В статье приведен развернутый анализ прогнозов и прогностических оценок спроса на нефть трех ведущих мировых аналитических организаций – Секретариата ОПЕК, Управления энергетической информации Министерства энергетики США и Международного энергетического агентства. Показано, что этими организациями несмотря на трансформацию энергетического ландшафта, фрагментацию глобальной экономики и всей системы международных отношений, геополитическую неопределенность и рост торговых барьеров, в 2026-2027 гг. прогнозируется устойчивый рост спроса на нефть, чему в значительной мере будет способствовать продолжающаяся устойчивая экономическая активность в странах, не входящих в ОЭСР. Эти страны обеспечат и основную часть роста спроса, тогда как спрос в странах-членах ОЭСР увеличится в значительно меньшей степени. При этом основной прирост спроса на нефть в 2026-2027 гг., как и глобальный экономический рост, обеспечивают развивающиеся страны Азии во главе с Китаем и Индией, а также устойчивый экономический рост в крупных развивающихся экономиках. Выявлены основные факторы, способствующие глобальному росту спроса на нефть. Показано, что в течение 2025 г. и первых двух месяцев 2026 г. все три организации неоднократно пересматривали свои оценки глобального спроса на нефть в текущем году, и их прогноз на 2026-2027 гг. Анализ этих прогнозов показывает, что оценки, сделанные различными агентствами, разнятся, хотя расхождения эти и не велики. В то же время на региональном уровне различия в оценках более существенны.

Список литературы

1. Net Zero by 2050. A Roadmap for the Global Energy Sector. – https://www.iea.org/reports/net-zero-by-2050

2. No new oil, gas or coal development if world is to reach net zero by 2050, says world energy body. – https://www.theguardian.com/environment/2021/may/18/no-new-investment-in-fossil-fuels-demands-top-en...

3. Energy groups must stop new oil and gas projects to reach net zero by 2050, IEA says. – https://www.ft.com/content/2bf04fff-5b2f-4d96-a4ea-ff55e029f18e

4. Мастепанов А.М. Останется ли нефть ведущим энергоносителем в мире: в перекрестке мнений // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2024. – № 5 (233). – С. 5–7. – EDN: BYQKRM

5. OPEC. Monthly Oil Market Report – 16 June 2025. – https://momr.opec.org/pdf-download/

6. Мастепанов А.М. Перспективы развития нефтяного сектора мировой экономики в 2025–2026 гг. в оценках ведущих зарубежных исследовательских центров // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 9. – С. 6–12. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-9-6-12. – EDN: SXOZDU

7. OPEC. Monthly Oil Market Report – 12 August 2025. – https://www.opec.org/assets/assetdb/momr-august-2025.pdf

8. OPEC. Monthly Oil Market Report – 14 January 2026. – https://www.opec.org/assets/assetdb/momr-january-2026.pdf

9. U.S. Energy Information Administration, Short-Term Energy Outlook, August 2025. – https://www.eia.gov/outlooks/steo/

10. U.S. Energy Information Administration, Short-Term Energy Outlook, January 2026. – URL: https://www.eia.gov/outlooks/steo/pdf/steo_full.pdf

11. Мастепанов А.М. Перспективы развития мировой экономики и ее нефтяного сектора в 2025–2027 гг. в оценках ведущих зарубежных исследовательских центров // Энергетическая политика. – 2025. – № 9 (212). – С. 24–49. – https://doi.org/10.46920/2409-5516_2025_09212_24. – EDN: RBWVCM

12. Oil Market Report – December 2025. – https://www.iea.org/reports/oil-market-report-december-2025

13. Oil Market Report – January 2026. – https://www.iea.org/reports/oil-market-report-january-2026

14. Oil Market Report – February 2026. – https://www.iea.org/reports/oil-market-report-february-2026

15. IEF. Monthly Comparative Analysis. January 2026. – https://www.ief.org/data/comparative-analysis

16. IEF. Monthly Comparative Analysis. February 2026. – https://www.ief.org/data/comparative-analysis

17. Commodity Markets Outlook: October 2025. – https://openknowledge.worldbank.org/server/api/core/bitstreams/c579e19c-83a7-4d94-abda-77e4810b4ea4/content

С возрастанием глубин поисково-разведочных работ на нефть и газ происходит уплотнение пород, изменяется характер строения коллекторов, увеличивается объем карбонатных и кристаллических пород. Строение залежей в плотных отложениях, в первую очередь в образованиях фундамента, характеризуется значительной неоднородностью состава и петрофизических свойств пород, неравномерным распространением разуплотненных пород-коллекторов. В статье приведены результаты обобщения опыта применения и перспективы использования современных методов и видов исследований при изучении строения нефтегазовых залежей в плотных породах, прогноза коллекторов в разрезе кристаллических и карбонатных отложений, оценки их трещиноватости и кавернозности. При решении поставленных задач применялся системный подход к оценке геолого-геофизических материалов. При обработке и интерпретации сейсмических материалов, полученных методом общей глубинной точки 3D, использовалась современная технология «рассеянных волн», позволяющая по повышенным значениям уровня локальной энергии прогнозировать в разрезе зоны разуплотненных пород. С помощью технологии «сейсмических образов» по сейсмическим характеристикам прогнозируется тип ловушки. Применение оптических методов изучения керна (под растровым микроскопом) дает возможность выделять в породе микро- и макротрещины, определять размеры каверн и микротрещин, устанавливать метасоматическую зональность гидротермально измененных пород, т.е. создавать детальную геологическую модель залежи. В ходе совместных исследований ИПНГ РАН, компаний «Роснефть» и «Газпром нефть» при использовании сейсмических методов, анализа керна и материалов ГИС уточнены геологические модели залежей нефти в карбонатных отложениях и намечены перспективные нефтегазоносные объекты.

Список литературы

1. О новом типе коллектора в породах кристаллического фундамента / А.Н. Дмитриевский, Ф.А. Киреев, Р.А. Бочко, Т.А. Федорова // ДАН. – 1990. –

Т. 315. – № 1. – С. 163–165. – EDN: ARQVRB

2. Магматогенно-осадочный формационный комплекс как новый нефтеперспективный объект / А.Н. Дмитриевский, Ф.А. Киреев, Р.А. Бочко [и др.] //

ДАН. – 1992. – Т. 322. – № 2. – С. 347–350. – EDN: FZNELY

3. Шустер В.Л. Кристаллические породы фундамента-перспективный объект для прироста запасов нефти и газа в России // Геология нефти и газа. –

1994. – № 9. – С. 35–38.

4. Шустер В.Л. Нефтегазоносность кристаллического фундамента // Геология нефти и газа. – 1997. – № 8. – С. 17–19.

5. Пат. № 2168187 C1 РФ, МПК G01V 1/00. Способ сейсмической разведки массивных геологических пород / В.Б. Левянт, В.В. Моттль; № 99126255/28: заявл. 10.12.1999: опубл. 27.05.2001. – EDN: ZMXRLN

6. Шустер В.Л., Левянт В.Б., Элланский М.М. Нефтегазоносность фундамента (проблемы поиска и разведки месторождений углеводородов). – М.: Техника. ТУМА ГРУПП, 2003. – 176 с. – EDN: QKEDEH

7. Левянт В.Б., Шустер В.Б. Выделение в фундаменте зон трещиноватых пород методами сейсморазведки 3D // Геология нефти и газа. – 2002. – № 2. –

С. 21–26.

8. Левянт В.Б., Тронов Ю.А., Шустер В.Л. Использование рассеянной компоненты сейсмического поля для дифференциации кристаллического фундамента на коллекторские и монолитные зоны // Геофизика. – 2003. – № 3. – С. 17–26. – EDN: SYMUGJ

9. Опыт использования поля рассеянных сейсмических волн для прогноза трещиноватых зон / Ю.А. Курьянов, В.И. Кузнецов, В.З. Кошкаков,

Ю.М. Смирнов // Технология сейсморазведки. – 2008. – № 1. – С. 25–31. – EDN: NCHQDX

10. Шустер В.Л., Такаев Ю.Г. Мировой опыт изучения нефтегазоносности кристаллического фундамента. Разведочная геофизика: Обзор. – М.: ЗАО «Геоинформмарк», 1997. – 71 с. – EDN: RYSIUR

11. Дмитриевский А.Н., Шустер В.С., Пунанова С.А. Доюрский комплекс Западной Сибири – Новый этаж нефтегазоносности. Проблемы поисков, разведки и освоения месторождений углеводородов. – Саарбрюкен: LAP LAMBERT Academic Publishing, 2012. – 135 с. – EDN: JSPKEH

12. Курышева Н.К. Прогнозирование, картирование залежей нефти и газа в верхней части доюрского комплекса по сейсмологическим данным в Шаимском нефтегазоносном районе и на прилегающих участках: автореф. дисс. канд. геол.-минерал. наук. – Тюмень, 2005. – 22 с. – EDN: NILFTD

13. Шустер В.Л., Пунанова С.А., Курышева Н.К. Новый подход к оценке нефтегазоносности образований фундамента // Материалы международной конференции, посвященной памяти В.Е. Хаина «Современное состояние наук о Земле». – М.: Изд-во геологического факультета МГУ, 2011. – С. 2116–2118.

14. Цимбалюк Ю.А., Шпуров И.В., Матигоров А.А. Мультифокусинг – инновационная технология обработки данных сейсморазведки // Материалы XI Всероссийской научной конференции «Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского бассейна». – Новосибирск: Гео, 2010. – С. 28–32.

15. Шабурова М.Е., Орлов Н.Н. Выделение зон улучшенных фильтрационно-емкостных свойств на примере нефтяного месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Экспозиция Нефть Газ. – 2024. – № 4 (105). – С. 16–21. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-4-16-21. – EDN: TXCLBR

16. Шабурова М.Е., Шустер В.Л. Выделение флюидоупоров и толщ рассеивания по комплексу геолого-геофизических исследований на примере нефтяного месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 3. – С. 26–30. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-3-26-30. – EDN: DJJINW

17. Кутукова Н.М., Шустер В.Л. Современные методы изучения неоднородности строения сложнопостроенных карбонатных резервуаров и эрозионных выступов фундамента // Вестник Московского университета. – Серия 4: Геология. – 2020. – № 6. – С. 88-94. – https://doi.org/10.33623/0579-9406-2020-6-88-94. – EDN: CNZYJG

18. Кутукова Н.М., Волянская В.В., Шустер В.Л. Методика картирования тектонических нарушений по особенностям строения интрузивных тел на примере венд-кембрийских отложений Байкитской антеклизы Сибирской платформы // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 5. – С. 60-66. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-5-60-66. – EDN: GOKCDQ

В настоящее время в России нет технологии по применению волоконно-оптических измерительных систем (ВОИС) для вертикального (ВСП) и непродольного вертикального (НВСП) сейсмического профилирования, поскольку возможности оптоволокна недостаточно исследованы. На текущий момент в ПАО «Татнефть» методом НВСП по новой технологии с применением оптического волокна выполнены исследования в трех скважинах. Параллельно в них же проведено ВСП с электродинамическими приемниками по классической технологии. В ходе геолого-технических мероприятий по итогам увязки полученных данных с результатами геофизических исследований скважин и сейсморазведки подтверждены следующие преимущества использования ВОИС для регистрации сейсмических волновых полей в скважинах: высокая скорость проведения работ за счет одновременной регистрации по всему стволу скважины при одном возбуждении на пункте наблюдения; получение качественных данных ВСП, схожих с результатами, полученными с использованием зонда СК6-823. Были также отмечены и недостатки: параметры соотношения сигнал/шум и коэффициент корреляции привязки данных НВСП, полученных с помощью зонда СК6-823, выше, чем полученных с применением ВОИС; эффективность использования ВОИС для ВСП быстро снижается по мере удаления пункта возбуждения от скважины из-за фундаментальных недостатков линейной антенны, связанных с характеристиками направленности; относительно высокий уровень собственных шумов. Несмотря на различия в волновом отклике среды между ВОИС и геофонами, перспективы использования оптоволоконной системы для ВСП (НВСП) после устранения ключевых недостатков достаточно хорошие.

Список литературы

1. Широкополосная обработка и интерпретация данных вертикального сейсмического профилирования (ВСП) по технологии Сейсморазведки высокой четкости (СВЧ) / А.А. Табаков, Ю.А. Степченков, В.Н. Ференци [и др.] // Сб. материалов 10-й юбилейной науч.-практ. конф. Геонауки: время перемен, время перспектив, Санкт-Петербург, 2023. – М.: ЕАГЕ Геомодель, 2023. – С. 319–322. – EDN: WKEOKD

2. Чугаев А.В., Тарантин М.В. Амплитудно-частотный отклик распределенного акустического сенсора DAS со спиральной намоткой волокна // Горные науки и технологии. – 2023. – Т. 8. – № 1. – С.13–21. – https://doi.org/10.17073/2500-0632-2022-06-10. – EDN: ZPCYDK

3. Чугаев А.В., Кузнецов А.И. Оценка возможностей распределенной оптоволоконной системы регистрации со спиральным волокном при проведении межскважинного сейсмоакустического просвечивания // Приборы и техника эксперимента. – 2023. – № 5. – С. 167–173. – https://doi.org/10.31857/S0032816223050087. – EDN: ZJFDCJ

4. Технология DAS – развенчание заблуждений и перспективы / Д.Р. Харасов, Е.П. Спиридонов, О.Е. Наний [и др.] // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2025. – № 2. – С. 24–33. – EDN: PYEAFT

В статье рассматривается метод активной термометрии как эффективный инструмент для диагностики состояния скважин и экологического мониторинга недр. Актуальность исследования обусловлена тем, что большинство нефтегазовых месторождений и подземных хранилищ газа имеют значительный срок эксплуатации. В связи с этим наблюдается ухудшение технического состояния скважин, что приводит к заколонным перетокам и нарушению герметичности обсадной колонны. Наиболее информативным методом диагностики технического состояния скважин является термометрия, однако она не всегда позволяет точно определить наличие заколонных перетоков. Инновационный метод активной термометрии, основанный на индукционном нагреве металлической обсадной колонны, создает тепловую метку, движение и формирование которой анализируются для выявления заколонных перетоков, негерметичности обсадной колонны и оценки расходных характеристик. По результатам исследований, проведенных с использованием усовершенствованной аппаратуры активной термометрии, включающей распределенные датчики температуры, можно заключить, что анализ скорости, величины и направления движения созданной тепловой метки дают возможность определить не только наличие/отсутствие заколонных перетоков, но и интервалы заколонного движения жидкости, каналы перетока, малые расходы, индивидуальные дебиты для отдельных пластов в многопластовой системе, профиль притока из пласта, особенно в малодебитных скважинах. Полученные данные подтверждают, что активная термометрия значительно повышает информативность диагностики по сравнению с традиционными методами, что имеет важное значение для разработки нефтегазовых месторождений и охраны пресноводных горизонтов.

Список литературы

1. Агадуллин И.И., Игнатьев В.Н., Сухоруков Р.Ю. Экологические аспекты негерметичности заколонного пространства в скважинах различного

назначения // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 4. – С. 82–90. – EDN: PBBPAR

2. Современные технологии геофизических исследований действующих горизонтальных скважин, применяемые на месторождениях РФ / Р.А. Валиуллин, Р.К. Яруллин, Р.Ф. Шарафутдинов, А.А. Садретдинов // Нефть. Газ. Новации. – 2014. – № 2(181). – С. 21-25. – EDN: RZSWFR

3. Оптимизация аппаратно-технологического комплекса промыслово-геофизических исследований действующих горизонтальных скважин / Р.К. Яруллин, А.Р. Яруллин, А.С. Валиуллин [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – № 4(126). – С. 19-28. – https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2020-4-19-28. – EDN: JAWSXY

4. Опыт использования метода активной термометрии при диагностике состояния эксплуатационных скважин / Р.Ф. Шарафутдинов, Р.А. Валиуллин,

В.Я. Федотов [и др.] // Каротажник. – 2010. – Т. 193. – № 4. – С. 5–12. – EDN: MQHYSR

5. Enhancement of Well Productivity Using a Technique of High-Frequency Induction Treatment / R.A. Valiullin, R.F. Sharafutdinov, A.Sh. Ramazanov, A.A. Shilov // SPE-157724-MS. – 2012. – https://doi.org/10.2118/157724-MS. – EDN: RGEYML

6. Исследование теплового поля в скважине при заколонном движении жидкости в процессе индукционного воздействия / Ф.Ф. Давлетшин, А.Ш. Рамазанов, Р.З. Акчурин [и др.] // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 3. – С. 153–164. – https://doi.org/10.18799/24131830/2023/3/3896. – EDN: QESBPB

7. Изучение теплообменных процессов при индукционном нагреве обсадной колонны применительно к определению заколонных перетоков / Ф.Ф. Давлетшин, Д.Ф. Исламов, Т.Р. Хабиров [и др.] // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2023. – Т. 9. – № 1. – С. 60–77. – https://doi.org/10.21684/2411-7978-2023-9-1-60-77. – EDN: FZAFAK

8. Экспериментальное исследование теплового поля в скважине в процессе индукционного воздействия / Д.В. Космылин, Ф.Ф. Давлетшин, Д.Ф. Исламов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2023. – Т. 21. – № 2. – С. 56–64. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2023-2-56-64. – EDN: RDZTUU

9. Использование искусственных тепловых полей в скважинной термометрии / Р.А. Валиуллин, Р.Ф. Шарафутдинов, В.Ю. Сорокань, А.А. Шилов // Каротажник. – 2002. – № 100. – С. 124–137.

10. Пат. 2194160 Российская Федерация, МПК E21B 47/06 (2000.01). Способ активной термометрии действующих скважин (варианты) / Валиуллин Р.А., Шарафутдинов Р.Ф., Рамазанов А.Ш., Дрягин В.В., Адиев Я.Р., Шилов А.А.; патентообладатели Башкирский государственный университет, ООО Научно-производственная фирма «ГеоТЭК»; № 2001102007/03; заявл. 22.01.2001; опубл. 10.12.2002. – EDN: OSNSSH

В статье рассматриваются методологические и практические аспекты построения систем искусственного интеллекта (ИИ), ориентированных на снижение влияния человеческого фактора при формировании базы знаний и интерпретации результатов. Показано, что действующие ГОСТы в области ИИ преимущественно регламентируют технические принципы реализации, оставляя без внимания методологию наполнения базы знаний, что повышает риск ошибки и уязвимость. В качестве альтернативы предлагается концепция объективного интеллекта (ОИ) – подхода, основанного на вводе верифицируемых данных, использовании проверенных закономерностей и формализованных правил. ОИ реализуется через явно сконструированную модель решения задач, включающую блок ввода и валидации данных, базу знаний, механизм логического вывода и блок интерпретации. Практическая реализуемость подхода демонстрируется на примере сертифицированного программного комплекса AutoCorr, применяемого для построения объективных геологических моделей сложнопостроенных нефтегазоносных объектов. Описаны основные этапы работ: автоматическая корреляция разрезов скважин с использованием весовых параметров комплекса методов геофизических исследований скважин (ГИС), контроль качества по оценке невязки корреляции и ее интерактивной корректировке. На примере отложений баженовской свиты Западной Сибири показано выделение возможно продуктивных интервалов, выполнена оценка коэффициента пористости на основе поиска многомерных статистических зависимостей по результатам комплексирования данных ГИС и геохимических исследований керна. Приведенный пример работы ОИ, созданного на базе ПК AutoCorr, применим для ускорения интерпретации и обоснования подсчетных параметров сложнопостроенных нефтематеринских свит на слабоизученных нефтегазоносных объектах.

Список литературы

1. ГОСТ Р 71476-2024 (ИСО/МЭК 22989:2022). Искусственный интеллект. Концепции и терминология искусственного интеллекта. – Введ. 2025-01-01. – Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1310068314

2. Гутман И.С. Корреляция разрезов скважин сложнопостроенных нефтегазоносных объектов и геологическая интерпретация ее результатов. –

М.: ЕСОЭН, 2022. – 336 с.

3. Geochemical Trends Reflecting Hydrocarbon Generation, Migration and Accumulation in Unconventional Reservoirs Based on Pyrolysis Data (on the Example of the Bazhenov Formation) / M. Spasennykh, P. Maglevannaia, E. Kozlova [et al.] // Geosciences. – 2021. – No 11. – Р. 307. – https://doi.org/10.3390/geosciences11080307. –

EDN: XZAVNS

4. Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты, Западная Сибирь) / Е.В. Козлова, Н.П. Фадеева, Г.А. Калмыков [и др.] // Вестник Московского университета. Серия 4. Геология. – 2015. – № 5. – С. 44–53. – EDN: VHIMZL

5. Признаки трудноизвлекаемости запасов нетрадиционных нефтематеринских пород, выявленные в процессе комплексного изучения объектов на этапах разведки и разработки / И.С. Гутман, А.Ю. Батурин, А.А. Обгольц [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 20–25. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-20-25. – EDN: RKUXDI

6. Геохимическая модель нетрадиционного коллектора в палеогеновых отложениях Предкавказья / Е.В. Козлова, Т.Д. Булатов, Е.А. Леушина [и др.] // Геомодель 2022 – 24-ая научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа, 5–8 сентября, 2022, г. Геленджик. – EDN: WIKEVD

Зональный прогноз нефтегазоносности в пределах мезозойского комплекса отложений часто зависит от глубинного строения региона, в пределах которого выделяются крупные тектонические блоки, глубокие прогибы и обрамляющие их поднятия, определяющие природу формирования структур более молодого возраста. В статье рассматривается мезозойский этап образования углеводородных систем (УВС) Баренцево-Карского региона. На основе обобщения результатов глубокого бурения, описания разрезов континентального обрамления, данных сейсморазведки и аналитических исследований керна авторами выполнены сейсмостратиграфический и сейсмофациальный анализы, позволившие реконструировать условия осадконакопления и проследить цикличность строения триасовых, юрских и меловых отложений. Без прогноза обстановок осадконакопления в пределах крупных структурных зон сложно предсказать тип органического вещества (ОВ) в составе потенциальных нефтегазоматеринских толщ (НГМТ). Палеогеографические зоны использованы для распространения свойств элементов УВС в областях отсутствия бурения. Особое внимание уделено НГМТ различных генетических типов. Для мезозойских отложений выполнен полный комплекс геохимических исследований по большинству пробуренных скважин, характеризующих как ОВ, так и сформированные углеводороды. Проанализированы потенциальные резервуары, связанные с песчаными телами дельтового, аллювиального и прибрежно-морского генезиса, а также региональные флюидоупоры — глинистые толщи тоарского, келловейского и верхнеюрского возрастов. Предпринята попытка восстановления крупных источников сноса и основных направлений проградации песчаного материала.

Список литературы

1. Суслова А.А., Ступакова А.В. Палеозойский этап формирования углеводородных систем Баренцево-Карского региона // Нефтяное хозяйство. – 2026. – № 3. – С. 18–24. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2026-3-18-24

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. – Т. 27. – № 2. – С. 74–92. – https://doi.org/10.18599/grs.2025.2.7. – EDN: GJQQIS

3. Обстановки осадконакопления как основа генетической типизации базовых критериев нефтегазоносности / А.В. Ступакова, Н.И. Коробова, А.В. Мордасова [и др.] // Георесурсы. – 2023. – Т. 25. – № 2. – С. 75–88. – https://doi.org/10.18599/grs.2023.2.6. – EDN: TFUCXS

4. Дибнер В.Д. Морфоструктура шельфа Баренцева моря. – Л.: Недра, 1978. – 211 с.

5. Arctic sediment routing during the Triassic – sinking the Arctic Atlantis / A. Gilmullina, T.G. Klausen, A.G. Dore [et al.] // Journal of the Geological Society. – 2023. –

V. 180. – No. 1. – https://doi.org/10.1144/jgs2022-018. – EDN: YZNIMT

6. Эволюция и условия формирования нефтегазоносности Баренцевоморского и Северо-Карского осадочных бассейнов / Т.О. Колесникова, А.В. Мордасова, А.А. Суслова [и др.] // Георесурсы. – 2025. – Т. 27. – № 2. – С. 93–117. – https://doi.org/10.18599/grs.2025.2.8. – EDN: WBDRBL

7. Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза Баренцевоморского бассейна / А.В. Ступакова, Т.А. Кирюхина, А.А. Суслова [и др.] // Георесурсы. – 2015. – № 2 (61). – С. 13–26. – EDN: UAPYZF

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

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

9. Норина Д.А. Строение и нефтегазоматеринский потенциал пермско-триасовых терригенных отложений Баренцевоморского шельфа: дисс. канд. геол.-минерал.наук. – М., 2014. – EDN: SVAZPP

10. Данюшевская А.И. Нефтегазопроизводящие толщи фанерозойских отложений арктических островов // Геохимия. – 1995. – № 10. – С. 1495–1505.

11. Суслова А.А. Сейсмостратиграфический анализ и перспективы нефтегазоносности юрских отложений Баренцевоморского шельфа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2014. – Т. 9. – № 2. – С. 1–19. – EDN: SGTKID

12. Обоснование границ возраста осадочных секвенций мезозоя на шельфе Баренцева моря / В.А. Басов, Т.М. Пчелина, Л.В. Василенко [и др.] // Сб. научных статей «Стратиграфия и палеонтология Российской Арктики». – С.-Пб.: ВНИИОкеаногелогия, 1997. – С. 35–48.

13. Суслова А.А. Нефтегазоносный потенциал юрских отложений Баренцевоморского бассейна. – М.: Недра, 2021. – 197 с.

14. Захаров В.А. Пограничный пермо-триасовый биотический кризис в бореальной биогеографической области // Труды Геологического института. – 2006. – № 580. – С. 72–76. – EDN: YWYZVB

15. Комплексные зональные шкалы юры Сибири и их значение для циркумарктических корреляций / Б.Н. Шурыгин, Б.Л. Никитенко, С.В. Меледина [и др.] // Геология и геофизика. – 2011. – Т. 52 (8). – С. 1051–1074. – EDN: NYJKDF

16. Краснова Е.А. Изотопная геохимия углерода и кислорода для решения задач поисково-разведочных работ на нефть и газ: дисс. докт. геол.-минерал. наук. – М., 2026.

17. Мезозойские нефтегазоматеринские отложения Баренцевоморского нефтегазоносного бассейна / Т.А. Кирюхина, А.В. Ступакова, М.А. Большакова [и др.] // Геология нефти и газа. – 2012. – № 3. – С. 24–35. – EDN: OZEOST

18. Нефтегазоносность арктических морей. Верхнеюрские и нижнемеловые клиноформные комплексы Баренцево-Карского шельфа / А.В. Мордасова,

А.В. Ступакова, А.А. Суслова [и др.] // Neftegaz.RU. – 2019. – № 5. – С. 26–33. – EDN: DMGRSU

Бурение скважин в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции часто сопровождается проходкой интервалов, склонных к обвалообразованиям и катастрофическим поглощениям бурового раствора. Несмотря на успешность работ по ликвидации зон осложнений, последние оказывают негативное влияние на качество ствола и затрудняют спуск обсадных колонн. В АО «Самаранефтегаз» и других обществах Группы ПАО НК «Роснефть» непрерывно выполняется поиск новых технологий для повышения эффективности выполняемых работ. К таким технологиям относится применение хвостовика с возможностью вращения при спуске с последующим цементированием. В статье приведен обзор устройств для разъединения транспортной колонны и хвостовика: резьбовых и безрезьбовых (кулачковых, замковых и штифтовых). Описан принцип их работы и порядок цементирования. В качестве примера рассмотренны геолого-стратиграфический разрез и профиль наклонно направленной скважины Газельного месторождения. Описаны осложнения, возникшие при бурении интервала под хвостовик, включая отсутствие хождения бурильного инструмента без промывки с вращением, сопровождавшееся обильным выносом аргиллита. Кратко рассмотрена сборка и подготовка хвостовика. Указаны технические подробности выполненных операций при спуске хвостовика с вращением, порядок его активации. Представлены графические зависимости веса на крюке, крутящего момента и давления на входе от глубины по стволу в процессе выполнения работ. Приведено описание отделения установочного инструмента от подвески и цементирования хвостовика. Сделан вывод о перспективности применения пакер-подвески хвостовика с возможностью вращения габаритами 168×114 и 146×102 мм.

Список литературы

1. Балагурова Н. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция: характеристика, месторождения и стратегическое значение. – https://fb.ru/article/466974/volgo-uralskaya-neftegazonosnaya-provintsiya-harakteristika-mestorojden...

2. Повышение эффективности прогнозирования зон поглощений в неогеновых и пермских отложениях на месторождениях Самарской области / К.А. Шиповский, В.С. Циркова, М.Е. Коваль [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 5. – С. 52–55. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-5-52-55. –

EDN: EYCQTC

3. Шиповский К.А., Циркова В.С., Коваль М.Е. Прогнозирование и предупреждение поглощений в серпуховском ярусе при бурении скважин на месторождениях Самарской области // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2019. – № 9. – С. 35–39. – https://doi.org/10.30713/0130-3872-2019-9-35-39. – EDN: MVAPTX

4. Повышение эффективности прогнозирования и предупреждения зон полных и катастрофических поглощений бурового раствора в рифовых постройках Камско-Кинельской системы прогибов / К.А. Шиповский, В.С. Циркова, М.Е. Коваль [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 97–101. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-97-101. – EDN: NEUTQE

5. Особенности прогнозирования осложнений в зонах тектонических разломов при бурении скважин на месторождениях Самарской области / К.А. Шиповский, В.С. Циркова, В.Н. Кожин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 10 (646). – С. 20–25. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2022-10(646)-20-25. – EDN: GZRXTR

6. Закономерности территориального распределения зон поглощений бурового раствора и методы их ликвидации на месторождениях Самарской области / К.А. Шиповский, В.С. Циркова, М.Е. Коваль [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – № 6 (235). – С. 62–69. – EDN: BLADIQ

7. Проектирование наклонно-направленного и горизонтального бурения скважин в Самарской области / М.А. Рвалов, М.В. Петров, В.А. Капитонов, Г.Г. Гилаев // Бурение и нефть. – 2022. – № 11. – С. 3–8. – EDN: NVISMU

8. Шиповский, К.А., Капитонов В.А., Коваль М.Е. Классификация зон поглощений на основе закономерностей распределения осложнений по тектоническим элементам Самарской области // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2022. – № 11 (359). – С. 18–22. – https://doi.org/10.33285/0130-3872-2022-11(359)-18-22. – EDN: OLTPAW

9. Капитонов В.А., Федосенко О.В., Юрченко В.В. Рассмотрение факторов, влияющих на устойчивость аргиллитов // Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 10. – С. 22–25. – EDN: ZXKSAD

10. Опыт применения компоновок хвостовиков с возможностью вращения при спуске / Р.А. Микляев, О.П. Объедков, В.С. Аверьянов [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2025. – № 1 (290). – С. 21–24. – EDN: OYIXOD

11. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. Учеб. пособие для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 670 с. –

EDN: YMOFHV

12. Булатов А.И., Савенок О.В. Заканчивание нефтяных и газовых скважин: теория и практика : учебное пособие для студентов вузов. – Краснодар: Просвещение-Юг, 2010. – 542 с. – EDN: TNMIWP

13. Подвеска хвостовика цементируемая защищенная вращаемая ПХЦЗВ. – http://www.zers.ru/catalog/podveski-hvostovikov/podveska-hvostovika-czementiruemaya-zashhishhennaya-...

14. Цементируемые подвески хвостовиков (с вращением при цементаже). – https://aris-ot.ru/production/equipment-for-completion-wells/cementiruemye-podveski-hvostovikov-s-vr...

15. Пакер-подвеска хвостовика гидромеханическая, цементируемая (с вращением) НПКФ-ПХ-ГМЦ-В-10000 PSI (69 МПа). – https://www.npk-filtr.ru/npkf-ph-gmc-v-10000#rec145029960

16. Сычев В.А. Применение специальных тампонажных растворов при цементировании хвостовиков с вращением: выпускная квалификационная работа магистранта. – Томск: Национальный исследовательский Томский политехнический университет, 2023. – http://earchive.tpu.ru/handle/11683/76209

Данная статья является обобщающей в цикле статей, посвященных поиску оптимальных решений по разработке коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами на примере Эргинского лицензионного участка (ЛУ), который является полигоном опытно-промышленных работ (ОПР) по повышению эффективности добычи трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). Разворот фонда горизонтальных скважин (ГС) поперек направления распространения максимального регионального напряжения для развития поперечных протяженных трещин оказался эффективнее базовой системы разработки ГС с продольными трещинами многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) для коллекторов с низкой проницаемостью. На основе геомеханического моделирования и уточнения геометрии трещины в симуляторе ГРП была определена стратегия проведения ОПР с применением различных дизайнов ГРП (шесть разновидностей дизайна ГРП на первом этапе). По результатам ОПР высокотехнологичные скважины с увеличением доли низковязких жидкостей в общем объеме жидкости разрыва показали увеличение продуктивности и накопленной добычи по сравнению со стандартным большеобъемным ГРП с высоковязким сшитым гуарово-боратным гелем. Отмечается перспективность применения только низковязких жидкостей с альтернативным графиком закачки со сниженной массой проппанта и увеличенным объемом жидкости. Статья описывает результаты изменения системы разработки для повышения ее рентабельности для объектов, содержащих ТРИЗ. Изучено влияние разворота сетки ГС, применения различных дизайнов ГРП и увеличения числа его стадий на рост накопленной добычи и продуктивности скважин, приведены результаты исследований интерференции поперечных трещин и микросейсмического мониторинга МГРП.

Список литературы

1. Выбор стратегии разработки месторождения с трудноизвлекаемыми запасами на стадии освоения / И.И. Родионова, М.А. Шабалин, Д.Ю. Капишев

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 132–135. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-132-135. – EDN: SDOYNJ

2. Без ТрИЗ не обойтись. – 2023. – https://www.cdu.ru/tek_russia/issue/2023/12/1212/

3. Trends in the North American frac industry: Invention through the shale revolution / L. Weijers, C. Wright, M. Mayerhofer [et al.] // SPE-194345-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/194345-MS

4. Twelve years and twelve thousand multi-stage horizontal wells in the Bakken – How is industry continuing to increase the cumulative production per well? /

C.M. Pearson [et al.] // Proceedings of SPE International Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition, Muscat, Oman, October 2018. – https://doi.org/10.2118/191455-18IHFT-MS

5. Managed pressure flowback in unconventional reservoirs: a Permian basin case study / D. Tompkins, R. Sieker, D. Koseluk, H. Cartaya // Proceedings of the 4th Unconventional Resources Technology Conference. – 2016. – https://doi.org/10.15530/urtec-2016-2461207

6. Закревский К.Е., Нассонов Н.В. Геологическое моделирование клиноформ неокома Западной Сибири. – Тверь: ГЕРС, 2012. – 80 с. – EDN: MXXBQT

7. Выбор оптимальной системы разработки сверхнизкопроницаемых коллекторов на примере Эргинского лицензионного участка Приобского месторождения / Д.Ю. Капишев, М.Р. Рахимов, А.А. Мироненко [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 7. – С. 62–65. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-7-62-65. – EDN: BUOVFG

8. 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

9. Инновационные дизайны ГРП и рекомендации по выводу скважин на режим в условиях сверхнизкопроницаемых коллекторов на примере Эргинского ЛУ Приобского месторождения / А.М. Садыков, Д.Ю. Капишев, С.А. Ерастов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 7. – С. 80–85. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-7-80-85. – EDN: FIBWZR

10. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ No. 2019660105 «Программный комплекс для 1D геомеханического моделирования устойчивости ствола скважины (ПК «РН-СИГМА 2018»)» / А.Р. Давлетова, С.Р. Кнутова, А.И. Федоров [и др.]. – № 2019615005; заявл. 07.05.2019; опубл. 30.07.2019.

11. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ No. 2017611238 «РН-ГРИД» / О.С. Борщук, А.В. Пестриков, Д.Е. Соловьев. –

№ 2016663142; завл. 01.12.2016; опубл. 01.02.2017.

12. Выбор режима работы горизонтальных скважин с большеобъемным многостадийным гидроразрывом пласта на залежах с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Д.Ю. Капишев, И.И. Родионова, А.М. Садыков [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 7. – C. 84–89. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-7-84-89. – EDN: FUAJGB

13. 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. – C. 44–49. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2024-5-44-49. – EDN: TNLBPS

В статье рассмотрен подход к адаптации технологии большеобъемных ремонтно-изоляционных работ (БРИР), решающей проблему конусообразования подошвенной воды в массивных карбонатных нефтяных пластах, к новым скважинам. Технология заключается в создании гелевого изолирующего экрана, ограничивающего приток подстилающей воды и снижающего преждевременный рост обводненности продукции. Безопасное с точки зрения требований к технологии проведения работ расстояние для установки пакера под закачку изоляционной композиции должно быть не менее 8 м по стволу скважины. В 2023-2025 гг. в компании была реализована программа оптимизированной технологии предупредительных БРИР: закачка изоляционного состава проводилась при освоении новых скважин до вскрытия будущего целевого интервала перфорации пласта. В результате удалось создать изолирующий экран в скважинах, где минимальное расстояние между специальными отверстиями и основным интервалом перфорации составляло 4,5 м. В 2020-2025 гг. на месторождениях ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО» проведено 50 операций, обеспечивших более 465 тыс. т дополнительной добычи нефти. В статье подробно описана последовательность водоизоляционных работ на примере одной из скважин Западно-Хоседаюского месторождения. Сравнивается эффективность большеобъемных и классических (малообъемных) технологий РИР. Отмечено, что технология БРИР способна не только улучшать показатели добычи нефти и уменьшать обводненность единичных скважин, но и увеличивать извлекаемые запасы в масштабе целого месторождения, что делает ее перспективным комплексным решением для разработки массивных карбонатных залежей с наличием активной подошвенной воды.

Список литературы

1. Кубрак М.Г. Опыт применения ремонтно-изоляционных работ на Самотлорском месторождении // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 2. С. 82–94. –

EDN: OPBTAZ

2. Повышение эффективности большеобъемных ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах с применением термотропных гелеобразующих составов / М.Г. Кубрак, Р.В. Сапельченко, А.Н. Степанов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 5. – С. 99–102. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-5-99-102. – EDN: VOTGUK

3. Оценка возможностей применения гелей на основе солей алюминия для регулирования фильтрационных потоков в карбонатных коллекторах / С.В. Макаршин, Т.С. Рогова, Ю.А. Егоров [и др.] // Тр. ин-та / ВНИИнефть. – 2016. – Вып. 155. – С. 22–36. – EDN: YGQGTD

4. Evaluation of field trials of an in-situ gel-forming chemical system for water shut-off in production wells at the West-Khosedayu field and it’s application potential in Vietnam / Nguyen Tri Dung, Pham Khac Dat, Ponomarenko D.M. [et al.] // DauKhi. – 2025. – № 1. – С. 12–21. – https://doi.org/10.47800/PVSI.2025.01-02

5. Степанов А.Н., Зощенко О.Н., Пономаренко Д.М. Результаты опытно-промышленных работ по применению термогелирующихся составов для борьбы с конусообразованием // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2025. – Т. 10. – № 1. – С. 83–89. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2025-10-1-83-89. – EDN: MXYCMK

6. Степанов А.Н., Фурсов Г.А., Пономаренко Д.М. Большеобъемные ремонтно-изоляционные работы как эффективный способ борьбы с конусообразованием // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2023. – Т. 8. – № 2. – С. 105–111. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2023-8-2-105-111. – EDN: BEHREG

7. Фурсов Г.А., Пономаренко Д.М., Кубрак М.Г. Опыт проведения ремонтно-изоляционных работ на месторождениях Центрально-Хорейверского поднятия с применением различных изолирующих гелеобразующих составов // В сб.: Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений. – М.: ООО «Национальное агентство поддержки и развития», 2017. – С. 75–87. – EDN: YQXAMJ

8. Development of approach to modelling complex structure carbonate reservoirs using example of the central Khoreyver Uplift fields / E.V. Yudin, R.D. Bagmanov,

M.M. Khairullin [et al.] // SPE-187811-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/187811-MS. – EDN: UWLVKW

Гидроудар (хаммер-эффект) – колебания устьевого и забойного давления, возникающие после остановки насосов или резкого изменения скорости течения жидкости в стволе скважины в процессе гидравлического разрыва пласта (ГРП). Анализ гидроудара при ГРП обычно используется для качественной оценки связи скважины с трещиной, локализации положения интервала развития трещины, а также для возможности оценки геометрии и механических свойств трещины. Целью данной работы является моделирование гидроудара как акустических колебаний в стволе для анализа фактических данных давления, в частности, анализа применимости методики оценки потерь давления на трение в НКТ и в интервале перфорации по фактическим значениям давления гидроудара в процессе ГРП. В работе показано, как по высокочастотным фактическим значениям давления первой отрицательной фазы гидроудара на практике определять скорость распространения волны гидроудара, расстояние от устья до трещины и потери давления на трение в трубе и интервале перфорации. Представлена реализация методики в симуляторе ГРП «РН-ГРИД». Приведенные результаты апробации методики на реальных закачках показывают, что в тех случаях, когда насосы останавливались достаточно быстро для формирования четких фронтов волн гидроудара, полученные значения коэффициента гидравлического трения хорошо согласуются с фактическими данными. В работе также приведены ограничения предложенной методики и проблемы анализа данных гидроудара в целом, а также рассмотрены перспективы оценки с ее помощью забойного давления в процессе закачки в режиме реального времени.

Список литературы

1. Жуковский Н.Е. О гидравлическом ударе в водопроводных трубах // Собрание сочинений: в 7 томах. Т.3: Гидравлика. Прикладная механика. – М.-Л.: Гостехиздат, 1949. – С. 7–152.

2. Patzek T.W., Silin D.B. Lossy transmission line model of hydrofractured well dynamics // SPE-46195-MS. – 1998. – https://doi.org/10.2118/46195-MS

3. A review of water hammer theory and practice / M.S. Ghidaoui, M. Zhao, D.A. McInnis, D.H. Axworthy // Applied Mechanics Reviews. – 2005. – No. 58 (1). –

P. 49–76. – https://doi.org/10.1115/1.1828037

4. Wang X., Hovem K., Quan Y. Water hammer effects on water injection well performance and longevity // SPE-112282-MS. – 2008. –

https://doi.org/10.2118/112282-MS

5. Ляпидевский В.Ю., Неверов В.В., Кривцов А.М. Математическая модель гидроудара в вертикальной скважине // Сибирские электронные математические известия. – 2018. – Т. 15. – С. 1687–1696. – https://doi.org/10.33048/semi.2018.15.140. – EDN: YXSPBB

6. Carey M.A., Mondal S., Sharma M.M. Analysis of water hammer signatures for fracture diagnostics // SPE-174866-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/174866-MS

7. Ильясов А.М. Новый подход к определению геометрических размеров трещины гидроразрыва пласта // Труды Института механики им. Р.Р. Мавлютова УНЦ РАН. – 2017. – Т. 12. – № 1. – С. 126–134. – https://doi.org/10.21662/uim2017.1.018. – EDN: ZXMJYL

8. К оценке геометрических параметров трещины гидроразрыва пласта / В.А. Байков, Г.Т. Булгакова, А.М. Ильясов, Д.В. Кашапов // Механика жидкости и газа. – 2018. – № 5. – С. 64–75. – https://doi.org/10.31857/S056852810001790-0. – EDN: YNQJYT

9. Шагапов В.Ш., Башмаков Р.А., Чиглинцева А.С. Затухающие собственные колебания жидкости в скважине, сообщающейся с пластом // Прикладная механика и техническая физика. – 2020. – Т. 61. –№ 4. – С. 136–146. – https://doi.org/10.15372/PMTF20200401. – EDN: SYVRJT

10. Dunham E.M., Zhang J., Moos D. Constraints on pipe friction and perforation cluster efficiency from water hammer analysis // SPE-212337-MS. – 2023. – https://doi.org/10.2118/212337-MS

11. Dunham E.M. Building well and fluid-specific pipe friction curves, monitoring perforation cluster efficiency during stimulation, and measuring near-wellbore tortuosity using acoustic friction analysis // Proceedings of Unconventional Resources Technology Conference (URTeC). – 2024. – https://doi.org/10.15530/urtec-2024-4044718

12. McFall R., De La Garza J., Khan M. Using real-time acoustic friction analysis for completions design evaluation // Proceedings of the 2025 Unconventional Resources Technology Conference. – 2025. – https://doi.org/10.15530/urtec-2025-4264923

13. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта «РН-ГРИД»: от программной реализации к промышленному внедрению / А.А. Ахтямов, Г.А. Макеев, К.Н. Байдюков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 5. – С. 94–97. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-5-94-97. – EDN: XNSWYH

14. Макеев Г.А., Фаттахова А.Ф. Анализ трений в НКТ при ГРП по данным устьевого и забойного манометра // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2024. – № 9 (1). – С. 95–105. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2024-9-1-95-105. – EDN: XDLWPK

15. Макеев Г.А. Определение гидравлического трения жидкости по фактическим данным давления гидроудара // СИИТ. – 2026. – Т. 8. – № 2 (26). –

С. 57–72. – https://doi.org/10.54708/SIIT-2026-no2-p57. – EDN: VIFEIR

16. Rouleau W.T. Pressure surges in long pipelines carrying viscous liquids // Journal of Basic Engineering. – 1960. – V. 82. – No. 4. – P. 915–920. – https://doi.org/10.1115/1.3662800

Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья 2019 г. предусматривают необходимость отключения скважин при достижении хотя бы одного из следующих показателей: масссовая обводненность – 98 %, дебит нефти – 0,5 т/сут, газовый фактор – 2500 м3/т. Данные критерии остановки скважин едины для всех месторождений. В то же время при более детальном рассмотрении вопроса можно сделать вывод, что эти граничные показатели должны быть конкретизированы для различных геологических условий. На примере 25 месторождений крупной нефтяной компании ХМАО-Югры выполнена дифференциация критериев отключения скважин высокообводненного фонда в зависимости от системы налогообложения и уровня затрат предприятия в сравнении с величиной налога на добычу полезных ископаемых. Показано, что высокопродуктивные добывающие скважины на нефтяных залежах Западной Сибири рентабельно эксплуатировать даже после достижения обводненности 98 %, поддерживая по ним высокие дебиты жидкости. Представленный в данной работе подход к обоснованию предельных рентабельных технологических показателей эксплуатации скважин может быть использован при анализе разработки месторождений и на этапе проектирования с целью обоснования коэффициентов извлечения нефти.

Список литературы

1. Якунин И.А., Воронина А.И. О числе проб для установления текущей обводненности продукции скважин пласта Б1 Жирновской площади // Нефтепромысловое дело. – 1972. – № 5. – С. 35–37.

2. О числе проб для определения месячной обводненности продукции добывающих скважин / Э.Л. Лейбин, Н.Н. Червяков, А.С. Высочинский

[и др.] // Нефтепромысловое дело. – 1981. – № 10. – С. 15–17.

3. Влияние новой методики измерения обводненности на разработку Самотлорского месторождения / Д.В. Емельянов, Р.Р. Хазигалеев, И.Ф. Шарипов

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 11. – С. 26–30. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-11-26-30. – EDN: VOVGDL

4. Автоматизация анализа нефтепромысловых замеров / Р.Н. Асмандияров, А.Е. Кладов, А.А. Лубнин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 58–61. – EDN: NVASTX

5. Сердюков О.Л. Оптимизация учета и отбора проб скважинной продукции / Материалы XV юбилейной конференции молодых специалистов, работающих в организациях, осуществляющих деятельность, связанную с использованием участков недр на территории ХМАО-Югры, Ханты-Мансийск, 19–22 мая 2015. – Ханты-Мансийск, 2015. – С. 197–200.

6. Белов В.Г., Иванов В.А., Соловьев В.Я. Измерение обводненности продукции нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 4. – С. 111–113. –

EDN: OYHNWJ

7. Новое техническое средство для определения содержания воды, нефти и газа в продукции скважин / В.И. Чудин, В.А. Ануфриев, Л.А. Шуваева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 1. – С. 86–88. – EDN: OYNKHB

8. Повышение точности замеров обводненности продукции нефтяных скважин / Ф.Д. Шайдуллин, И.М. Назмиев, И.З. Денисламов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2005. – № 5. – С. 29–31.

9. Бобылев О.А. Определение обводненности скважин при их периодической эксплуатации // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 6. – С. 122–123. –

EDN: JXJWQF

10. Повышение эффективности определения добывающих скважин / В.С. Воронков, А.А. Галимов, Д.Ю. Самойлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 43–45. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-43-45. – EDN: INIDNY

11. Алгоритм автоматизации экспертного усреднения обводненности при добыче нефти / Д.Ю. Власов, А.А. Алексеева, А.В. Сюндюков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 12. – С. 58–62. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-12-58-63. – EDN: ASVFHG

12. Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья приказ Минприроды России N 639 от 20.09.2019 г.

(Зарегистрировано в Минюсте России N 56103 02.10.2019 г.) – https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_334817/

Статья посвящена созданию модели на основе нейронной сети с целью предиктивной оценки потенциально перспективных участков месторождений и эффективного вовлечения в разработку остаточных запасов нефти. В качестве объекта исследования выбран участок недр, представленный тремя месторождениями со степенью выработанности запасов нефти около 80 %. Кроме того, на объекте в течение длительного периода времени фиксируется значительное снижение объема годовой добычи нефти. В качестве исходных данных приняты характеристики основного объекта разработки по 2000 скважин. Уникальность подхода заключается в добавлении временной динамики (отработанное накопленное время работы скважины) к статическим параметрам (эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, коэффициенты песчанистости, пористости, нефтегазонасыщенности), что позволяет моделировать темпы отборов нефти с графическим описанием данных. Выявлена наилучшая конфигурация сети – многослойный персептрон с шестью узлами в промежуточном слое. Выполнен предиктивный анализ 14 участков, выделенных в рамках работ по поиску перспективных зон для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ). Получены результаты прогноза темпов отбора нефти и добычных характеристик будущих типовых скважин. Обученные нейросетевые модели сохранены и могут быть использованы на любом участке месторождений при наличии всего нескольких значений переменных. Таким образом, решена задача предиктивной оценки и выявления перспективных зон, выполнено ранжирование участков, подтверждена эффективность интеграции нейросетевого моделирования в практику планирования ГТМ.

Список литературы

1. Boyd D., Crawford K. Six provocations for Big Data // SSRN Electronic Journal. – 2011. – V. 123. – No. 1. – http://doi.org/10.2139/ssrn.1926431

2. Siegel E. Liftoff: The basics of predictive model deployment // Predictive Analytics World. – 2021. – https://www.predictiveanalyticsworld.com/blog/liftoff-the-basics-of-predictive-model-deployment/

3. Методы Data Mining как система поддержки принятия решений в условиях ограничения данных / В.А. Маркин, Л.В. Маркина, В.Р. Байрамов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 5. – С. 138–142. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-5-138-142. – EDN: RMNYCY

4. Интеллектуальный анализ данных как метод обнаружения знаний в области разработки месторождений / В.А. Маркин, Л.В. Маркина, В.Р. Байрамов

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 5. – С. 132–136. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-5-132-136. – EDN: KWGWBV

5. Nisbet R., Miner G., Yale K. Handbook of statistical analysis and data mining applications. – Oxford, UK: Elsevier Inc., 2018.

Коэффициент восстановления проницаемости пористой среды продуктивного коллектора на границе с трещиной, образованной после проведения гидроразрыва пласта (ГРП), является одним из важнейших параметров, определяющих его эффективность. Поэтому в процессе лабораторных исследований для экспериментальной оценки величины данного параметра в конкретных пластовых условиях при применении определенной жидкости гидроразрыва особая роль отводится методике выполнения тестового эксперимента. Анализ различных экспериментальных методов показывает, что стандартные лабораторные исследования с использованием ячейки проводимости не дают возможности непосредственно получить значение данного параметра. Использование моделей пластов со смесью песка и глины с заданной проницаемостью и имитацией гидравлической трещины ГРП позволяет выполнять сравнительные эксперименты по исследованию эффективности различных жидкостей ГРП с хорошей воспроизводимостью результатов за счет особенностей структуры пористой среды. Однако использование в качестве пористой среды составных моделей из образцов керна или одного образца керна именно того участка продуктивного коллектора, где предполагается выполнение ГРП, в значительной мере уточняет получаемый результат. Следует отметить, что для каждой экспериментальной методики существуют присущие ей ограничения и преимущества. В статье предложена методика проведения экспериментов с использованием единичного образца керна, обоснованием параметров закачки жидкости ГРП, а также условий моделирования процесса освоения скважины после воздействия жидкости ГРП на пористую среду при выполнении исследований в лабораторных условиях.

Список литературы

1. ISO 13503-5:2006. Нефтяная и газовая промышленность. Растворы и материалы для вскрытия продуктивного пласта. Ч. 5. Методы измерения долгосрочной проводимости расклинивающих наполнителей

2. МР-ИСМ-03-ОЛФИ-058-2013. Метод измерений проницаемости и проводимости расклинивающих наполнителей (проппантов) на реальном керне в моделируемых пластовых условиях.

3. Физическое моделирование процессов интенсификации добычи из низкопроницаемых карбонатных коллекторов / М.В. Чертенков, А.А. Алероев, И.Б. Иванишин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 90–92. – EDN: UXQXMP

4. Губанов В.Б., Магадова Л.А., Малкин Д.Н. Экспресс-методика лабораторного определения коэффициента восстановления проницаемости коллектора в результате воздействия жидкости ГРП // Nafta-Gaz. – 2017. – № 4. – С. 236–241.

5. Лабораторно-измерительный комплекс для исследования нефтевытеснения: руководство по эксплуатации. Модель CFS 700 / Vinci Technologies. – Нантер, 2015.

6. ISO 13503-4:2006. Нефтяная и газовая промышленность. Технологические жидкости и материалы для вскрытия пласта. Ч. 4. Методика измерения фильтрации жидкости для гидроразрыва пласта и гравийной набивки в статических условиях.

Паротепловые технологии широко применяются при освоении месторождений высоко- и сверхвязкой нефти. В статье исследуются возможности рационального использования энергии, вводимой в пласт при закачке перегретого пара. Например, применение внутрипластовых катализаторов на основе переходных металлов позволяет повысить степень облагораживания нефти непосредственно в пласте и повысить ее подвижность. Это приводит к увеличению нефтеотдачи пласта. Новым подходом к внутрипластовому облагораживанию нефти является использование реагентов, разрушающих агрегаты асфальтенов. При этом облегчается доступ к относительно слабым связям углерод - гетероатом в структуре смолисто-асфальтеновых веществ. В гидротермальных условиях, создаваемых в пласте при паротепловой обработке, разъединенные молекулы асфальтенов в большей степени подвергаются деструкции. В работе исследовано влияние термостабильного ПАВ-пептизатора на физико-химические свойства высоковязкой нефти Аксеновского месторождения в условиях опытно-промысловых испытаний. Образцы нефти были отобраны спустя 4 мес после закачки реагента в течение 4 недель. Проведены исследования реологических свойств нефти, группового состава (SARA), а также проанализирован ряд характеристик асфальтенов. Для изучения природы межмолекулярных взаимодействий асфальтеновых структур выполнены квантово-химические расчеты, включая анализ поверхности Хиршфельда, что позволило определить потенциальные центры межмолекулярных взаимодействий и объяснить склонность асфальтенов к агрегированию. Полученные промысловые результаты подтверждают, что действие ПАВ-пептизатора (ТУ 20.59.59-003-02066730-2025) приводит к диспергированию асфальтеновых агрегатов, повышению подвижности нефти в пластовых условиях и увеличению нефтеотдачи.

Список литературы

1. Ганеева Ю.М., Юсупова Т.Н., Романова Г.В. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, влияние на свойства нефтяных систем //

Успехи химии. – 2011. – Т.80. – Вып. 10. – С. 1034–1050. – EDN: OFYDIP

2. Peroxide oxidative desulfurization of crude petroleum in the presence of fatty acids / R.A. Fedorov, A.V. Akopyan, A.V. Anisimov, E.A. Karakhanov // International Journal of Biology and Chemistry. – 2018. – V. 11. – No. 2. – P. 173–178. – https://doi.org/10.26577/ijbch-2018-2-337

3. Non-ionic surfactant influence on peptization of asphaltene agglomerates in heavy oil under hydrothermal conditions in the Na-Fe3O4 catalyst presence / Т. Kholmurodov, A.V. Vakhin, O. Mirzaev [et al.] // Fuel. – 2025. – V. 393. – Р. 134966. – https://doi.org/10.1016/j.fuel.2025.134966. – EDN: JWZQHT

4. Явление пептизации асфальтенов для повышения эффективности паротепловых методов разработки месторождений тяжелой нефти / Т.А. Холмуродов, О.О. Мирзаев, А.В. Вахин [et al.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 7. – С. 109–112. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-7-109-112. –

EDN: HTYUVB

5. Mechanism of surfactant peptization in the process hydrocatalytic degradation of asphaltenes in heavy oils / T. Kholmurodov, A. Tajik, Y. Galyametdinov [et al.] // Fuel. – 2025. – V. 381. – P. 133490. – https://doi.org/10.1016/j.fuel.2024.133490. – EDN: DHQLN6

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

7. Каталитическое гидрирование диоксида углерода в пласте при освоении месторождений высоковязкой нефти / А.Н. Проценко, С.Я. Маланий, Е.А. Бакуменко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – С. 114–117. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-12-114-117. – EDN: CBPYSN

8. Пат. № 2794400. Композиция для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов и способ ее получения / Т.А. Холмуродов,

А.В. Вахин, С.А. Ситнов, О.О. Мирзаев; патентообладатель Казанский (Приволжский) федеральный университет; № 2022125647; заявл. 30.09.2022; опубл. 17.04.2023. – EDN: NKXENZ

9. Catalytic aquathermolysis for altering the rheology of asphaltic crude oil using ionic liquid modified magnetic MWCNT / M.A. Betiha, A.E. Elmetwally, A.M. Al-Sabagh, T. Mahmoud // Energy and Fuels. – 2020. – V. 34 (9). – Р. 11353–11364. – https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.0c02062. – EDN: DIKHBV

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

11. Hydrothermal In-Reservoir Upgrading of Heavy Oil in the Presence of Non-Ionic Surfactants / T.A. Kholmurodov, F.A. Aliev, O.O. Mirzaev [et al.] // Processes. – 2022. – V. 10. – No. 11. – P. 2176. – https://doi.org/10.3390/pr10112176. – EDN: FNTECI

12. Thermochemical upgrading of heavy crude oil in reservoir conditions / T.A. Kholmurodov, O.O. Mirzaev, B. Affane [et al.] // Processes. – 2023. – V. 11. – No. 7. –

P. 2156. – https://doi.org/10.3390/pr11072156

13. Synthesis and properties evaluation of novel Gemini surfactant with temperature tolerance and salt resistance for heavy oil / Y. Wang, Q. Wang, D. Yang,

T. Hu [et al.] // Journal of Molecular Liquids. – 2023. – V. 382. – P. 121851. – https://doi.org/10.1016/j.molliq.2023.121851. – EDN: UNKYO3

14. Catalytic Conversion of Oil in Model and Natural Reservoir Rocks / E.S. Okhotnikova, E.E. Barskaya, Y.M. Ganeeva [et al.] //Processes. – 2023. – V. 11. – No. 8. –

P. 2380. – https://doi.org/10.3390/pr11082380. – EDN: XOOZCT

15. Experimental insights into catalytic conversion of carbon dioxide during in-reservoir hydrothermal upgrading of heavy oil / F. Aliev, O. Mirzayev, T. Kholmurodov

[et al.] // Fuel. – 2025. – V. 396. – P. 135326. – https://doi.org/10.1016/j.fuel.2025.135326. – EDN: NNBTBA

Эффективное управление разработкой нефтяных месторождений с применением систем поддержания пластового давления (ППД) требует точной оценки фильтрационных связей между нагнетательными и добывающими скважинами. В статье представлен метод определения коэффициентов взаимовлияния скважин с использованием графовых нейронных сетей с механизмом внимания (Graph Attention Network, GAT). В основе метода система скважин формализуется как ориентированный граф, где узлы – это скважины с их технологическими показателями, а ребра – потенциальные связи. Модель GAT обучается не на прямое вычисление коэффициента влияния, а на прогнозирование технологического параметра в добывающих скважинах по историческим данным (дебиты, давления, обводненность, расстояние между скважинами). Ключевое преимущество подхода заключается в том, что искомые коэффициенты взаимовлияния извлекаются из внутренних весов механизма внимания модели, отражающих вклад каждой нагнетательной скважины в изменение давления в конкретной добывающей. Multi-head архитектура позволяет модели параллельно анализировать как гидродинамические, так и пространственные факторы. Эксперименты проводились поэтапно: на первом этапе модель была обучена и валидирована на синтетических данных из гидродинамической модели, на втором - метод успешно апробирован на реальных данных по бобриковским отложениям Ромашкинского месторождения. Разработанный метод предоставляет инструмент для получения физически интерпретируемых оценок взаимовлияния скважин непосредственно из исторических промысловых данных. Это открывает возможности для создания систем интеллектуального мониторинга и адаптивной оптимизации режимов заводнения, что в конечном счете способствует повышению эффективности разработки нефтяных месторождений.

Список литературы

1. Dynamic interwell connectivity analysis of multi-layer waterflooding reservoirs based on an improved graph neural network / Zhao-Qin Huang, Zhao-Xu Wang, Hui-Fang Hu [et al.] // Petroleum Science. – 2024. – V. 21. – No. 2. – P. 1062–1080. – https://doi.org/10.1016/j.petsci.2023.11.008

2. A new method for quantitative description of dominant channels in high water-cut stage / Cunliang Chen, Wei Zhang, Baolin Yue, Bin Liu// Improved Oil and Gas Recovery. – 2022. – V. 7. – 7 p. – https://doi.org/10.14800/IOGR.1212. – EDN: OONZPE

3. Graph neural networks and hybrid optimization for water-flooding regulation / Bo Li, Hui Zhao, Botao Liu [et al.] // Physics of Fluids. – 2025. – V. 37 (8). –

P. 086609. – https://doi.org/10.1063/5.0268372. – EDN: NYCOYX

4. Novel Techniques Show Links between Reservoir Flow Directionality, Earth Stress, Fault Structure and Geomechanical Changes in Mature Waterfloods / К.J. Heffer, R.J. Fox, C.A. McGill, N.C. Koutsabeloulis // SPE Journal. – 1997. – V. 2. – P. 91–98. – https://doi.org/10.2118/30711-PA

5. Гайсин А.А., Низаев Р.Х. Комплексный подход к моделированию взаимовлияния скважин с использованием физически обоснованных графовых нейронных сетей // Нефтяная провинция. – 2025. – № 4. – С. 251–265. – https://doi.org/10.25689/NP.2025.4.251-265. – EDN: ZWSOOR

6. Senin P. Dynamic time warping algorithm review. – Information and Computer Science Department University of Hawaii at Manoa Honolulu, USA. – 2008. –

V. 855 (1–23). – P. 40.

7. РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений / В.Ф. Антропов, С.Г. Вольпин, М.М. Ермакова [и др.]. – М.: ФГУ «Экспертнефтегаз», 2002. – 76 с.

8. Гайсин А.А., Исроилов Н.К. Гилязов А.Х. Расчет пластового давления в добывающих скважинах при помощи методов машинного обучения // Нефтяная провинция. – 2024. – № 3. – С. 123–136. – https://doi.org/10.25689/NP.2024.3.123-136. – EDN: LOBMLY

В статье рассмотрен практический опыт отдела информационных технологий ООО «Тюменьнефтегазпроект» по развитию и сопровождению системы управления технической документацией (TDMS). Актуальность работы обусловлена необходимостью адаптации проектных институтов к растущим требованиям нефтегазовых компаний к срокам, форматам и структуре проектной документации в условиях цифровизации отрасли. Целью исследования являлось преобразование TDMS из пассивного файлового хранилища в активный инструмент управления проектной документацией. В ходе работы реализованы три ключевых направления: первое — техническая адаптация и программирование системы под специфику проектных процессов с использованием VBScript для автоматизации контроля комплектности и соответствия чертежей стандартам заказчиков; второе — создание интеграционного слоя на базе C# и F#, обеспечивающего двусторонний обмен данными между TDMS, AutoCAD и MS Office; третье — аналитика и оптимизация маршрутов согласования проектной документации. Особое внимание уделено формализации требований заказчиков и организации внешнего взаимодействия через облачную платформу Easla.com. Практическая значимость работы подтверждается достигнутыми результатами: сокращение времени контрольной проверки чертежей на 67 %, увеличение скорости обработки пакетов проектной документации на 35 %, снижение числа ошибок, связанных с человеческим фактором, на 80 %, а также сокращение среднего времени согласования документов на 30 %. Полученные результаты демонстрируют, что целенаправленное развитие legacy-системы является экономически обоснованной альтернативой внедрению новых дорогостоящих платформ и позволяет проектному институту формировать конкурентные преимущества на рынке проектных услуг нефтегазовой отрасли.

Список литературы

1. Новые инструменты ПАО «НК «Роснефть» для повышения эффективности проектирования: мониторинг производственной деятельности институтов / Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов, А.В. Выходцев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 5. – С. 127–132. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-5-127-132. – EDN: XPGWSM

2. Голицына Т.Д. Интеграция систем управления данными об изделии и систем автоматизированного проектирования: от частных решений к глобальной стратегии // Известия высших учебных заведений. Приборостроение. – 2009. – Т. 52. – № 3. – С. 42–46. – EDN: KAIZWT

3. Хаммер М., Чампи Дж. Реинжиниринг корпорации: Манифест революции в бизнесе / Пер. с англ. – СПб.: Изд-во Санкт-Петербургского университета, 1997. – 332 с.

4. ГОСТ Р 21.101-2020. Система проектной документации для строительства. Основные требования к проектной и рабочей документации. – М.: Стандартинформ, 2020. – 64 с.

В статье рассматривается применение новых методов диагностирования и мониторинга технического состояния резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов. Показано, что действующая в Российской Федерации система технического диагностирования резервуаров, несмотря на свою проработанность и высокую эффективность применяемых методов диагностирования, не всегда способна своевременно выявить новые и быстроразвивающиеся дефекты из-за периодического характера реализации. При этом применяемые сегодня системы мониторинга технического состояния резервуаров требуют значительных затрат. Проведен сравнительный анализ наиболее эффективных и распространенных методов диагностирования резервуаров. Отмечено, что требования к данным методам контроля ограничивают возможность их применения. Авторами предложено рассмотреть в качестве инструмента для мониторинга технического состояния резервуаров беспилотные летательные аппараты (БПЛА) с камерами для инфракрасной (гиперспектральной) съемки. Показано, что современные БПЛА обладают достаточными техническими характеристиками для применения в области технического диагностирования резервуаров. Предложен принципиальный алгоритм применения БПЛА с камерами для инфракрасной (гиперспектральной) съемки с целью мониторинга технического состояния резервуаров. Выделены основные проблемы и задачи, которые потребуется решить в дальнейших исследованиях для реализации предложенного авторами метода.

Список литературы

1. Кондрашева О.Г., Назарова М.Н. Причинно-следственный анализ аварий вертикальных стальных резервуаров // Нефтегазовое дело. – 2004. – №2. –

С. 19. – EDN: TWVUMF

2. Васильев Г.Г., Сальников А.П. Анализ причин аварий вертикальных стальных резервуаров // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 2. – С. 106–108. –

EDN: TJFVMX

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

4. ГОСТ Р 58623-2019. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные. Правила технической эксплуатации. – https://docs.cntd.ru/document/1200169168

5. Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Сальников А.П. Система предиктивного мониторинга технического состояния морских нефтяных терминалов // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 8. – С. 89–93. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-8-89-93. – EDN: VKCRAQ

6. ГОСТ 27751-2014. Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения. – https://docs.cntd.ru/document/1200115736

7. Руководство по безопасности «Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», утверждено приказом Ростехнадзора № 305 от 23.08.2023. – https://docs.cntd.ru/document/1303139887

8. ГОСТ 7512-82. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод. – https://docs.cntd.ru/document/1200001358

9. ГОСТ Р 55724-2013. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые. – https://docs.cntd.ru/document/1200107569

10. ГОСТ Р 56512-2015. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Типовые технологические процессы. – https://docs.cntd.ru/document/1200122220

11. ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования. – https://docs.cntd.ru/document/1200004648

12. Руководство по безопасности «Методические рекомендации о порядке проведения акустико-эмиссионного контроля», утверждено приказом Ростехнадзора № 385 от 05.11.2025. – https://docs.cntd.ru/document/1314426387

13. РД 153-112-017-97. Инструкция по диагностике и оценке остаточного ресурса вертикальных стальных резервуаров. – https://gostassistent.ru/doc/2ac5debc-9b41-441b-a45e-f19b3c9bc3b2

14. Гиперспектральное машинное зрение: технология и примеры применения. – https://diext.ru/2025/11/23/giperspektralnoe-mashinnoe-zrenie-tehnologiya-i-primery-primeneniya/

Своевременное обнаружение дефектов коррозии является одной из главных задач при обеспечении надежной и безопасной эксплуатации магистральных подводных трубопроводов. В статье представлены результаты проведения внутритрубной очистки (ВТО) и внутритрубной диагностики (ВТД) по оценке остаточного ресурса подводных трубопроводов СП «Вьетсовпетро». Особое внимание следует обратить на то, что выбранные подводные трубопроводы эксплуатируются более 25 лет, что превышает проектный срок их эксплуатации, а ВТО и ВТД для них выполнены впервые. Дано краткое описание методологического подхода к анализу данных ВТД. В основе процедуры расчета лежат практические рекомендации DNV-RP-F101, основанные на трехуровневом подходе: отбор и анализ остаточной толщины стенки по данным ВТД, оценка остаточной прочности по каждому дефекту, оценка остаточной прочности по кластерам (совокупности взаимодействующих дефектов). Установлено, что несмотря на длительные сроки эксплуатации трубопроводов, более 85 % всех дефектов находятся в категориях до 40 % потери металла и в кратко- и среднесрочной перспективах являются некритическими. Наиболее опасные выявленные дефекты находятся в надводной части вертикальных участков трубопроводов (стояков) и образованы, как правило, в результате атмосферной коррозии. Выявлены особенности химического состава твердых отложений в трубопроводах для перекачки нефтегазожидкостной смеси, газлифта и системы поддержания пластового давления. Установлены особенности пространственного расположения коррозионных дефектов подводных трубопроводов в зависимости от флюида и условий его транспорта.

Список литературы

1. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем. – М.: ИЦ «ЕЛИМА», 2004. – 1104 с.

2. Recommended Practice DNV-RP-F101 Corroded Pipelines, Det-Norske-Veritas, Norway, 2015.

3. Bai Y., Bai Q. Subsea Pipeline Integrity and Risk Management, Gulf Professional Publishing, 2014. – 429 p.

4. Бородавкин П.П. Морские нефтегазовые сооружения. В 2-х ч. Ч. 1. Конструирование. – М.: Недра, Бизнес-центр, 2006. – 555 с. – EDN: QMYICH

5. Комплексный подход к предупреждению отказов подводных трубопроводов СП «Вьетсовпетро» / В.В. Савельев, А.В. Бовт, А.Н. Иванов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 10. – С. 32–38. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-10-32-38. – EDN: SLHEDF

В ПАО «Транснефть» проводятся экспериментальные исследования остаточного ресурса труб и сварных швов с дефектами различного типа, выявляемыми при диагностировании трубопроводов. Цель исследований - совершенствование методики определения допустимого срока эксплуатации трубопроводов с дефектами. Одним из направлений работы по обеспечению безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов является совершенствование расчетных схем по определению прочности и долговечности труб с дефектами. Наиболее достоверный способ верификации усовершенствованных расчетных схем - сопоставление результатов расчетов с экспериментальными данными испытаний полноразмерных образцов труб с дефектами. При этом возникает задача определения минимального числа образцов для проведения экспериментальных исследований, достаточного для подтверждения расчетов с учетом разброса результатов испытаний. Для решения данной задачи в рамках работы был выполнен анализ влияния разброса результатов испытаний на остаточный ресурс труб с дефектами одного типа, предложен относительный параметр остаточного ресурса и показан нормальный закон распределения. Проанализировано обеспечение попадания доли распределения относительного параметра остаточного ресурса в необходимый интервал c заданной доверительной вероятностью по ГОСТ Р 50779.21 – 2004. Сформирована методика определения минимально необходимого числа образцов труб в заданной выборке. На основании сформированной методики выполнены расчеты минимального числа образцов, требуемых для испытаний при различной доверительной вероятности. В процессе расчетов определено минимальное число испытываемых труб, обеспечивающее заданные требования. По результатам выполненной работы сделан вывод, что для учета естественного разброса результатов испытаний натурных образцов труб с дефектами одного типа минимальное необходимое число образцов в выборке составляет 15 при доверительной вероятности 0,99.

Список литературы

1. Кокрен У. Методы выборочного исследования. – М.: Статистика, 1976. – 220 с.

2. Джонсон Н., Лион Ф. Статистика и планирование эксперимента в технике и науке. Методы планирования эксперимента. – М.: Мир, 1981. – 305 с.

3. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. – М.: Высшая школа, 2002. – 479 с.

4. Бакаева О.А. Определение минимального объема выборки // Вестник Мордовского университета. – 2010. – № 1. – С. 111–114. – EDN: SZCGZX

5. ГОСТ Р ИСО 5479-2002. Статистические методы. Проверка отклонения распределения вероятностей от нормального распределения. – М.: Изд-во стандартов, 2004. – 47 с.

6. ГОСТ Р 50779.21 – 2004. Статистические методы. Правила определения и методы расчета статистических характеристик по выборочным данным. Ч. 1 Нормальное распределение. – М.: Изд-во стандартов, 2004. – 46 с.