В статье приведены результаты исследований палеозойских отложений на северо-востоке Западной Сибири. По новым данным, полученным в результате бурения Восточно-Сузунской скважины, проанализировано строение доюрского основания в пределах площади изучения. Проведено описание литологического состава пород по керну, отобранному с забоя Восточно-Сузунской скважины. С применением материалов расширенного комплекса каротажа выполнена геолого-геофизическая интерпретация по скв. Восточно-Сузунская и Медвежья-316. Полученные результаты увязаны со стратотипом (скв. Точинская-11) согласно схеме структурно-фациального районирования палеозойских отложений Западной Сибири и с данными сейсморазведки по всей изучаемой территории. По материалам керна и геофизических исследований скважин на площади выделены карбонатные отложения различного состава, характерные для осадочного чехла платформ, представленные доломитами с отдельными прослоями известняков и глинистых доломитов. Выше по разрезу залегают глинистые породы, предположительно, сланцы, в разной степени карбонатизированные. Осадочные отложения палеозоя с размывом перекрыты осадками нижне- или среднеюрского возраста. С целью повышения достоверности полученных результатов планируется выполнить биостратиграфические определения. Бурение скважин со вскрытием палеозойского осадочного чехла в этом районе и изучение перспективных карбонатных отложений позволят получить достоверный прогноз распространения доюрских коллекторов в пределах исследуемой территории и откроет новые перспективы поиска залежей углеводородов для региона.

Список литературы

1. Комплексные геолого-разведочные работы для изучения периферийных зон Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / О.А. Важенина, А.В. Тригуб, В.В. Огибенин [и др.] // Геология нефти и газа. – 2025. – № 3. – С. 31–49. – https://doi.org/10.47148/0016-7894-2025-3-31-49. – EDN: CJILWG

2. Кринин В.А. Западная граница Сибирской платформы и перспективы нефтегазоносности ее окраины // Геология нефти и газа. – 2024. – № 5. –

С. 67–88. – https://doi.org/10.47148/0016-7894-2024-5-67-88. – EDN: AWNHGF

3. Сакс В.Н., Ронкина З.З. Юрские и меловые отложения Усть-Енисейской впадины // Труды Ин-та геологии Арктики. – Т. 90. – Л.: Госгеолтехиздат, 1957. –

232 с.

4. Мирошников Л.Д. К геологии доюрского фундамента в северо-восточной части Западно-Сибирской низменности // Геология и геофизика. – 1960. –

№ 4. – С. 33–42. – EDN: TETBYZ

5. Схема стратиграфии кембрийских отложений Приенисейской части Западной Сибири / Е.А. Елкин [и др.] // Геология и геофизика. – 2001. – Т. 42. –

№ 7. – С. 1015–1027. – EDN: ZIPIMP

6. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Палеозой Западной Сибири // Под ред. Е.А. Елкина, В.И. Краснова. – Новосибирск: Изд-во СО РАН филиал ГЕО, 2001. – 166 с.

7. Бочкарев В.С., Брехунцов А.М., Дещеня Н.П. Палеозой и триас Западной Сибири (комплексные исследования) // Геология и геофизика. – 2003.– Т. 44. – № 1–2. – С. 120–143. – EDN: UNIHHZ

8. Палеозойские фациальные мегазоны в структуре фундамента Западно-Сибирской геосинеклизы / Е.А. Елкин [и др.] // Геология и геофизика. – 2007. – Т. 48. – № 6. – С. 633–650. – EDN: IADQEN

9. Региональная стратиграфическая схема ордовикских отложений Западной Сибири / Н.В. Сенников [и др.] // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2023. – № 3. – С. 3–39. – https://doi.org/10.20403/2078-0575-2023-3-3-39. – EDN: QPKELR

10. Бочкарев В.С., Чувашев Б.И. Уралиды и неомобилизим // Горные ведомости. – 2014. – № 11. – С. 6–25. – EDN: SXEZDB

11. Соборнов К.О. Геодинамика севера Западной Сибирского бассейна в фанерозое: новая интерпретация и нефтегазоносный потенциал // Геология нефти и газа. – 2025. – № 5. – С. 17–35. – https://doi.org/10.47148/0016-7894-2025-5-17-35. – EDN: HBJUXZ

Основным направлением работы является поиск дополнительных критериев нефтегазоносности на хорошо изученных территориях. Объектом исследования была северная часть Башкирского свода на территории Пермского края. Цель работы заключалась в построении вероятностно-статистических моделей для оценки степени преобразованности органического вещества (ОВ) и прогноза распределения эпигенетических битумоидов в разрезе верхнедевонско-турнейской толщи. Данная задача решалась с помощью методов статистического анализа и построения вероятностных моделей на основе исследования битуминологических характеристик рассеянного органического вещества (РОВ) пород. С применением линейного регрессионного анализа разработаны индивидуальные и комплексные прогнозные вероятностные модели, согласно которым установлено, что наиболее работоспособными являются модели для отдельного тектонического региона и стратиграфического комплекса отложений. Далее исследования были направлены на изучение влияния характеристик РОВ верхнедевонско-турнейского комплекса отложений на вероятностный критерий Рэпи, отвечающий за наличие эпибитумоидов подвижного типа. Результаты анализа полученного многомерного уравнения регрессии показали решающее влияние величин битумоидного коэффициента и нерастворимого остатка на прогнозный критерий Рэпи. С использованием методов линейного дискриминантного анализа получены прогнозные многомерные модели, позволяющие с высокой степенью достоверности выделять битумоиды эпигенетического типа, способные образовывать скопления углеводородов. Построенная схема распределения комплексного вероятностного критерия Рэпи для территории Башкирского свода отображает распределение в верхнедевонско-турнейском комплексе пород подвижных эпибитумоидов, что является дополнительным зональным критерием нефтегазоносности для Башкирского свода Пермского края.

Список литературы

1. Воеводкин В.Л., Галкин В.И., Козлова И.А. Разработка вероятностно-статистических моделей суммарного зонального прогноза нефтегазоносности по характеристикам рассеянного органического вещества пород (на примере территории Пермского края). – М.: Изд. центр РГУ нефти и газа (НИУ)

им. И.М. Губкина, 2024. – 252 с. – EDN: UCEACM

2. Построение вероятностно-статистических моделей для дифференциации рассеянного органического вещества пород территории Пермского края / В.Л. Воеводкин, Д.В. Антонов, В.И. Галкин, И.А. Козлова // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 12. – С. 100–104. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-100-104. – EDN: FRFPHN

3. Воеводкин В.Л. К вопросу о дифференциации рассеянного органического вещества верхнедевонско-турнейской толщи территории Пермского края // Недропользование. – 2024. – № 1. – С. 10–17. – https://doi.org/10.15593/2712-8008/2024.1.2. – EDN: BKMATY

4. Воеводкин В.Л., Чалова П.О., Галкин В.И. Оценка дифференциации рассеянного органического вещества северной части Башкирского свода // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 2. – С. 100–104. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-6-8-12. – EDN: CMAJJH

5. Мерсон М.Э., Воеводкин В.Л., Галкин В.И. К вопросу построения геолого-математических моделей соотношений промышленных запасов и ресурсов для территории Пермской области // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2005. – № 9–10. – С. 15–18. – EDN: HZCZWN

6. Воеводкин В.Л., Галкин В.И., Кривощеков С.Н. Исследование влияния критериев нефтегазоносности и изученности территории Пермского края на распределение месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 6. – С. 30–34. – EDN: PBDZEV

7. Воеводкин В.Л., Растегаев А.В., Галкин В.И. Исследование соотношений между ресурсами и запасами нефти в пределах юго-восточного барьерного рифа Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2005. – № 9–10. –

С. 9–12. – EDN: HZCZVT

8. Галкин В.И., Козлова И.А. Разработка вероятностно-статистических регионально-зональных моделей прогноза нефтегазоносности по данным геохимических исследований верхнедевонских карбонатных отложений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 6. – С. 40–45. – EDN: VZVYVR

9. Дифференцированная вероятностная оценка генерационных процессов в отложениях доманикового типа Пермского края / В.И. Галкин, Т.В. Карасева, И.А. Козлова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – С. 103–105. – EDN: TCVQGZ

10. Определение перспективных направлений поисков месторождений нефти и газа в Пермском крае с помощью вероятностно-статистических методов / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, С.В. Галкин, В.Л. Воеводкин // Наука – производству. – 2006. – № 1. – С. 1–5. – EDN: HTDOWT

11. Решение региональных задач прогнозирования нефтеносности по данным геолого-геохимического анализа рассеянного органического вещества пород доманикового типа / В.И. Галкин, И.А. Козлова, М.А. Носов, С.Н. Кривощеков // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 1. – С. 21–23. – EDN: TIJTZT

12. О масштабах миграции углеводородов в пределах Соликамской депрессии Предуральского прогиба и возможностях её использования для прогноза нефтегазоносности / В.Л. Воеводкин, В.И. Галкин, А.С. Козлов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 12. – С. 6–11. – EDN: NCQIEL

13. Geological and statistical simulation for assessment of zonal oil and gas potential formation processes in the Visimskaya monocline / V.I. Galkin, K.A. Koshkin,

O.A. Melkishev, I.A. Kozlova // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2021. – V. 1021. – P. 012061. – https://doi.org/10.1088/1755-1315/1021/1/012061

В статье на примере уникального нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного в пределах Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа, детально рассмотрены и решены вопросы уточнения сложного геологического строения пласта БУ16(1-3), характеризующегося наличием нефтяной оторочки. Проведен комплексный многофакторный анализ, объединивший исследование кернового материала, интерпретацию данных геофизических исследований скважин, изучение актуальной промысловой информации, а также переобработанных данных сейсморазведки. В результате выполненных исследований была обоснована и установлена линзовидная концепция строения пласта, что существенно меняет представление о его строении. Особое внимание уделено анализу сейсмических кубов упругих свойств и построению атрибутных карт динамических параметров. Данный подход позволил доказать существование двух изолированных залежей вместо ранее предполагаемой единой. Ключевым результатом проделанной работы стал пересмотр фазового состояния залежей углеводородов: одна из выявленных залежей была переведена из категории нефтяных в категорию газонефтяных. Данное уточнение привело к существенному приросту запасов газа и обосновало необходимость перевода части запасов нефти в категорию трудноизвлекаемых. Разработанная и уточненная геологическая модель дала возможность обосновать новую более рациональную стратегию разработки пласта.

Список литературы

1. Карогодин Ю.Н., Нежданов А.А. Неокомский продуктивный комплекс Западной Сибири и актуальные задачи его изучения // Геология нефти и газа. – 1988. – № 10. – С. 9–14.

2. Наумов А.Л. К методике реконструкции рельефа дна Западно-Сибирского раннемелового бассейна // Геология и геофизика. – 1977. – № 10. – С. 38–47. – EDN: LRUXYM

3. Нестеров И.И., Бочкарев В.С., Шпильман В.И. Нефтегазоносные комплексы и структурные этажи Западно-Сибирской равнины // Тектоника молодых платформ и их нефтегазоносность. Тезисы докладов. – М., 1981. – С. 17–19.

4. Ростовцев Н.Н., Трофимук А.А. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности – новой нефтяной базы СССР. – Новосибирск: Изд-во Сибирского отделения АН СССР, 1963. – 201 с.

5. Ядерно-магнитный каротаж – технология 21-го века / Г. Губелин, Б. Кеньон, Р. Клайнберг [и др.] // Нефтегазовое обозрение. – 2001. – № 1 (Весна). –

C. 30-43.

6. Planning and Interpreting NMR Fluid-Characterization Logs / C.C. Minh, N. Heaton, R. Ramamoorthy [et al.] // SPE-84478-MS. – 2003. – https://doi.org/10.2118/84478-MS

Многие месторождения углеводородов в России находятся в настоящее время на последних стадиях разработки и характеризуются низкой степенью выработки остаточных запасов. Для эффективного доизучения отложений необходимо совершенствовать различные методические подходы и приемы работы. Это позволит уточнить строение геологических объектов и выявить не вовлеченные в разработку участки месторождений углеводородов. Основным методом изучения территории является сейсморазведка. Точность построения поверхностей различных горизонтов может изменяться в достаточно широком диапазоне. Это зависит от различных факторов и может составлять величину, сравнимую с амплитудой выявленных структур. Одним из таких факторов является зона верхней части разреза (ВЧР) скважин. Целью данной работы была выработка методических подходов к анализу материалов ВЧР, структурирование получаемых материалов, выявление «подводных камней» при построении литологических характеристик этой зоны и возможностей их учета при использовании разновременных данных, полученных по историческому фонду скважин в условиях Республики Башкортостан. Решение перечисленных задач стало возможным благодаря привлечению материалов по 16 лицензионным участкам, запланированным к проведению сейсморазведочных работ (СРР), с углубленным анализом данных более 12000 скважин. Благодаря проведенной работе впервые была получена и опробована технология изучения зоны ВЧР в качестве предварительного этапа при обработке акустического сигнала в рамках СРР при исследовании кайнозой-палеозойского осадочного чехла.

Список литературы

1. Теория и практика наземной невзрывной сейсморазведки / Под ред.: М.Б. Шнеерсона. – М: Недра, 1998. – 527 с.

2. Никонов А.И. Роль геодинамических процессов формировании анизотропии физических свойств пород локальных поднятий // Геология, геофизика и разведка нефтяных и газовых месторождений. – 2006. – № 12. – С. 23–33. – EDN: IAGKJL

3. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки для подсчета запасов углеводородов в условиях карбонатных пород с пористостью трещинно-кавернового типа / Под ред. В.Б. Левянта. – М.: ЦГЭ, 2010. – 250 с.

4. Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных / Л.Ю. Бродов, Е.А. Козлов, И.А. Мушин, Ф.И. Хатьянов. – М.: Недра, 1990. – 299 с.

5. Картирование зон и участков развития геологических объектов с аномальными свойствами в верхней части разреза кайнозой-палеозойского осадочного чехла на территории Республики Башкортостан / А.С. Белялова, Р.Д. Бакиров, О.В. Терехов, Г.В. Мугалимова // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 5. – С. 74–78. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-5-74-78. – EDN: ERIHBQ

6. Никонов А.И. Проблемы сейсмогеофизических методов при создании геологических моделей нефтегазовых месторождений // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2016. – Вып. 3 (15). – 8 с. – https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2016-15.art8. – EDN: XXIZCD

7. Способы анализа и коррекции искажения динамических параметров в процессе обработки данных сейсморазведки на основе моделирования волновых полей / С.В. Власов, С.В. Шарин, К.Р. Овчинников [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 5 (98). – С. 28–33. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-5-28-33. – EDN: QHGSYO

8. Заляев Н.З. Методика автоматизированной интерпретации геофизических исследований скважин. – Минск: Изд-во «Университетское», 1987. – 142с.

9. Gardner G.H.F., Gardner L.W., Gregory A.R. Formation velocity and density – the diagnostic basics for stratigraphic traps // Geophysics. – 1974. – V. 39. –

P. 770–849. – https://doi.org/10.1190/1.1440465

Одной из перспективных задач водородной энергетики является создание масштабных систем хранения водорода. В этом плане очевидны преимущества подземного хранения водорода как добытого из недр, так и искусственно полученного. Однако геологическое обоснование выбора оптимальных объектов из числа многочисленных истощенных месторождений углеводородов (УВ) требует дальнейшего подтверждения с учетом различных геолого-тектонических обстановок. По результатам проведенных исследований предложена система геологических критериев выбора оптимальных объектов хранения водорода, разработан научно-методический подход, включающий геоинформационный анализ и многокритериальное ранжирование объектов на основе анализа рисков, проанализированы 37 месторождений в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по основным критериям, составлена матрица рисков для анализа и оценки истощенных месторождений УВ под подземные хранилища водорода, выбран наиболее перспективный объект и обоснованы предложения по размещению на нем опытного научного-технологического полигона для хранения водорода. Расширение круга диагностических критериев, характеризующих геологические и инфраструктурные позиции объектов, может позволить получить еще более надежную информацию.

Список литературы

1. Zivar D., Kumar S., Foroozesh J. Underground hydrogen storage: A comprehensive review // International journal of hydrogen energy. – 2021. – V. 46. – No. 45. –

P. 23436–23462. – https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.08.138. – EDN: MOBWJT

2. Tarkowski R. Underground hydrogen storage: Characteristics and prospects //Renewable and Sustainable Energy Reviews. – 2019. – V. 105. – P. 86–94. – https://doi.org/10.1016/j.rser.2019.01.051. – EDN: HBEXZM

3. Linking geological and infrastructural requirements for large-scale underground hydrogen storage in Germany / K. Alms, B. Ahrens, M. Graf, M. Nehler // Frontiers in Energy Research. – 2023. – V. 11. – https://doi.org/10.3389/fenrg.2023.1172003. – EDN: ZAEZPG

4. Roy S. Literature Review – Underground Hydrogen Storage. – The Technical University of Darmstadt, 2023. – https://www.hlnug.de/fileadmin/dokumente/geologie/Wasserstoff/Literature_Review_-_Underground_Hydrog... (дата обращения: 15.12.2025).

5. Underground hydrogen storage. Final report [salt caverns, excavated caverns, aquifers and depleted fields] / S. Foh, M. Novil, E. Rockar, P. Randolph. – Brookhaven National Lab NY (USA), 1979. – https://doi.org/10.2172/6536941

6. McAuliffe C.A. Storage of Hydrogen. In: Hydrogen and Energy // Energy Alternatives Series. – London: Palgrave Macmillan, 1980. – https://doi.org/10.1007/978-1-349-02635-7_4.-1980

7. Panfilov M. Underground and pipeline hydrogen storage. In: Compendium of Hydrogen Energy, Ed. Gupta R.B. – Elsevier, 2015. – Chapter 4. – P. 92–116. – https://doi.org/10.1016/B978-1-78242-362-1.00004-3

8. Enabling large-scale hydrogen storage in porous media – the scientific challenges / N. Heinemann [et al.] // Energy & Environmental Science. – 2021. – No. 14 (2). –

P. 853–864. – https://doi.org/10.1039/d0ee03536j. – EDN: DAOAXK

9. Микробное разнообразие и возможная активность в водоносных горизонтах подземных хранилищ газа / Т.Н. Назина, Л.А. Абукова, Т.П. Турова

[и др.] // Микробиология. – 2021. – Т. 90. – № 5. – С. 589–600. – https://doi.org/10.31857/S002636562105013X. – EDN: CVMXTZ

10. Абукова Л.А. Абрамова О.П. Прогноз гидрогеохимических эффектов в глинистых флюидоупорах при подземном хранении водорода с метаном // Георесурсы. – 2021. – Т. 23. – № 1. – С. 118–126. – https://doi.org/10.18599/grs.2021.1.13. – EDN: ESZHIP

11. Сухарев Г.М. Гидрогеология и воды нефтяных и газовых месторождений. – Л.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1959. – 342 с.

12. Физико-химичеcкие свойства нефтей, газов и битумоидов Пермского Прикамья / С.А. Винниковский, А.З. Коблова, Б.К. Ощепков [и др.]. – Пермь: Камское отделение Всесоюзного научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института, Объединение Пермнефть, 1974. – 603 с.

13. Минлигалиева Л.И. Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба и зоны передовых складок Урала на основе геомеханического и бассейнового моделирования // В сб.: Геология в развивающемся мире. сборник научных трудов по материалам XI Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых: в 3 т. Пермский государственный национальный исследовательский университет. – 2018. –

С. 145–148. – EDN: VOFOMA

14. Геодинамическая эволюция и условия формирования ловушек углеводородов в зоне сочленения Предуральского краевого прогиба и передовых складок Урала на основе структурно-кинематического моделирования / Л.И. Минлигалиева, В.И. Ермолкин, А.В. Осипов [и др.] // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2019. – № 4 (297). – С. 43–59. – https://doi.org/10.33285/2073-9028-2019-4(297)-43-59. – EDN: GVXTLQ

15. Saaty T.L. Concepts, theory and techniques: rank generation, preservation and reversal in the analytic hierarchy process // Decision Sciences. – 1987. – V. 18. –

P. 157–177. – https://doi.org/10.1111/j.1540-5915.1987.tb01514.x

16. Данцова К.И., Рузанов И.Н., Хафизов С.Ф. Технологии оценки рисков нефтегазовых проектов. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2025. – 56 с. – EDN: ACSSWL

17. Хафизов С.Ф. Оценка рисков при прогнозе нефтегазоносности. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2018. – 76 с. – EDN: NSWGBU

18. Cвязь линеаментов и узлов их пересечений с нефтегазоносностью прикаспийской синеклизы и ее обрамления / Л.В. Милосердова, К.И. Данцова,

С.Ф. Хафизов [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2021. – № 6. – С. 22-26. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-22-26. – EDN: ONTKEX

19. Мониторинг дегазации недр по материалам дистанционного зондирования / К.И. Данцова, Л.В. Милосердова, А.В. Осипов [и др.]. // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 5. – С. 48-51. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-5-48-51. – EDN: KHMSAK

Проблема выявления и изучения потенциально нефтегазоматеринских пород в разрезе венда на Сибирской платформе остается актуальной и в настоящее время. В работе обобщены архивные и новые материалы по геохимии пород и органического вещества (ОВ) хатыспытской свиты венда. В едином, наиболее полном, разрезе свиты в районе р. Хорбусунка (приток р. Оленек) проанализировано распределение ОВ. Установлены уровни пород, аномально обогащенных и обедненных ОВ, и диагностированы условия их формирования во время седиментогенеза. Высказано предположение, что черносланцевые отложения простираются к северо-западу от Оленекского поднятия. Результаты исследования состава и распределения углеводородов-биомаркеров показали, что на этапе седиментогенеза окислительно-восстановительные условия в морском бассейне менялись. Накопление черносланцевых осадков происходило в слабо восстановительных условиях без сероводородного заражения вод. Карбонатные осадки, обедненные и слабообогащенные ОВ, накапливались, как правило, в периоды стратификации водной толщи и в условиях сероводородного заражения придонных вод. Установлено, что катагенез ОВ пород венда на Оленекском поднятии соответствует началу главной зоны нефтеобразования, ОВ хатыспытской свиты генерировало нафтиды. Анализ данных о строении осадочного чехла северо-востока Сибирской платформы показал, что промышленные скопления нефти и газа, связанные с реализацией генерационного потенциала пород хатыспытской свиты, могут быть обнаружены в отложениях неопротерозоя и палеозоя Суханской впадины и Лено-Анабарского прогиба.

Список литературы

1. Натапов Л.М. Отложения типа доманиковой формации на северо-востоке Сибирской платформы // Советская геология. – 1962. – № 11. – С. 110–112.

2. Тимошина И.Д. Геохимия органического вещества нефтепроизводящих пород и нефтей верхнего докембрия юга Восточной Сибири. – Новосибирск: Изд-во СО РАН. Филиал «Гео», 2005. – 166 с. – EDN: QKFJBX

3. Нефтематеринские формации, нефти и газы докембрия и нижнего-среднего кембрия Сибирской платформы / Т.К. Баженова, М.В. Дахнова, Т.П. Жеглова [и др.]. – М.: ВНИГНИ, 2014. – 128 с.

4. Прямые признаки нефтегазоносности и нефтематеринские отложения Суханского осадочного бассейна Сибирской платформы / В.А. Каширцев,

Т.М. Парфенова, С.А. Моисеев [и др.] // Геология и геофизика. – 2019. – Т. 60. – № 10. – С. 1472–1487. – https://doi.org/10.15372/GiG2019119. – EDN: DKCIYO

5. Геохимические критерии нефтегазоносности рифей-палеозойских отложений Лено-Анабарского регионального прогиба и сопредельных территорий / П.Н. Соболев, Д.С. Лежнин, И.А. Панарин [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 8 (332). – С. 62–74. – https://doi.org/10.30713/2413-5011-2019-8(332)-62-74. – EDN: OGDMLJ

6. Конторович А.Э., Каширцев В.А., Филп Р.П. Биогопаны в отложениях докембрия северо-востока Сибирской платформы // Доклады РАН. – 1995. –

Т. 345(1). – С. 106–110.

7. Каширцев В.А. Органическая геохимия нафтидов востока Сибирской платформы. – Якутск: ЯФ изд-ва СО РАН, 2003. – 160 с.

8. Геохимия органического вещества хатыспытской свиты (венд, северо-восток Сибирской платформы) / Т.М. Парфенова, Б.Б. Кочнев, К.Е. Наговицин

[и др.] // Успехи органической геохимии: Материалы Всерос. науч. конф. – 11–15 октября 2010. – Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2010. – С. 265–268.

9. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Рифей-Палеозойских отложений Хатангско-Ленского междуречья / Д.С. Лежнин, А.П. Афанасенков, П.Н. Соболев, Л.Ф. Найденов // Геология нефти и газа. – 2021. – № 4. – С. 7–28. – https://doi.org/10.31087/0016-7894-2021-4-7-28. – EDN: QZVBRV

10. Revised Neoproterozoic and Terreneuvian stratigraphy of the Lena-Anabar Basin and north-western slope of the Olenek Uplift , Siberian Platform / K.E. Nagovitsin, V.I. Rogov, V.V. Marusin [et al.] // Revised Precambrian Research. – 2015. – V. 270. – P. 226–245. – https://doi.org/10.1016/j.precamres.2015.09.012

11. Peters K.E., Walters С.C., Moldowan J.M. The biomarker guide. 2nd ed. Vol. 1, 2. – New York: Cambridge University Press, 2005. – 1155 p.

12. Гражданкин Д.В., Рогов В.И. История развития верхневендского моря северо-востока Сибирской платформы // Фундаментальные проблемы изучения вулканогенно-осадочных, терригенных и карбонатных комплексов: Материалы Всероссийского литологического совещания, посвященного памяти

А.Г. Коссовской и И.В. Хворовой, Москва, 11–12 ноября 2020 г. – М.: ГЕОС, 2020. – С. 45–49. – EDN: AHWFKX

13. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. – М.: Недра, 1976. – 250 с.

14. Структурно-тектоническая характеристика Лено-Анабарского региона / В.А. Конторович, А.Э. Конторович, С.А. Моисеев, М.В. Соловьев // Геология нефти и газа. – 2014. – № 1. – С. 74–82. – EDN: RUMRDZ

15. Вараксина И.В., Шаваров Р.Д. Литология и коллекторские свойства докембрийских отложений Лено-Анабарской нефтегазоносной области // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2020. – Т. 331. – № 9. – С. 159–169. – https://doi.org/10.18799/24131830/2020/9/2818. – EDN: MHYQEA

Предложены количественные критерии выделения петротипов в разрезах вулканогенных отложений доюрского основания Красноленинского свода Западной Сибири. Петрологическое расчленение разреза доюрских отложений по данным геофизических исследований скважин является первоочередной задачей, так как позволяет установить наиболее перспективные петротипы и создать основу для последующего выделения коллекторов, оценки типа пустотного пространства и фильтрационно-емкостных параметров. В разрезе изучаемых отложений преобладают кислые вулканиты. Другие типы горных пород могут быть идентифицированы по естественной радиоактивности, определяемой по данным гамма-каротажа. Физической основой комплексирования является закономерное увеличение плотности и снижение естественной радиоактивности от кислых вулканитов к средним и основным. Естественная радиоактивность и плотность вулканогенно-осадочных пород зависят от соотношения количества осадочного и вулканогенного материалов. В разрезах вулканогенных отложений встречаются внутриформационные терригенные породы (аргиллиты, алевролиты, песчаники и др.), характеризующиеся снижением естественной радиоактивности и увеличением плотности по сравнению с кислыми вулканитами. Выделение вторичных преобразований может быть выполнено с использованием параметров M, N, P, мало зависящих от коэффициента пористости и в явном виде отражающих влияние вещественного состава, а также особенностей пустотного пространства (наличие трещиноватости, кавернозности). Разделение лав и вулканокластических горных пород осуществляется по коэффициенту пористости. Установлены характерные диапазоны значений коэффициента пористости для лав массивной текстуры, лав с пустотами и вулканокластических горных пород. Границы между указанными группами составляют соответственно 5-6 и 17 %.

Список литературы

1. Состояние изученности и современные взгляды на строение, состав и перспективы доюрских отложений западной части Сургутского района (Рогожниковский лицензионный участок) / Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Е.А. Романов, И.В. Федорцов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО /

Материалы IX научно-практической конференции. - Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2006. – С. 136–146.

2. Малеев Е.Ф. Вулканиты: справочник. – М.: Недра, 1980. – 240 с.

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

EDN: YQUNMJ

4. Добрыдень С.В., Корнев В.А., Семёнова Т.В. Петрологическое расчленение и межскважинная корреляция разрезов вулканогенных отложений // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 6. – С. 38–42. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-38-42. – EDN: KGXXFU

К основным задачам геолого-технологических исследований (ГТИ) непосредственно в процессе бурения скважины относятся выделение коллекторов и оценка характера их насыщения. Данные ГТИ являются важным источником информации и позволяют своевременно принимать решения о корректировке траектории скважины в активной фазе геонавигации. В связи с тем, что основные задачи ГТИ решаются в оперативном режиме и в реальном времени, становится важной своевременная оценка качества данных. Для оперативного принятия решения об информативности результатов ГТИ были разработаны критерии оценки качества данных ГТИ, позволяющие проверить на соответствие требованиям результаты газового каротажа и анализа шлама, а также ряд ключевых технологических параметров, зарегистрированных станцией ГТИ. Особенностью разработанных критериев является их численная градация и универсальность, что дает возможность масштабировать подход к оценке качества путем автоматизации процессов. Тестирование критериев проводилось на данных ГТИ, полученных на нефтяных и газовых месторождениях Западной и Восточной Сибири с терригенным и карбонатным типами разрезов, и показало их применимость для оперативной оценки качества специалистами не только в области ГТИ, но и в других направлениях нефтегазовой отрасли.

Список литературы

1. РД 153-39.0-069-01. Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин. – Тверь, 2001. – 91 с.

2. Лукьянов Э.Е. Геолого-технологические и геофизические исследования в процессе бурения. – Новосибирск: Издательский дом «Наследие Сибири», 2009. – 752 с.

3. Применение газового каротажа для геонавигации и оперативного определения межфлюидных контактов при проводке горизонтальных скважин /

Р.Р. Ильязов, С.А. Никифоров, Е.Ю. Черников, Т.Р. Рахимов // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 2. – С. 72–77. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-72-77. – EDN: YNZRXQ

4. Лукьянов Э.Е. Газовый каротаж: есть ли свет в конце тоннеля? // Каротажник. – 2008. – № 7 (172). – С. 3–49. – EDN: JUZFSR

5. Ильязов Р.Р. Современные возможности газового каротажа при бурении скважин и необходимость его комплексного метрологического

обеспечения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2023. – № 8 (368). – С. 11–18. – https://doi.org/10.33285/0130-3872-2023-8(368)-11-18. – EDN: JELHSW

В статье рассмотрены принципы построения гидродинамических моделей (ГДМ) с динамическими относительными фазовыми проницаемостями (ОФП) для нефти, воды, газа и применение таких ГДМ для расчета текущих коэффициентов вытеснения запасов нефти. Основное отличие динамических ОФП от статических - зависимость формы и концевых точек ОФП не только от насыщенности порового пространства флюидами, но и от скорости фильтрации последних. Эта особенность позволяет моделировать фильтрационные процессы с отклонениями от линейного закона Дарси и решать задачи, обычно не решаемые на традиционных ГДМ. Модели с динамическими ОФП более соответствуют актуальным задачам разработки и позволяют реализовать в цифровых ГДМ новые возможности: выделять дренируемые и недренируемые участки залежей нефти и запасы нефти в них; осуществлять прямой расчет накопленного и текущего коэффициентов охвата вытеснением; формировать карты запасов нефти, не охваченных процессами вытеснения. Расчетный коэффициент извлечения нефти (КИН) в моделях с динамическими ОФП определяется концевыми точками ОФП для малых и больших капиллярных чисел и может отличаться от КИН в моделях со статическими ОФП. Решение этих задач актуально для обоснования эффективности уплотнения сетки скважин, технологий заводнения, профилей горизонтальных и многозабойных скважин и других технологий довыработки запасов нефти как для длительно разрабатываемых нефтегазовых месторождений, так и для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти на любой стадии разработки.

Список литературы

1. Михайлов Н.Н., Полищук В.И., Хазигалеева З.Р. Моделирование распределения остаточной нефти в заводненных неоднородных пластах // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – C. 36–39. – EDN: SKIXPZ

2. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. – М.: Недра,1992. – 270 с. – EDN: XASGPH

3. Попков В.И., Зацепина С.В., Шакшин В.П. Использование зависимости относительных фазовых проницаемостей от капиллярного числа в задачах трехмерного гидродинамического моделирования залежей нефти и газа // Математическое моделирование. – 2005. – Т. 17. – № 2. – C. 92–102. –

EDN: OUNQIX

4. Нестационарная фильтрация в сверхнизкопроницаемых коллекторах при низких градиентах давлений / В.А. Байков, А.В. Колонских, А.К. Макатров

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – C. 52–56. – EDN: RPUKHF

5. Basak P. Non–Darcy Flow and its implications to seepage problems // Journal of the Irrigation and Drainage Division. – 1977. – V. 103. – Issue 4. – P. 459–473. – https://doi.org/10.1061/jrcea4.0001172

6. Fjelde I., Lohne A., Abeysinghe K.P. Critical aspects in surfactant flooding procedure at mixed–wet conditions // SPE-174393-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/174393-MS

7. Blom S.M.P., Hagoort J. How to include the capillary number in gas condensate relative permeability functions // SPE-49268-MS. – 1998. – https://doi.org/ 10.2118/49268–MS.

8. Amaefule J.O., Handy L.L. The Effect of interfacial tensions on relative oil/water permeabilities of concolidated porous media // SPE-8793-PA. – 1982. – P. 371–381. – https://doi.org/10.2118/9783-PA

9. Физические основы повышения эффективности разработки гранулярных коллекторов / Н.А. Черемисин, В.П. Сонич, Н.Е. Батурин, Н.Я. Медведев //

Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 8. – С. 38–42.

10. Костюченко С.В., Черемисин Н.А. Прямой расчет охвата вытеснением и локализация текущих извлекаемых запасов нефти в цифровых моделях //

Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – C. 94–98. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-7-94-98. – EDN: WTPTBL

11. Костюченко С.В., Черемисин Н.А. Динамические фазовые проницаемости для расчета целиков нефти в цифровых моделях // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2021. – № 5. – C. 168–176. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-5-168-176. – EDN: YDPGZO

12. Пятибратов П.В. О физическом смысле и определении коэффициента охвата в двучленной формуле расчета коэффициента извлечения нефти //

Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 4. – С. 80–83. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-4-80-83. – EDN: ELGADG

На ряде нефтяных месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, наблюдается увеличение добычи нефтяного газа сверх проектных величин. Причиной этого является высокая обводненность продуктивных пластов и выделение свободного газа из нефти в призабойной зоне при снижении забойного давления ниже давления насыщения. Превышение плановой добычи нефтяного газа приводит к сбою работы перерабатывающих заводов, осложнениям при обработке продукции скважин и необходимости сжигания излишков газа на факелах. Выполнен краткий обзор исследований генезиса газов, растворенных в пластовой воде, рассмотрены современные методики прогноза содержания газа в минерализованной воде. Существующие программные комплексы при высоких обводненности и газовом факторе (ГФ) дают низкую сходимость расчетных значений с лабораторными и промысловыми данными. С целью повышения точности проведена модификация уравнения состояния типа Cubic Plus Association (CPA): разработаны эмпирические корреляции, оценивающие количество воды в скважинной продукции и промысловой системе сбора, а также формирование водородных связей. Модифицированное уравнение СРА апробировано на месторождениях ПАО «НК «Роснефть». Сравнение измеренных значений ГФ с проектными и рассчитанными по уравнению CPA показало, что при обводненности более 92 % и забойном давлении ниже давления насыщения наименьшая погрешность (5,47–10,8 %) получена между фактическим ГФ и рассчитанным по уравнению CPA, в остальных случаях – между измеренным и проектным ГФ.

Список литературы

1. Халфин Р.С., Зейгман Ю.В. Прогнозирование добычи нефтяного газа с учетом его растворения в пластовой воде на основе адаптации кубического уравнения состояния // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 9. – С. 65–69. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-9-65-69. – EDN: EUQLJU

2. Михайлов В.Г., Пономарев А.И., Топольников А.С. Прогнозирование газового фактора с учетом растворенного в воде газа на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений // SOCAR Proceedings. – 2017. – № 3. – C. 41–48. – https://doi.org/10.5510/OGP20170300322. – EDN: ZXHHTN

3. Кордик К.Е., Бортников А.Е. , Леонтьев С.А. О результатах лабораторного моделирования процессов взаимодействия пластового флюида с закачиваемой водой в условиях, имитирующих интенсивный отбор жидкости из пласта // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. – № 2. – С. 66–69. – EDN: TIOMSD

4. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Трансформация глубинных флюидов при формировании месторождений нефти и газа севера Западной Сибири // Георесурсы. – 2019. – № 21 (3). – С. 25–30. – https://doi.org/10.18599/grs.2019.3.25-30. – EDN: LQHEBM

5. Акулинчев Б.П., Рахбари Н.Ю. Механизм взаимодействия водорастворенных и свободных газов в процессе формирования залежей углеводородов // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. – 2011. – № 2 (4). – EDN: SJUSVXURL

6. Новиков Д.А., Борисов Е.В. Геохимия водорастворенных газов нефтегазоносных отложений зоны сочленения Енисей-Хатангского и Западно‑Сибирского бассейнов (арктические районы Сибири) // Георесурсы. – 2021. – Т. 23. – № 4. – С. 2–11. – https://doi.org/10.18599/grs.2021.4.1. – EDN: GIJRYU

7. Влияние траппового магматизма на геохимию рассолов нефтегазоносных отложений западных районов Курейской синеклизы (Сибирская платформа) / Д.А. Новиков, А.О. Гордеева, А.В. Черных [и др.] // Геология и геофизика. – 2021. – Т. 62. – № 6. – С. 861–881. – https://doi.org/10.15372/GiG2020160. –

EDN: GYBOAS

8. Кутырев Е.Ф., Шкандратов В.В., Белоусов Ю.В. Некоторые результаты физического моделирования процессов газообмена в пластовой системе нефть–нагнетаемая вода // Георесурсы. – 2008. – № 5. – С. 33–36. – EDN: JWTWNJ

9. Канзафаров Ф.Я. Изменение свойств нефтяного газа в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 1. – С. 47–49. – EDN: JWLLXD

10. Об изменении газового фактора нефти при разработке заводняемых залежей / А.Е. Бортников, Е.Ф. Кутырев, Ю.В. Белоусов [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2010. – № 2. – С. 62–65. – EDN: LALYZX

11. Сорокин А.В., Сорокин В.Д., Сорокина М.Р. Образование зон нефти с различными физико-химическими свойствами в процессе разработки залежи //

Известия вузов. Нефть и газ. – 2011. – № 3(87). – С. 41–47.

12. The solubility of methane in sodium chloride brines / K.A. McGee, N.J. Susak, A.J. Sutton, J.L. Haas // U.S. Geological Survey Open-File Report 81-1294, 1981. –

42 p. – https://doi.org/10.3133/ofr811294

13. The solution and exsolution characteristics of natural gas components in water at high temperature and pressure and their geological meaning / G. Gao, Z. Huang,

B. Huang [et al.] // Petroleum Science. – 2012. – V. 9. – P. 25–30. – https://doi.org/10.1007/s12182-012-0178-9

14. Sun L., Liang J. Solubility calculations of methane and ethane in aqueous electrolyte solutions // Journal of Solution Chemistry. – 2021. – No. 50 (6). – P. 920–940.

15. Sørensen H., Pedersen K.S., Christensen P.L. Modeling of gas solubility in brine // Organic Geochemistry. – 2002. – No. 33. – P. 635–642.

16. Modeling of gas solubility in aqueous electrolyte solutions with the eSAFT-VR Mie equation of state / N. Novak, G.M. Kontogeorgis, M. Castier, I.G. Economou // Industrial and Engineering Chemistry Research. – 2021. – No. 60(42). – P. 15327–15342.

17. Prediction method of solubility of carbon dioxide and methane during gas invasion in deep-water drilling / B. Sun, H. He, X. Sun [et al.] // Journal of Contaminant Hydrology. – 2022. – V. 251. –https://doi.org/10.1016/j.jconhyd.2022.104081

18. Predicting methane solubility in water and seawater by machine learning algorithms: Application to methane transport modeling / R. Taherdangkoo, Q. Liu, Y. Xing

[et al.] // Journal of Contaminant Hydrology. – 2021. – V. 242. – https://doi.org/10.1016/j.jconhyd.2021.103844

19. Solubility of gaseous hydrocarbons in ionic liquids using equations of state and machine learning approaches / R. Nakhaei-Kohani, S. Atashrouz, F. Hadavimoghad dam [et al.] // Scientific Reports. – 2022. – No. 12 (1). – https://doi.org/10.1038/s41598-022-17983-6

20. An equation of state for associating fluids / G.M. Kontogeorgis, E.C. Voutsas, I.V. Yakoumis, D.P. Tassios // Industrial and Engineering Chemistry Research. –

1996. – No. 35. – P. 4310–4318. – https://www.sci-hub.ru/10.1021/ie9600203

21. Debye P., Huckel E. On the theory of electrolytes // Physikalische Zeitschrift. – 1923. – No. 24. – P. 185–206.

22. Ten years with the CPA (Cubic-Plus-Association) equation of state. Part 1. Pure compounds and self-association systems / G.M. Kontogeorgis, M.L. Michelsen, G.K. Folas [et al.] // Industrial and Engineering Chemistry Research. – 2006. – No. 45. – P. 4855–4868.

23. Aasberg-Petersen K., Stenby E., Fredenslund A. Prediction of high-pressure gas solubilities in aqueous mixtures of electrolytes // Industrial and Engineering Chemistry Research. – 1991. – No. 30. – P. 2180–2185. – https://doi.org/10.1021/ie00057a019

24. Lewis G.N., Randall M.J. The activity coefficient of strong electrolytes // Journal of the American Chemical Society. – 1921. – No. 43. – P. 1112–1153.

Использование объектов-аналогов является традиционным подходом к оценке капиталовложений в перспективный объект капитального строительства на этапе концептуального проектирования. Применение данного подхода осложняется проблемой корректного выбора объекта-аналога, необходимостью определения ключевого атрибута перспективного объекта для пересчета стоимости от объекта-аналога, а также необходимостью планирования динамики капиталовложений с учетом различных факторов. Решением является выполнение оценки в единой цифровой экосистеме, объединяющей специалистов и экспертов и базирующейся на унифицированной структуре – едином классификаторе объектов наземного обустройства. В статье описывается схема подбора объекта-аналога в единой цифровой экосистеме с применением перспективной базы таких объектов и автоматизированного алгоритма подбора аналога. Наличие базы и автоматизированного алгоритма позволяет существенно упростить процесс выбора и согласования объектов-аналогов. Для упрощения процесса пересчета стоимости от объекта-аналога к оцениваемому объекту необходимо наличие единых методических подходов к выполнению расчетов. Для компенсации недостатков, характерных для этапа формирования динамики капитальных вложений, предложена схема процесса формирования динамики капиталовложений на концептуальной стадии работ на основе разработанных графиков-макетов. Предлагаемые изменения в процессе расчета капитальных вложений реализованы в качестве плагина «Динамика КВ» единой цифровой платформы «РН-АЛЬФА».

Список литературы

1. Создание единой экосистемы для выполнения работ на этапе концептуального проектирования за счет унификации структуры объектов капитального строительства и использования прикладного программного обеспечения / Р.В. Мирошниченко, В.А. Колмогорова, Е.Л. Ерофеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 11. – С. 51–55. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-11-51-55. – EDN: BQCUPA

2. https://mporosneft.ru/novosti/novosti-kompanii/rosneft-predstavila-novyie-czifrovyie-razrabotki-dlya...

3. Мурашов Б.А., Тепляков Н.Ф. Расчет и оптимизация объектов подготовки и перекачки нефти при оценке проектов и реинжиниринге // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2018. – № 4 (10). – С. 71–74. – https://doi.org/10.24887/2587-7399-2018-4-71-74. – EDN: YZXRFJ

4. Ахметов Р.Н., Юнусов И.Е. Оптимизация стоимости строительства линейных объектов наземного обустройства с использованием цифровых геоинформационных систем и автоматизированных стоимостных моделей // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 8. – С. 90–93. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-90-93. – EDN: VTESGW

5. Искусственный интеллект в управлении инвестиционной деятельностью: текущее состояние и перспективы развития / Н.А. Кисленко, Ю.А. Барабанова, А.В. Белинский [и др.] // Газовая промышленность. – 2025. – № 8 (885). – С. 110–123. – EDN: BWBCCN

Процесс принятия инвестиционных решений по проектам ранних этапов развития в нефтедобывающей отрасли сопряжен с повышенным уровнем неопределенностей и рисков, обусловленных ограниченной точностью геологической информации, вариабельностью технологических параметров разработки и изменчивостью макроэкономических условий. На основе вероятностного подхода разработана комплексная интегрированная методика, которая обеспечивает идентификацию ключевых групп технических неопределенностей, построение соответствующих распределений вероятностей и последовательную увязку всех этапов расчета в единый автоматизированный процесс с использованием внешнего управления через MS Excel и API-интерфейсов. Многовариантное моделирование с последующей статистической обработкой результатов дает возможность не только выделить стандартные реализации P10, P50, P90 по накопленной добыче нефти и чистому дисконтированному доходу (NPV), но и количественно оценить вероятность достижения положительного экономического эффекта проекта. Практическая реализация подхода выполнена на примере конкретного нефтяного месторождения с использованием специализированного программного обеспечения и внешней системы управления расчетами. Применение вероятностного подхода позволило количественно оценить диапазон возможных значений накопленной добычи и NPV, проанализировать надежность базового детерминированного прогноза, а также обосновать корректировку целевого профиля добычи до уровня, соответствующего более реалистичному варианту P50. Полученные результаты стали основой для принятия инвестиционного решения о запуске проекта; фактические показатели добычи после ввода месторождения в эксплуатацию подтвердили консервативность базового сценария и продемонстрировали соответствие варианту P30 вероятностной оценки, что доказывает эффективность комплексного учета неопределенностей на ранних стадиях планирования.

Список литературы

1. Merrow E.W. Industrial Megaprojects. Concepts, Strategies, and Practices for Success. – New Jersey: John Wiley & Sons, Inc Hoboken, 2011. – 414 p. – https://doi.org/10.1002/9781119201045

2. Mohus E. Over Budget, Over Time, and Reduced Revenue, Over and Over Again – An Analysis of the Norwegian Petroleum Industry’s Inability to Forecast Production: Master Thesis. – University of Stavanger, 2018. – 122 p.

3. OTC-26309-MS. Reservoir-Schedule Coupled Uncertainty Analysis for PD Projects: Optimization Opportunities and Improvements for More Robust Production Forecasts / V. Silva, J. Pinto. – 2015. – 12 p.

4. Utilization of the GRM (Geological Representative Models) to Integrate Different Types of Uncertainties in the Decision Making Process / M. Silveira [et al.] //

SPE-120924-MS. – 2009. – https://doi.org/10.2118/120924-MS

5. Top-Down Reservoir Modeling / G. Williams [et al.] // SPE-89974-MS. – 2004. – https://doi.org/10.2118/89974-MS

В статье рассматривается реализуемый в компании «Газпром нефть» подход к предиктивному реинжинирингу наземной инфраструктуры, цель которого заключается в переходе от точечных оптимизационных решений к системному управлению эффективностью. В статье приведены практические кейсы, демонстрирующие три ключевых вектора реализации потенциала реинжиниринга. Первый кейс демонстрирует методологию кластерного реинжиниринга, направленную на сокращение операционных затрат путем консервации избыточных мощностей. С помощью моделирования наземной инфраструктуры определен сценарий изменения конфигурации и состава оборудования, обеспечивающий оптимальную загрузку объектов и исключающий технические ограничения работы механизированного фонда. Второй кейс направлен на оптимизацию капитальных вложений путем реализации детального анализа действующей инфраструктуры с декомпозицией до единиц оборудования. Системный подход к анализу значительного объема объектов обеспечивается в специализированном аналитическом инструменте и позволяет отказаться от закупки нового оборудования на трехлетний период. Третий кейс посвящен снятию инфраструктурных ограничений, сдерживающих добычу жидких углеводородов. Моделирование процессов обеспечивает необходимую в условиях роста газового фактора пропускную способность наземной инфраструктуры по сбору и подготовке нефтяного газа без потери качества товарной продукции и при оптимальном уровне вложений. Отмечается эффективность внедрения предиктивного реинжиниринга, а также подчеркивается универсальность представленных решений и их потенциал для тиражирования.

Список литературы

1. Гилаев Г.Г., Хабибуллин М.Я., Антониади Д.Г. Реинжиниринг инфраструктуры как эффективный инструмент поддержания базовой добычи нефти и

газа // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 1. – С. 77–81. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-1-77-81. – EDN: FXLKQN

2. Бенчмаркинг – инструмент системной работы по повышению эффективности (потенциала) в «Газпром нефти» / А.Ф. Можчиль, Н.З. Базылева, И.В. Янина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 12. – С. 6–11. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-6-11. – EDN: BFBMZW

3. Предиктивный реинжиниринг: эффективная реализация потенциала зрелых месторождений / А.Ф. Можчиль, М.М. Хасанов, М.Н. Пислегин [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2026. – Т. 24. – № 1. – С. 42–51. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2026-1-40-49. – EDN: ZGCYKX

4. Повышение производственной эффективности нефтегазодобычи в области эксплуатации и развития наземной инфраструктуры / А.С. Исаков, Д.В. Чуприна, А.Н. Хорошев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 8. – С. 116–121. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-8-116-121. – EDN: QKHAXZ

5. Некрасов Н.О., Файзрахманов Г.Г., Мавлявов И.Р. Перспективы применения интегрированного моделирования на поздних стадиях разработки месторождения // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2025. – Т. 10. – № 2. – С. 120–131. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2025-10-2-120-131. –

EDN: HZAQHU

6. Гибридная интегрированная модель актива – гибкий инструмент для оперативного управления промыслом / О.В. Зоткин, Е.В. Юдин, К.Ф. Плохова

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 86–90. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-86-90. – EDN: ASNRCE

7. Повышение экономической эффективности добычи нефти на месторождениях «Газпромнефть-Хантоса» / Р.Н. Асмандияров, С.Ю. Баркалов, Р.Р. Галеев [и др.]  // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2021. – Т. 6. – № 3. – С. 136–143. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2021-6-3-136-143. – EDN: HMLMIC

8. Применение оптимизационных алгоритмов для управления добычей: снятие инфраструктурных ограничений / Д.Д. Сидоренко, А.А. Афанасьев,

А.А. Мальцев [и др.] // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2025. – Т. 10. – № 1. – С. 90–97. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2025-10-1-90-97. –

EDN: WRMXNM

9. Байдалжи Е.А. Программа реинжиниринга Новопортовского НГКМ. Оптимизационные решения. Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика): Тезисы докладов, Москва, 23–27 октября 2023 года. – М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, 2023. – С. 199–200. – EDN: BANHKC

10. Ильина Л.А., Демина А.А. Экономические эффекты реинжиниринга наземной инфраструктуры нефтегазодобывающих предприятий // Вестник Самарского гос. экономического университета. – 2021. – № 3. – С. 36–42. – https://doi.org/10.46554/1993-0453-2021-3-197-36-42. – EDN: AXWGLM

В статье представлен опыт применения систем маркерного мониторинга притока в цементируемых хвостовиках для снижения экологических рисков. В настоящее время данный опыт в мировой практике отсутствует. Использование существующих технологий не позволяет качественно выполнить исследования в скважинах с цементируемым хвостовиком, либо такая возможность отсутствует из-за технологических ограничений. Нефтедобывающие компании вынуждены нести значительные финансовые затраты и повышенные операционные риски при эксплуатации горизонтальных скважин, применяя стандартные методы геофизических исследований с доставкой комплексно-измерительной аппаратуры в целевой интервал на геофизическом кабеле или используя гибкую насосно-компрессорную трубу. Операторам нефтегазовых месторождений приходится сокращать программу исследований, что исключает возможность достижения максимального потенциала месторождения и, как следствие, в долгосрочной перспективе ведет к снижению общего уровня добычи углеводородов. Технология маркерного мониторинга, рассмотренная в данной статье, дает возможность осуществлять высококачественный мониторинг работы объекта в течение длительного времени без прерывания процесса добычи, при этом значительно снижая капитальные вложения и эксплуатационные затраты наряду со снижением экологических рисков при эксплуатации скважин.

Список литературы

1. Геофизические исследования скважин: справочник мастера по промысловой геофизике / под общей ред. В.Г. Мартынова, Н.Е. Лазуткиной, М.С. Хохловой. – М.: Инфраинженерия, 2009. – 960 с.

2. О технологии маркерного мониторинга горизонтальных скважин / А. Гурьянов, А. Каташов, К. Овчинников [и др.] // Нефтегазовая вертикаль. – 2020. – № 9–10. – С. 99–103.

3. Горизонтальные скважины 2024: Материалы 6-й научно-практической конференции, Казань, 13–16 мая 2024 года. – М: ООО «Геомодель Развитие», 2024. – 354 с. – EDN: HCTTVO

4. Пат. № 2702446 C1 Российская Федерация, МПК E21B 47/10. Способ определения притока скважинного флюида из отдельных интервалов скважины / О.Н. Журавлев; заявитель и патентообладатель ООО «Вормхолс Внедрение», № 2019105006, заявл. 22.02.2019, опубл. 08.10.2019:. – EDN: DXKXSH

5. Применение маркерных систем определения профиля притока на Самотлорском месторождении / Е.Н. Зотов, С.В. Баюнов, М.Н. Мусаев [и др.] // Нефтегазовая вертикаль. – 2025. – №3. – С. 132

В статье рассматриваются современные тенденции стремления к повышению качества и точности оценки сметной стоимости на стадии проектной документации. С одной стороны, высокая значимость сметной оценки для принятия управленческих решений и обеспечения экономической эффективности строительных проектов определяет необходимость разработки мероприятий по повышению точности смет. С другой стороны, необходимо учитывать, что сметная документация разрабатывается на основе проектной документации, которая также имеет определенную точность принятых инженерных решений. И если на предпроектных стадиях, а также на стадии разработки рабочей документации подходы к стоимостной оценке понятны и логичны (и в мировой, и в российской практике), то на стадии разработки проектной документации они более противоречивы, и некоторые из них несут риски иллюзорного достижения исходной цели – повышения точности сметной оценки стоимости. В статье проведена аналитика изменения подхода к разработке сметной документации на стадии проектной документации с точки зрения методик и трендов последнего времени, проведена аналогия с мировой практикой, показаны риски при попытках повышения точности смет предлагаемыми методами.

Список литературы

1. Cost estimate classification system – As applied in engineering procurement, and construction for the process industries / K. Kenneth, D.F. McDonald JR, B.A. Miller [et al.]. – AACE International Recommended Practices, 2005.

2. Лахаев С.В. Стратегия развития ценообразования в строительстве. Реализуемые мероприятия. – https://gge.ru

3. МДС 81-02-13-2014. Методические документы по формированию сметного раздела проектной документации с применением укрупненных нормативов цены конструктивных решений.

В статье исследуется трансформация процессов ремонта НКТ при их обслуживании на стационарных цеховых базах, оснащенных автоматизированными и роботизированными системами очистки. Обоснована неэффективность традиционных методов и химических подходов при высокой степени загрязнений, приводящих к локальным повреждениям резьбы, нестабильному качеству поверхности и образованию неорганизованных отходов. Представлена структура технологической линии, включающей модули: входного контроля, комплексной диагностики, позиционирования, гидравлической, плазменной и ультразвуковой очистки, сушки, неразрушающего контроля, восстановления резьбы и гидроиспытаний. Ключевым элементом является внедрение цифрового двойника и единой автоматизированной системы управления технологическим процессом, обеспечивающих сквозной учет, адаптивное управление параметрами обработки и прогнозирование циклов. На основании обзора оборудования ведущих производителей и анализа результатов опытно-промысловых испытаний, внедрения и промышленной эксплуатации в цехах Западно-Сибирского и Волго-Уральского регионов (2022–2026 гг.) подтверждена значительная экономическая и технологическая эффективность: пропускная способность увеличивается на 45–65 %, время очистки сокращается в 2 раза, расход воды и реагентов снижается на 40–50 %, а доля брака уменьшается на 70–80 %. Особое внимание уделено экологической безопасности за счет применения замкнутых контуров рециклинга воды и минимизации присутствия персонала в опасной зоне. Сформулированы рекомендации по модульному проектированию, выбору проверенных решений, внедрению ИИ-ассистентов и подготовке кадров, определяющие перспективы развития данного направления в отрасли.

Список литературы

1. Методологические основы внедрения робототехнических систем в целях повышения эффективности ремонта НКТ / К.О. Ильин, Н.Н. Краевский,

О.А. Гаврилова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 9. – С. 108–111. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-9-108-111. – EDN: ZTMDRT

2. Ильин К.О., Гаврилова О.А., Краевский Н.Н. Разработка концепции автоматизации и роботизации технологических операций для ремонта насосно-компрессорных труб // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 6. – С. 76–80. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-6-76-80. – EDN: RXNMMN

3. НТС-Лидер. Очистка НКТ: технологические решения для стационарных и передвижных комплексов. – https://www.nts-leader.ru/services/remont-i-servis-trub/diagnostika-i-remont-nkt/ochistka-nkt/

4. Прогресс-спецоборудование. Автоматизированная линия мойки насосно-компрессорных труб высоким давлением. – https://p-so.ru/products/avtomatizirovannaya_liniya_moyki_nasosno-kompressornih_trub_nkt_visokim_dav...

5. НПП Техмашконструкция. Автоматизированная линия мойки насосно-компрессорных труб. – https://npp-tmk.ru/product/dlya-remonta-i-diagnostiki-nasosno-kompressornykh-trub/avtomatizirovannay...

6. Прогресс-спецоборудование. Мойка насосно-компрессорных труб активаторного типа. – https://p-so.ru/products/moyka_nasosno-kompressornih_trub_nkt_aktivatornogo_tipa-4

7. Комплекс плазменной очистки НКТ и насосных штанг / А.Е. Сенокосов, М.Ю. Ушаков, Е.С. Сенокосов, В.З. Гаскаров // Сфера. Нефть и газ. – 2015. – № 3. – С. 72–75.

8. Зевс. Технологический комплекс электрогидроимпульсной очистки насосно-компрессорных труб от твердых отложений Зевс-41. – https://zevs-irp.ru/articles/tekhnologicheskiy-kompleks-elektrogidroimpulsnoy-ochistki-nasosno-kompr...

9. Ультра-Фильтр. Ультразвуковые установки ТУЗ для очистки труб. – https://ultra-filter.ru/equipment_ultra/tubes.php

Проблема разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий (ВНЭ) – одна из серьезных в процессе внутрипромысловой подготовки нефти и часто сопряжена со значительными энергетическими и финансовыми затратами. Прежде всего это связано с необходимостью применения деэмульгаторов – химических реагентов, предназначенных для ускорения процесса разрушения ВНЭ. При промысловой подготовке нефти используется также дополнительная система нагрева ВНЭ посредством сжигания нефтяного газа. В работе рассматривается возможность использования физических методов, потенциально повышающих эффективность существующих технологий подготовки нефти на Тайлаковском месторождении. Предложенный способ увеличения скорости разделения эмульсии основан на использовании управляемого акустического поля. В промысловых условиях проведены испытания на «живых» эмульсиях, для которых определялась эффективность разделения в акустическом поле в зависимости от температуры продукции, концентрации деэмульгатора, частоты и времени воздействия излучателя. Особое внимание уделялось изучению причин образования ВНЭ и факторов, способствующих их стабильности. По результатам промысловых исследований предложено технологическое решение по использованию системы возбуждения акустических волн, установленной непосредственно на входных трубопроводах объекта подготовки нефти. Типовые магистральные нефтепроводы дожимной насосной станции были использованы в качестве резонансных каналов ультразвуковых колебаний, способствующих активации используемого деэмульгатора для сепарации поступающей ВНЭ на отдельные фазы. Проведенные опытно-промышленные испытания продемонстрировали возможность сокращения дозировки применяемых деэмульгаторов, а также позволили повысить эффективность подготовки нефти на действующем объекте и снизить влияние температурного фактора в процессе разделения фаз.

Список литературы

1. Separation of Stable Water-Oil Emulsion Using Ultrasonic Action / A.V. Lekomtsev, P.Y. Ilyushin, K.A. Derendyaev [et al.] // Chemical and Petroleum Engineering. – 2020. – Vol. 55. – No. 11-12. – P. 869-875. – https://doi.org/10.1007/s10556-020-00706-x. – EDN: OBOQCT

2. Сахабутдинов Р.З., Судыкин А.Н., Губайдулин Ф.Р. Исследование процесса обезвоживания сверхвязкой нефти при ультразвуковом воздействии //

Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 116–119. – EDN: RPUKOD

3. Application of ultrasonic treatment for demulsification of stable water-in-oil emulsions / Y.N. Romanova, T. Maryutina, N.S. Musina, B.Y. Spivakov // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 209. – P. 109977. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109977. – EDN: ZQAKVA

4. Судыкин А.Н. Исследование и разработка технологий разделения устойчивых водонефтяных эмульсий с применением физических методов:

дис. ... канд. техн. наук. – Бугульма, 2013. – 159 с. – EDN: SUWMED

5. Identification of optimal modes of ultrasonic pulse action for coagulation in liquid-dispersed media / V.N. Khmelev, R.V. Barsukov, R.N. Golykh [et al.] // South-Siberian Scientific Bulletin. – 2017. – V. 3. – P. 15–20. – EDN: ZHUEMB

6. Перспективы использования ультразвукового воздействия в процессе подготовки нефти на Приобском месторождении / А.В. Деньгаев, В.С. Вербицкий, И.Т. Мищенко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 3. – С. 28–30. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-3-28-30. – EDN: GJIQDQ

7. Пат. № 2768664 C2 РФ, МПК C10G 33/02, C10G 33/04. Способ ультразвуковой диспергации деэмульгатора в водонефтяной эмульсии / А.В. Афанасьев, А.А. Геталов, А.В. Деньгаев [и др.]; заявитель и патентообладатель ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ООО «НПО «Волна», ООО «Газпромнефть НТЦ». – № 2020130445; заявл. 16.09.2020: опубл. 24.03.2022.

При транспортировке и добыче жидких углеводородов очень важной задачей является защита оборудования от механических примесей. Для данной цели используются различные виды фильтров-грязеуловителей. Тем не менее эксплуатация фильтров связана с увеличением перепада давления и загрязнением фильтрующего элемента, что, в свою очередь, влечет за собой увеличение эксплуатационных затрат на перекачку жидкости и техническое обслуживание фильтра. Исследование направлено на изучение конструкции вертикальных сетчатых фильтров, применяемых в нефтяной промышленности. С целью унификации результатов все характеристики исследуемого фильтра представлены без единиц измерения, что дает возможность масштабирования результатов на другие типоразмеры фильтров. В данной статье описаны способы улучшения эксплуатационных характеристик фильтров-грязеуловителей, применяемых при транспортировке нефти. С помощью численного моделирования и использования программного комплекса автоматизированных серийных расчетов определена зависимость перепада давления от конструктивных параметров фильтра. Представленные направления оптимизации конструкции выбраны исходя из минимальных капитальных вложений в реконструкцию узла подключения фильтра. Описаны способы решения данной задачи, применяемые при решении программные комплексы и дополнительные средства проектирования. Приведен анализ полученных результатов и целесообразность их применения. Даны конкретные рекомендации по оптимальному положению и углу наклона входного и выходного патрубков фильтра, оптимальному радиусу фильтрующего элемента, а также определены оптимальные параметры волны при использовании волнообразного фильтрующего элемента.

Список литературы

1. Колмаков Е.А., Кондрашов П.М., Зеньков И.В. Обзор конструкций фильтров в составе погружных электроцентробежных насосов при добыче нефти // Вестник Кузбасского государственного технического университета. – 2016. – № 1 (113). – С. 150–157. – EDN: YJUWBD

2. Новые подходы к стендовым испытаниям внутрискважинных фильтров в термобарических условиях на примере Ярегского месторождения / Г.В. Окромелидзе, Д.С. Лопарев, Н.Г. Деминская [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 10 (610). – С. 47–52. – https://doi.org/10.30713/0207-2351-2019-10(610)-47-52. – EDN: VARCDF

3. Ван Х., Коротаева Т.П., Подгорнов В.М. Сравнение забойных фильтров для неустойчивого коллектора с высоковязкой нефтью // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2020. – № 9 (333). – С. 37–41. – https://doi.org/10.33285/0130-3872-2020-9(333)-37-41. – EDN: CTMOFF

4. Уразаков К.Р., Абдуллин Н.А., Алиметов Ш.А. Оптимальный профиль щели каркасно-проволочного фильтра // Нефтегазовое дело. – 2020. – Т. 18. –

№ 5. – С. 122–130. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2020-5-122-130. – EDN: ZFNOZT

5. Ван Х., Подгорнов В.М., Мо Ц. Экспериментальные исследования эффективности фильтрующих элементов забойных фильтров в потоке высоковязкой нефти // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2022. – № 1 (349). – С. 43–47. – https://doi.org/10.33285/0130-3872-2022-1(349)-43-47. – EDN: ZGGMOJ

6. Саванин А.С. Совершенствование нормативных документов, используемых при измерении количества и показателей качества нефти и

нефтепродуктов // Законодательная и прикладная метрология. – 2023. - № 5 (185). – С. 26–30. – EDN: NFKQCZ

7. Аралов О.В. Буянов И.В., Саванин А.С. Оценка надежности разрабатываемых технических устройств с использованием результатов их испытаний //

Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 2. – С. 72–77. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-2-72-77. – EDN: TJBBZR

8. Булат А.В., Карелина С.А. Анализ возможности применения фильтрующих элементов для защиты скважинного насосного оборудования от механических примесей // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2021. – № 5 (125). – С. 18–23. – https://doi.org/10.33285/1999-6934-2021-5(125)-18-23. – EDN: COUMZC

9. Теплов О., Фоменко В., Валиев Т. Оптимизация лопастных машин в программном пакете pSeven // САПР и графика. – 2023. – № 1 (317). – С. 10–13. –

EDN: GQVDLL

10. Шаблий Л.С., Кривцов А.В., Колмакова Д.А. Компьютерное моделирование типовых гидравлических и газодинамических процессов двигателей и энергетических установок в ANSYS Fluent. – Самара: изд-во Самар. ун-та, 2017. – 109 с.

11. Зиганшин А.М. Вычислительная гидродинамика. Постановка и решение задач в процессоре Fluent. – Казань: Изд-во Казанск. гос. архитектурного строительного университета, 2013. – 79 с.

Технология наземного лазерного сканирования (НЛС) - один из перспективных инструментов цифровой трансформации строительной отрасли, особенно для проектов реконструкции, технического перевооружения и капитального ремонта объектов обустройства нефтегазовых месторождений. Восстановленная по облаку точек лазерных отражений (ТЛО) НЛС цифровая информационная модель (ЦИМ) позволяет не только учитывать геометрическое положение объекта, но и контролировать его техническое состояние. Актуальным направлением исследований является разработка полноценного алгоритма восстановления ЦИМ по облаку ТЛО НЛС в российском программном обеспечении (ПО). Цель работы – реализация и апробирование алгоритма восстановления ЦИМ нефтегазового объекта по облаку ТЛО НЛС на базе программных продуктов NanoCAD, ReClouds, Model Studio CS и CADLib. Предлагаемый алгоритм включает полевые работы – съемку НЛС, обследование зданий и сооружений приборами неразрушающего контроля, а также камеральные работы по обработке облака ТЛО и восстановлению ЦИМ в российском ПО. В результате апробации алгоритма сформирована ЦИМ объектов центрального пункта сбора нефти. На основе опыта использования результирующей ЦИМ определены направления ее практического применения. Отмечено, что ЦИМ существующих строительных конструкций и инженерных коммуникаций в совокупности с облаком ТЛО, панорамами с точек НЛС и цифровой моделью рельефа составляет высокодетализированную основу для проектирования объектов в фактическом состоянии. Это обусловлено возможностью учета достоверного геометрического положения и технического состояния объектов, а также выявления коллизий между проектными и существующими 3D моделями.

Список литературы

1. Нафиев Р.Ш. 3D моделирование архитектурно-строительных решений кустовой площадки на базе по Model Studio CS // Избранные доклады 67-й Университетской научно-технической конференции студентов и молодых ученых: Доклады конференции студентов и молодых ученых, Томск, 19–23 апреля 2021 года. – Томск: Томский гос. архитектурно-строительный университет, 2021. – С. 217–219. – EDN: QGWUSE

2. Модель жизненного цикла цифровой информационной модели на этапе строительства / А.В. Ямов, Н.С. Исупов, С.А. Сербин, Н.И. Фомин // Вестник евразийской науки. – 2025. – Т. 17. – № 6. – EDN: XRIBFL

3. Меркулов А.Д., Лавренникова О.А. Информационное моделирование по результатам цифровых изысканий с подготовкой исполнительных моделей существующей реальности // Программное обеспечение для цифровизации предприятий и организаций. II Всероссийская научно-практическая конференция, Магнитогорск, 1–2 июля 2024 г. – Магнитогорск: Магнитогорский гос. технический университет им. Г.И. Носова, 2024. – С. 93–94.

4. 3D моделирование объектов ПАО «НК «Роснефть» на различных этапах их жизненного цикла / А.Н. Авренюк, Э.А. Хвостик, И.Г. Гаевский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 8. – С. 34–37. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-8-34-37. – EDN: SHFOMA

5. 3D инжиниринг при обустройстве объектов ПАО «НК «Роснефть» / А.Н. Авренюк, Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. –

№ 11. – С. 64–67. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-64-67. – EDN: CXLZBV

6. CП 333.1325800.2020. Информационное моделирование в строительстве. Правила формирования информационной модели объектов на различных стадиях жизненного цикла.

Загрязнению нефтепродуктами чаще всего подвержены дисперсные грунты в местах хранения, транспортировки и переработки углеводородных материалов. Различные технологии очистки грунтов, загрязненных нефтепродуктами, достаточно широко обсуждаются в печати, однако многие из них не лишены недостатков. В статье анализируется с точки зрения энергоемкости технология очистки песчаных или близких к ним по свойствам грунтов методом отмыва водой, которая имеет ряд преимуществ по сравнению с другими технологиями прежде всего в силу ее технической доступности. Показано, что эффективность отмыва загрязненного песчаного грунта водой определяется величиной затрат энергии на проведение процесса. В настоящее время наибольшие затраты приходятся на энергию, необходимую для нагрева воды до максимально возможной температуры, совмещенного с механическим перемешиванием. Выполнен расчет затрачиваемой энергии на процесс очистки песчаных грунтов. Теоретические расчеты подтверждены экспериментальными исследованиями. Измерения содержания мазута в песке до и после экспериментов выполняли гравиметрическим методом в соответствии с ПНД Ф 16.1.41-04. Ультразвуковая кавитация, эффективная в лабораторных условиях, мало применима в промышленных условиях из-за отсутствия источников ультразвука достаточной мощности. Вместо ультразвуковой предложено применить гидродинамическую кавитацию. В статье рассмотрен пример ее использования для отмыва битуминозных песков.

Список литературы

1. Омельянюк М.В., Пахлян И.А. Ликвидация нефтепромыслов Кубани в годы войны: история и настоящее // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 11. –

С. 140-141. – EDN: OXVDOK

2. Васильев А.В. Аналитический обзор методов и технических решений по снижению негативного воздействия отходов при разработке нефтегазовых месторождений // Академический Вестник ELPIT. – 2024. – Т. 9. – № 4. – С. 12–25. – EDN: FGOHNC

3. Эффективная переработка нефтебитуминозных пород в целевые продукты / Е.К. Онгарбаев, Е. Тилеуберди, Е.И. Иманбаев, З.А. Мансуров // Горение и плазмохимия. – 2021. – Т. 19. – № 4. – С. 299–308. – https://doi.org/10.18321/cpc467. – EDN: BQFKNE

4. Agarwal A., Liu Y., Zhou Y. Remediation of oil-contaminated sand with self-collapsing air microbubbles // Environmental Science and Pollution Research. – 2016. –

V. 23. – Р. 23876–23883. – https://doi.org/10.1007/s11356-016-7601-5. – EDN: XTHUWX

5. Comparison of ultrasonic and conventional mechanical soil-washing processes for diesel-contaminated sand / Y.S. Kumoh, J. Cha, M. Lim [et al.] // Industrial and engineering chemistry research. – 2011. – Т. 50. – № 4. – Р. 2400–2407. – https://doi.org/10.1021/ie1016688

6. Chen C.S., Tien Ch.-Ju. Remediation of lubricant contaminated soils by cavitation microjet shock wave soil washing system with ozonation // Soil and Sediment Contamination. – 2023. – V. 32. – № 8. – P. 1053–1065. – https://doi.org/10.1080/15320383.2022.2164558. – EDN: HWZOPE

7. Шерман Ф. Эмульсии; пер. с англ. под ред. А.А. Абрамзона. – Л.: Химия, 1972. – 448 с.

8. Feng Yingming. Modification and separation of oil sand with ultrasonic wave and analysis of its products // International Journal of Mining Science and Technology. – 2013. – V. 23. – № 4. – P. 531–535. – https://doi.org/10.1016/j.ijmst.2013.07.011

9. Stebeleva O.P., Minakov A.V. Application of cavitation in oil processing: an overview of mechanisms and results of treatment //ACS omega. – 2021. – V. 6. –

No. 47. – Р. 31411–31420. – https://doi.org/10.1021/acsomega.1c05858. – EDN: IGOMEF

10. Пахлян И.А. Эффективность использования кавитационных явлений для диспергирования и гомогенизации компонентов буровых и тампонажных растворов // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 12. – С. 2–4. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-109-111. – EDN: NRAVCR

11. Reducing energy consumption during bitumen separation from oil sand / N. Bukharin, M. El Hassan, D. Nobes, M. Omelyanyuk // Energy Reports. – 2020. – V. 6. –

P. 206–213. – https://doi.org/10.1016/j.egyr.2019.11.064. – EDN: MCNMFA