамических режимах работы скважины. Установлено, что технология позволяет сократить время на замену измерительной системы на 24 ч по сравнению с традиционными методами. Внедрение данного комплекса представляет собой технологический прорыв в области оперативного мониторинга параметров добычи, открывая путь к созданию более гибких, экономичных и эффективных систем контроля, что способствует оптимизации эксплуатации фонда скважин и снижению операционных затрат.

В статье представлен сравнительный анализ результатов исследований методом газовой хроматографии компонентного состава девонской нефти и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Определение компонентного состава углеводородов нормального строения и изостроения в диапазоне от C10 до C40 проводили на хроматографе Shimadzu GC 2010 Plus. Установлено, что в АСПО преобладают высокомолекулярные н-алканы C26–C40, концентрация которых в 5–6 раз превышает их содержание в нефти. Для количественной оценки селективности перехода углеводородов в твердую фазу введен индекс перехода в твердую фазу (ИПТФ), рассчитываемый как отношение концентрации компонента в АСПО к его концентрации в нефти. Анализ значений ИПТФ показал, что критический порог накопления характерен для алканов C27 и выше, с максимумами для церезинов C37–C39. Более высокая неоднородность состава АСПО по сравнению с составом нефти подтверждает существенное влияние индивидуальных геолого-технических условий скважин на процесс формирования отложений. Установлены корреляции между компонентным составом АСПО, температурой плавления отложений и их структурно-механическими свойствами. Результаты раскрывают потенциал использования хроматографических исследований нефти для прогнозирования состава и свойств АСПО и разработки методологии направленного выбора технологий и химических реагентов для их удаления.

Список литературы

1. Гуськова И.А., Хаярова Д.Р. АСПО. Управление осложнениями на поздней стадии разработки. – Альметьевск : Альметьевский гос. нефтяной институт,

2023. – 200 с. – EDN: QEZZFD

2. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Н.Г. Ибрагимов,

В.П. Тронов, И.А. Гуськова [и др.]. – М.: Изд-во Нефтяное хозяйство, 2010. – 238 с. – EDN: QMZBCX

3. Рогачев М.К., Хайбуллина К.Ш. Разработка химического состава для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтяных скважинах // Международный научно-исследовательский журнал. – 2016. – № 2–2(44). – С. 99–102. – https://doi.org/10.18454/IRJ.2016.44.117. – EDN: VKGGQF

4. Рогачев М.К. Физико-химические методы совершенствования процессов добычи нефти в осложненных условиях: дисс. ... докт. техн. наук. – Уфа, 2002. – 312 с. – EDN: NMIGFF

5. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. –

С. 268–284. – EDN: OOVKYV

6. Александров А.Н., Рогачев М.К. Определение температуры насыщения модельных растворов нефти парафином // Международный научно-исследовательский журнал. – 2017. –

№ 6–2(60). – С. 103–108. – https://doi.org/10.23670/IRJ.2017.60.021. –

EDN: YTTHVT

7. Небогина Н.А., Юдина Н.В. Влияние фазовых переходов в высокопарафинистой нефти и эмульсиях на структурно-реологические свойства // Нефтехимия. – 2020. – Т. 60. – № 4. –

С. 511–519. – https://doi.org/10.31857/S0028242120040103. –

EDN: IKGSND

8. Прогнозирование проблем при добыче нефтей на основе анализа их химического состава и физико-химических свойств / Е.Е. Барская, Ю.М. Ганеева, Т.Н. Юсупова, Д.И. Даянова // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – Т. 15. – № 6. – С. 166–169. – EDN: OWNQIL

9. Физико-химические процессы в продуктивных нефтяных пластах / Т.Н. Юсупова, Ю.М. Ганеева, Г.В. Романов, Е.Е. Барская. – М.: Наука, 2015. – 412 с. – EDN: VXASBL

10. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. – М.: Недра, 1969. – 192 с.

11. Каган Я.М. О физико-химических основах предупреждения образования смоло-парафиновых отложений с помощью полей, создаваемых электрическим током. В кн. Борьба с отложениями парафина. – М.: Недра, 1965. – С. 170–182.

В статье приведены результаты многолетних исследований Группы компаний «Иркутская нефтяная компания» (ГК ИНК) в области разработки технологии очистки высокосернистых нефтей от сероводорода и легких меркаптанов для условий Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В структуре запасов ГК ИНК весомую часть занимают запасы месторождений углеводородного сырья с сернистой и высокосернистой нефтью, содержащей значительное количество вредных серосодержащих примесей сероводорода, метил- и этилмеркаптанов. Содержание этих примесей регламентировано государственными и межгосударственными нормативными документами в связи с их коррозионной активностью. Нейтрализация в нефти таких примесей является актуальной для компании и отрасли задачей. На основании анализа зарубежных технологических решений, опубликованных в специальной литературе, и результатов лабораторных и опытно-промысловых исследований ГК ИНК определена эффективная двухкомпонентная композиция, состоящая из органического поглотителя и щелочного катализатора. Органический поглотитель представлен акрилонитрилом. В качестве щелочного катализатора подобраны чистые или смесевые рабочие растворы гидроксида калия или натрия в воде, углеводородных или смешанных растворителях (вода и низкозамерзающая добавка). Проведенные исследования способствовали обеспечению температуры застывания, соответствующей климатической зоне региона деятельности компании. По результатам лабораторной и опытно-промысловой апробации установлено, что нефть, подготовленная с помощью указанной двухкомпонентной композиции, соответствует требованиям государственных и межгосударственных нормативов по содержанию сероводорода и суммарной концентрации метил- и этилмеркаптанов.

Список литературы

1. Химия сераорганических соединений, содержащихся в нефтях и нефтепродуктах / под ред. Р.Д. Оболенцева. – Уфа – М.: Гостоптехиздат, 1958–1968 г. – Т. 1–9.

2. Сигэру Оаэ. Химия органических соединений серы; пер. с яп. Ян Юн Бина, Б. К. Нефедова. – М.: Химия, 1975. – 512 с.

3. Реакции серы с органическими соединениями / М.Г. Воронков, Н.С. Вязанкин, Э.Н. Дерягина [и др.]. – Новосибирск: Наука, 1979. – 367 с.

4. Мазгаров А.М. Сернистые соединения углеводородного сырья. – Казань: Казанский университет, 2015. – 36 с.

5. Первичная подготовка углеводородного сырья на объектах ООО «ИНК» с помощью мобильных и блочно-модульных технологий / Р.М. Салихов,

М.К. Паращенко, Е.О. Чертовских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – № 9. – 2020. – С. 68–71. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-9-68-71. – EDN: ILZOQF

6. Arensdorf J., Horaska D. Treatment of mercaptans in Canadian condensate // SPE-141217-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/141217-MS

7. Gershbein L.L., Hurd C.D. The reaction of hydrogen sulfide with acrylonitrile, acrylic ester and crotonaldehyde // Journal of the American Chemical Society. – 1947. –

V. 69.2. – Р. 241–242.

8. Adams R. Organic reactions. – J. Wiley & Sons, Chapman & Hall, 1960. – Р. 80-135.

9. Patent US11078403B2. Synergistic sulfide scavenging additives for use in oilfield operations / Liu Shi, Funian Zhao, Liangwei Qu, Corrin E.

10. Реакции и методы исследования органических соединений. Кн. 2. М. – Л.: ГНТИХЛ, 1952. – 320 с.

11. Борьба с отложением гипса в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / В.Е. Кащавцев, Л.Т. Дытюк, А.С. Злобин,

В.Ф. Клейменов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1976. – 63 с. – EDN: INNHTX

12. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. – М.: Орбита-М, 2004. – 432 с. – EDN: QMXWOR

13. Отложения гипса при добыче нефти и газа на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении / Е.О. Чертовских, Р.У. Кунаев, В.А. Качин,

А.В. Карпиков // Вестник ИрГТУ. – 2013. – № 12 (83). – С. 143–148. – EDN: RTSAFZ

14. Салихов Р.М., Костюк И.И. Разработка и реализация мероприятий, направленных на увеличение межремонтного периода механизированного фонда скважин ООО «ИНК» // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 9. – С. 55–58. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-9-55-58. – EDN: SEQXHM

15. Особенности применения химических реагентов в условиях высокой минерализации попутно добываемых вод / Р.М. Салихов, Е.О. Чертовских,

Б.Р. Гильмутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 9. – С. 59–62. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-9-59-62. – EDN: AMWIAB

16. Опыт борьбы с гипсообразованием в условиях аномально высокой концентрации солеобразующих ионов – Практические аспекты нефтепромысловой химии / А.Е. Фоломеев, Р.М. Салихов, Е.О. Чертовских // Сборник тезисов докладов научно-практической конференции. – Уфа: БашНИПИнефть, 2023. –

С. 188–190. – EDN: BCYHFH

17. Опыт борьбы с гипсообразованием в условиях аномально высокой концентрации солеобразующих ионов на Ярактинском месторождении / Р.М. Салихов, Е.О. Чертовских, Б.Р. Гильмутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 9. – С. 128–132. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-9-128-132. – EDN: AJQKKL

18. Пат. 2832622 С1 РФ. Способ удаления серосодержащих соединений из нефти и газового конденсата / М.А. Губанов, А.С. Свистунов, Е.В. Шабаева,

А.Д. Тройников, О.О. Цеков; патентообладатель ООО «ИНК»; №2023123618, заявл. 12.09.2023; опубл. 26.12.2024. – EDN: BXXUDO

Использование афронсодержащих жидкостей при бурении и глушении скважин в условиях сниженного пластового давления позволяет уменьшить негативное влияние на фильтрационно-емкостные свойства пласта по сравнению с применением стандартных технологических жидкостей. Временная изоляция пласта в данном случае осуществляется за счет микропузырьков, содержащихся в технологической жидкости, которые при проведении операции на репрессии заходят в поровое пространство и, расширяясь, создают экран, препятствующий последующему проникновению кольматантов в призабойную зону пласта. В статье приведено описание исследования влияния концентрации основных компонентов афронсодержащих жидкостей - биополимера (ксантановая камедь) и ПАВ - на физические свойства афронсодержащих систем. В рамках исследования были проведены две серии экспериментов – с анионактивным ПАВ (додецилсульфат натрия) и цвиттер-ионным ПАВ (кокамидопропилбетаин). Для каждого из приготовленных составов были измерены плотность, вязкость, давление сдвига, дисперсность. Исследован процесс старения афронсодержащих составов. По результатам работы определены концентрации биополимера и ПАВ, рекомендуемые для приготовления технологических жидкостей с целью временной изоляции пласта. Выявлено, что оптимальная концентрация ксантановой камеди составляет 0,5 %, что дает возможность обеспечить стабильность афронсодержащией жидкости в течение 1 сут и более. Граничное массовое содержание ПАВ, при котором достигаются требуемые технологические параметры афронсодержащей жидкости, составляет 0,025 %. Дальнейшее увеличение концентрации ПАВ приводит к значительному снижению плотности, увеличению кратности пены и повышению вязкости состава.

Список литературы

1. Ямов Г.А., Ибрагимова Д.Р., Милованова В.В. Применимость технологии глушения газовых и газоконденсатных скважин пенными составами на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2021. – № 9, 10. – С. 58–66. – EDN: DLSYIK

2. Пат. № 2330942 РФ. Способ глушения скважин с аномально низким пластовым давлением / Л.А. Магадова, Р.С. Магадов, М.А. Силин, Е.Г. Гаевой,

Н.Н. Ефимов, Р.Р. Назыров, Ю.А. Ларченко, О.В. Гурьянов; № 2005 136 331/03; заявл. 23.11.2005; опубл. 10.08.2007.

3. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. – 2-е изд. – М.: Химия, 1983. – 264 с.

4. Андаева Е.А., Сидоров Л.С., Сидоров Ю.Л. Эффект Жамена как фактор увеличения продуктивности скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2013. – № 5. – С. 26–30. – EDN: QBDWJD

5. Применение пенных систем в нефтегазодобыче / В.А. Амиян, А.В. Амиян, Л.В. Казакевич, Е.Н. Бекиш. – М.: Недра, 1987. – 229 с.

6. Sebba F. Foams and biliquid foams. Aphrons. – New York: Wiley, 1987. – 236 p.

7. Brookey T. Micro-bubbles: New Aphron drill-in fluid technique reduces formation damage in horizontal wells // SPE-39589-MS. – 1998. – https://doi.org/10.2118/39589-MS

8. Перепелкин К.Е., Матвеев В.С. Газовые эмульсии. – Л.: Химия, 1979. – 200 с.

9. Alizadeh A., Khamehchi E. Experimental investigation of the oil based Aphron drilling fluid for determining the most stable fluid formulation // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 174. – Р. 525–532. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.11.065

10. Bjorndalen N., Kuru E. Physico-chemical characterization of Aphron-based drilling fluids //Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2008. – Т. 47. – №. 1. – https://doi.org/10.2118/2005-050

11. Growcock F. Enhanced wellbore stabilization and reservoir productivity with Aphron drilling fluid technology. – Houston, Texas: MASI Technologies, 2005. – 171 p. – https://doi.org/10.2172/896513

12. A comprehensive review of colloidal gas Aphrons applications in the oil industry / H. Mehrjoo, Y. Kazemzadeh, I. Ismail [et al.] // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2025. – № 15. – https://doi.org/10.1007/s13202-025-01944-6. – EDN: IPUXGG

13. Arabloo M., Shahri M.P. Experimental studies on stability and viscoplastic modeling of colloidal gas aphron (CGA) based drilling fluids // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2014. – V. 113. – Р. 8–22. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2013.12.002

14. Insight into selection of appropriate formulation for colloidal gas Aphron (CGA)-based drilling fluids / M. Pasdar, E. Kazemzadeh, E. Kamari [et al.] // Petroleum Science. – 2020. – № 17. – Р. 759–767. – https://doi.org/10.1007/s12182-020-00435-z. – EDN: EEJEJS

15. Ramirez F., Greaves R., Montilva J. Experience using Microbubbles-Aphron drilling fluid in mature reservoirs of Lake Maracaibo // SPE-73710-MS. – 2002. –https://doi.org/10.2118/73710-MS

16. Применение вязкоупругих систем в процессах интенсификации добычи нефти / А.А. Рязанов, П.В. Склюев, К.И. Бабицкая, С.А. Булгаков // Нефтегазовое дело. – 2024. – Т. 22. – № 1. – С. 99–111. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-1-99-111. – EDN: GOVGOS

17. Babitskaya K.I., Konovalov V.V. Study on impact of the size of compound micelles comprised of anionic and nonionic surfactants on efficiency of residual oil displacement after flooding // ARPN Journal of Engineering and Applied Sciences. – 2016. – Vol. 11. – Issue 16. – P. 9622–9626. – EDN: XFKCOF

18. Nikitin V.I., Agrelkina M.M. Justification for the selection of a relative permeability model in the task of predicting drilling fluid filtrate invasion into the formation // International Journal of Engineering. – 2025. – №38(10). – P. 2312–2320. – https://doi.org/10.5829/ije.2025.38.10a.08. – EDN: HOJMXW

В статье рассмотрены промежуточные результаты реализации федерального проекта по созданию передовых инженерных школ на примере АГТУ ВШН, функционирующей в тесном сотрудничестве с ПАО «Татнефть». В качестве концептуальной основы принята модель гармоничного триединства «производство – наука – образование», восходящая к идеям М.А. Лаврентьева и историческому опыту МГТУ им. Н.Э. Баумана. Показано, что перенесение данного подхода в контур современного нефтегазового вуза позволяет создать действующий прототип новой системы инженерного образования, ориентированной на запросы индустриального партнера. На производственном направлении реализуются комплексные региональные проекты по интегрированному моделированию, включающие анализ разработки, построение геолого-гидродинамических и поверхностных моделей, а также формирование моделей месторождений и систем сбора. Приведены примеры решений, позволяющих повысить точность гидродинамических моделей за счет учета малоамплитудных разрывных нарушений и использования сейсмофациального моделирования, а также технологии внутрискважинного газлифта для многопластовых объектов. Представлено направление научного инжиниринга, включающее создание быстродействующего программного продукта на основе модели SAGD и исследование заводнения трещиновато-пористых коллекторов с применением модели дискретных трещин, учитывающей геомеханические эффекты. Образовательное направление реализуется через практико-ориентированную магистерскую программу по интегрированному моделированию месторождений, основанную на работе мультидисциплинарных студенческих команд над производственными проектами. Показано, что сочетание производственных, научных и образовательных проектов в едином контуре, дополненное разработкой собственных программных продуктов, формирует основу для трансформации инженерного образования и усиления технологической суверенности нефтегазовой отрасли.

Список литературы

1. Барбашина Н.С., Тихомиров Г.В., Шевченко В.И. Лучшие практики передовых инженерных школ // Профессорский журнал «Технические науки». – 2023. – № 1 (6). – С. 4–21. – https://doi.org/10.18572/2686-8598-2023-6-1-4-21. – EDN: BQLEKJ

2. Лаврентьев М.А. Триединство: наука – кадры – производство: ответы на вопросы З. Ибрагимовой, корреспондента журнала «Экономика и организация промышленного производства» // Российская академия наук. Сибирское отделение: Стратегия лидеров / Сост. В.Д. Ермиков, Н.А. Притвиц,

О.В. Подойницына. – Новосибирск: Наука, 2007. – С. 118–121. – https://prometeus.nsc.ru/elibrary/2007str/118-121.ssi

3. Рудской А.И., Боровков А.И., Романов П.И. Анализ отечественного опыта развития инженерного образования // Высшее образование в России. –

2018. – № 1. – С. 151–162. – EDN: YMVEVE

4. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2025619232, Российская Федерация. Программа для расчета оптимальных технологических параметров парогравитационного дренажа / О.Н. Пичугин, А.Я. Гильманов, К.М. Федоров, А.П. Шевелев.

5. Повышение точности гидродинамической модели при включении малоамплитудных разрывных нарушений, выделенных по высокоразрешенным сейсмическим данным / О.Н. Пичугин, Э.П. Викторов, А.А. Колеватов, И.Ю. Хромова // Российская отраслевая энергетическая конференция: «РОЭК 2025», 21–23 октября 2025 г., Москва. – М., 2025.

6. Исследование особенностей разработки трещинно-поровых коллекторов с применением заводнения на основе модели дискретных трещин и учетом геомеханических эффектов / Д.Ю. Легостаев, С.П. Родионов, О.Н. Пичугин, А.С. Ильин // Материалы международной конференции «Трудноизвлекаемые запасы нефти», Альметьевск. – Альметьевск, 2024. – С. 259–260.

7. Пичугин О.Н. Цифровая трансформация: от моделирования к управлению промыслом // Нефть. Газ. Новации. – 2024. – № 4. – С. 23–25. – EDN: JNWVGO

8. Алиев Т.И. Основы проектирования систем. – СПб.: Университет ИТМО, 2015. – 120 c. – EDN: ZUZFRH

9. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 307 с.

Работа посвящена проблеме оценки изменения напряженно-деформированного состояния (НДС) резервуара при развитии неравномерной осадки полотнища днища в окрестностях стенки. Представлены причины развития неравномерных осадок в грунтовых основаниях вертикальных стальных резервуаров (РВС) и возможные последствия эксплуатации сооружений в таких условиях. В статье обоснована актуальность исследования численным методом НДС резервуара при расположении области осадки в зоне действия краевого эффекта от стенки. Приведены основные характеристики конечно-элементной модели резервуара РВС-20000, используемой при проведении расчетов, и значения всех параметров, необходимых для вычислений. Проведено более 100 расчетов, по результатам которых были получены эпюры распределения максимальных эквивалентных напряжений в металлоконструкциях РВС при различных толщинах полотнища днища, радиусах и расположениях зоны осадки относительно стенки. На основании полученных результатов были разработаны зависимости максимальных эквивалентных напряжений в стенке резервуара от заданных радиусов и расположений зоны осадки относительно стенки РВС для случая максимально допустимой осадки. Кроме того, установлены аналитические зависимости, позволяющие определять границы зоны действия краевого эффекта и максимально допустимое значение осадки в пределах данной зоны.

Список литературы

1. ГОСТ 31385-2023. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия. – М.: Российский институт стандартизации, 2023. – 118 с.

2. СП 47.13330.2016. Инженерные изыскания для строительства. Основные положения. – М.: Стандартинформ, 2023. – 123 с.

3. СП 11-105-97. Инженерно-геологические изыскания для строительства. – М.: Стройиздат, 2000. – 25 с.

4. Колядко А.А. Напряженно-деформированное состояние резервуара при локальной неоднородности грунтового основания: дис. … канд. техн. наук. – Тюмень, 2020. – 134 с.

5. СТО СА 03-002-2009. Правила проектирования, изготовления и монтажа вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. – М. : Изд-во стандартов, 2009. – 216 с.

6. РД-23.020.00-КТН-283.09. Правила ремонта и реконструкции резервуаров для хранения нефти объемом 1000 – 50000 куб. м. – М.: ОАО «АК «Транснефть», 2009. – 115 с.

7. Цытович Н.А. Механика мерзлых грунтов. – М.: Высшая школа, 1973. – 448 с.

8. Флорин В.А. Основы механики грунтов. – Л.: Госстройиздат, 1959. – 360 с.