Техническое состояние магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, эксплуатируемых организациями ПАО «Транснефть», характеризуется существенным различием отдельных участков с точки зрения периода эксплуатации, конструктивных параметров, нагруженности, степени износа системы электрохимической защиты, поврежденности металла трубопроводов и др. Обеспечение прочностной надежности базируется на выявлении участков, где произошла потеря несущей способности или ее снижение до опасного уровня и требуется проведение соответствующих компенсирующих мероприятий, на остальных участках организуется мониторинг технического состояния с применением современных средств диагностики. В этом случае технологическая эффективность комплекса проводимых мероприятий будет определяться достоверностью оценки технического состояния, а экономическая эффективность – их совместным планированием, позволяющим определить минимально необходимые воздействия на трубопровод для обеспечения его надежности. Методической основой разработанной в ООО «НИИ Транснефть» системы планирования мероприятий является максимально полное использование имеющихся данных, по которым выполняются оценка и прогноз технического состояния трубопровода. Сформирована сложная система взаимоувязанных многопараметрических критериев для реализуемых компенсирующих мероприятий, каждое из которых, по сути, относится к самостоятельному научному направлению, и для объединения которых в рамках решения единой задачи (обеспечения экономической эффективности) используется общность баз знаний и данных, полученных в результате научно-исследовательских и диагностических работ. Следующим этапом развития системы планирования является переход от системы согласованных между собой критериев планирования к единым критериям надежности и риска для всех мероприятий, для которых уже создана необходимая методическая и информационная база.

Список литературы

1. Телегина Е.А., Алекперов В.Ю., Арбатов А.А. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Энергетическая безопасность (Нефтяной комплекс России). – М.: МГФ «Знание», 2000. – 432 с.

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

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

4. Chibara L.M., Hesterberg T.C. Mathematical statistics with resampling and R. – Wiley, 2011. – 440 p.

5. Алтунин А.Е., Семухин М.В. Модели и алгоритмы принятия решений в нечетких условиях: монография / Тюмень: Изд-во Тюменского гос. университета, 2000. – 352 с.

6. Применение байесовской методологии для прогнозирования состояния дискретных стохастических систем в условиях неопределенности / В.Р. Милов [и др.] // Системы обработки информации и управления / Труды НГТУ им. Р.Е. Алексеева. – 2009. – Т. 74. – Вып. 15. – С. 72-78.

7. Боровков А.А. Математическая статистика. Оценка параметров. Проверка гипотез. – М.: Наука, 1984. – 472 с.

8. Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (утверждено приказом Ростехнадзора № 478 от 29.12.2022 г.).

9. Анучкин М.Н., Горицкий В.Н., Мирошниченко Б.И. Трубы для магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1986. – 231 с.

10. Учет масштабного эффекта при обосновании прочности магистральных трубопроводов / Ю.В. Лисин, Д.А. Неганов, Н.А. Махутов, Н.Е. Зорин // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 112-116. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-6-112-116

Система магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов является одним из звеньев топливно-энергетического и транспортного комплекса Российской Федерации. Высший и неизменный приоритет ПАО «Транснефть» как крупнейшей российской нефтепроводной компании - охрана окружающей среды и обеспечение высокого уровня экологической безопасности производственных объектов. В соответствии с политикой ПАО «Транснефть» в области охраны труда, энергоэффективности, промышленной и экологической безопасности основными принципами деятельности компании являются: снижение экологического воздействия производственной деятельности; противодействие процессам изменения климата; предотвращение и снижение негативного воздействия на окружающую среду, рациональное использование природных ресурсов; вовлеченность персонала всех уровней в совершенствование системы экологического менеджмента; открытость значимой информации о деятельности в области экологической безопасности. Перспективными направлениями деятельности ООО «НИИ Транснефть» в области экологической безопасности трубопроводного транспорта является разработка природоохранного оборудования и технологий. Ежегодно специалисты ООО «НИИ Транснефть» успешно решают поставленные перед ними задачи, направленные на охрану атмосферного воздуха, водных объектов, сохранению биоразнообразия, энергосбережение и противодействию изменению климата. Эксперты ООО «НИИ Транснефть» регулярно оценивают выявленные научно-технические проблемы и формируют предложения по их решению.

Список литературы

1. Выбор типовых проектных решений блочно-модульных станций биологической очистки для реализации на объектах ПАО «Транснефть» / М.Ю. Савостьянова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2023. – Т. 13. – № 1. – С. 60–71.

2. Савостьянова М.Ю., Норина Л.А., Николаева А.В. Новые технологии очистки сточных вод с применением биореакторов с биопленочным подвижным слоем – биочипами // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2020. – Т. 10. – № 3. – С. 276–292.

3. Венгеров А.А., Митель В.И. Ресурсосбережение нефтепродуктов. Использование вторичных энергоресурсов // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы Международной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского индустриального института, Тюмень, 17 октября 2013 г. Т. 1. – Тюмень: Тюменский гос. нефтегазовый университет, 2013. – С. 87–90.

В составе систем магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов функционируют площадочные объекты, в том числе пожаро-взрывоопасные, на которых действуют системы молниезащиты и заземления (СМЗ). В ООО «НИИ Транснефть» сформировано специализированное подразделение для обследования СМЗ на объектах ПАО «Транснефть». Такие работы проводятся на регулярной основе уже более 10 лет. За это время выполнен ряд теоретических исследований, связанных с оптимизацией технологии инспекции СМЗ, накоплен богатый практический опыт проведения полевых работ и автоматизации обработки полученных данных. В статье представлены результаты анализа действующей системы обследования с учетом новых нормативно-технических документов, определяющих нормы проектирования СМЗ и порядок выполнения их обследования. Проанализированы тенденции изменения состояния СМЗ площадочных объектов и объектов линейной части. Показано, что по мере внедрения систематизированных обследований технического состояния СМЗ сформировалась тенденция к снижению числа несоответствий на нефтеперекачивающих станциях, нефтебазах, а также на узлах запорной арматуры и других объектах линейной части. Обследования выполняются на основании перспективных программ и программ на планируемый календарный год.

Список литературы

1. Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов / М.В. Лурье, Б.Н. Мастобаев, П.А. Ревель-Муроз, А.Е. Сощенко // Учебник для нефтегазовых ВУЗов. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2019. – 434 с.

2. Калмацкий М.А. Без слабых мест // Трубопроводный транспорт нефти. – 2013. – № 9. – С. 24–29.

3. Могильнер Л.Ю., Неганов Д.А., Скуридин Н.Н. Обследование металлоконструкций на площадочных объектах магистральных трубопроводов – М.: Техносфера. 2023. – 440 с.

4. Интегральный критерий оценки состояния системы молниезащиты и заземления объектов перекачки нефти / Л.Ю. Могильнер, А.Ю. Владова, Н.А. Власов, А.Н. Панкратов // Безопасность труда в промышленности. – 2017. – № 2. – С. 40–46.

5. Обследование систем молниезащиты и заземления пожаро-взрывоопасных объектов: совершенствование технологии / А.Ф. Копысов, С.В. Лукьянов, Л.Ю. Могильнер, Н.А. Власов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – № 1. – Т. 8. – С. 84–91.

6. Ослон А.Б. Об измерении сопротивления заземления // Электричество. – 1957. – № 2. – С. 56–59.

7. Коструба С.И. Измерение электрических параметров земли и заземляющих устройств – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 168 с.

8. Заборовский А.И. Электроразведка – М.: Гостопехиздат, 1963. – 424 с.

9. Хмелевской В.К. Краткий курс разведочной геофизики. – М.: Изд-во МГУ, 1967. – 223 с.

10. Квятковский Г.И. Метод сопротивления заземления в инженерной геофизике – М.: Недра, 1993. – 88 с.

11. Ослон А.Б., Коструба С.И. Измерение сопротивления заземлителей больших размеров // Электричество. – 2006. – № 8. – С. 49–56.

12. Басманов В.Г. Заземление и молниезащита. Ч. 1. Заземление. – Киров: Изд-во ВятГУ, 2009. – 155 с.

13. Карякин Р.Н. Заземляющие устройства электроустановок: справочник. – М.: Энергосервис, 2006. – 519 с.

14. Петрова Н.В., Чешко И.Д. Анализ экспертной практики по исследованию пожаров, происшедших на объектах хранения нефти и нефтепродуктов. В сб. Проблемы и перспективы судебной пожарно-технической экспертизы // Материалы Международной научно-практической конференции. – СПб.: С-Петербургский университет ГПС МЧС России, 2015. – С. 78–81.

15. Могильнер Л.Ю., Власов Н.А., Бобачев А.А. Опыт выполнения работ по контролю состояния заземляющих устройств на нефте- и нефтепродуктопроводах // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 1. - С. 98-103. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-1-98-103

16. NFPA 780-2011. National Fire Protection Association. Standard for the Installation of Lightning Protection Systems.

17. IEC 62305-2010. International Electrotechnical Commission. Protection against lightning.

18. Lightning Risk and Storage Tank Protection. - http://www.easyfairs.com/fileadmin/groups/8/Shop_2012/Day_2__12.10__Lanzoni__Mascarenas_and_Manbiar_...

19. РД 34.21.122-87. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. - М.: Минэнерго СССР, 1987. – 32 с.

20. РД 153-34.0-20.525-00. Методические указания по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок. – М: СПО ОРГРЭС, 2000. – 64 с.

Около 40 % ловушек углеводородов (УВ) связаны с тектоническим экранированием разломами. Смещения по разломам могут приводить как к экранированию нефтегазовых залежей, так и к формированию перетоков в смежные блоки или вдоль тектонических нарушений. Таким образом, оценка экранирующих свойств разломов является актуальной задачей в практике геолого-разведочных работ для определения сохранности, высоты и объемов ловушек УВ. В статье рассмотрены методические подходы к определению экранирующих свойств разломов на основе построения моделей и диаграмм суперпозиций системы коллектор – покрышка в смежных блоках с целью определения гидродинамических окон перетоков, оценки рисков и сохранности ловушек углеводородов. Предложены способы построения модифицированных 1D диаграмм секций Аллана и методы обработки разверток плоскостей разломов. Рассмотрены требования к качеству построения моделей типовых дизъюнктивно-пликативных структур на основе структурно-кинематического подхода. Предложена последовательность технологии оценки проницаемости разломов, рассмотрены ее возможные ограничения. Описанные методические подходы могут быть использованы для оценки рисков и вероятностного насыщения экранированных разломами ловушек углеводородов на поисково-разведочном этапе. Исследования выполнены на основе практического опыта геолого-разведочных работ в Западном Предкавказье и Восточной Сибири.

Список литературы

1. Allan U.S. Model for hydrocarbon migration and entrapment within faulted structures // AAPGBull. - 1989. – V. 73. - Р. 803-811. - https://doi.org/10.1306/44B4A271-170A-11D7-8645000102C1865D

2. Knipe R.J. Juxtaposition and seal diagrams to help analyze fault seals in hydrocarbon reservoirs // AAPG Bull. - 1997. – V. 81. - Р. 187-195. - https://doi.org/10.1306/522B42DF-1727-11D7-8645000102C1865D

3. Yielding G., Freeman B., Needham D.T. Quantitative fault seal prediction // AAPG Bull. - 1997. - 81. - Р. 897-917.

4. Yielding G. Shale Gouge Ratio-calibration by geohistory // Norwegian Petroleum Society Special Publications. – 2002. - V. 11. - P. 1-15. - http://doi.org/10.1016/S0928-8937(02)80003-0

В ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» используется комплексный подход к 3D проектированию объектов на различных стадиях их жизненного цикла. Разработаны программное обеспечение и шаблоны заданий для передачи в смежные отделы и наполнения атрибутивной информацией в среде российского программного комплекса (ПК) Model Studio CS. Приведены примеры использования инструментов ПК «Model Studio CS Кабельное хозяйство», «Model Studio CS Трубопроводы», «Model Studio CS Строительные решения». При совмещении 3D модели с облаком точек можно проанализировать коллизии по нескольким параметрам и оперативно внести коррективы. В связи с этим активно внедряется сканирование различных объектов с определенной периодичностью, что позволяет проводить временной анализ влияния различных факторов. На любом этапе жизненного цикла объекта созданная с возможностью последующего дополнения информационная модель имеет ряд преимуществ, представляет собой, по сути, цифровое хранилище важной атрибутивной информации для ее качественного последующего изменения и дополнения. Продление жизненного цикла 3D модели совместно с облаком точек объекта является залогом успешного качественного проектирования и эксплуатации различных сооружений на опасных производственных объектах, в том числе при их реконструкции и техническом перевооружении.

Список литературы

1. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2024618089 РФ. Расстановка зон действия поражающих факторов для Model Studio CS / А.C. Богачёв, Д.В. Жуков, А.В. Писаренко; правообладатель ООО «НК «Роснефть» – Научно-технический центр» № 202466071; заявл. 27.03.2024; опубл. 09.04.2021.

2. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2021616527 РФ. Свая-OR / Дубров А.Д., Поверенный Ю.С.; правообладатель ООО «НК «Роснефть» – Научно-технический центр»; № 2021615495; заявл. 16.04.2021; опубл. 22.04.2021.

3. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2020618505 РФ. Свая-САПР Про / С.С. Медяник, Г.А. Кесиян, А.Д. Дубров,

Е.В. Зенков, А.В. Загуменникова, Ю.С. Поверенный, В.О. Федосеенко, Н.Г. Гилев; правообладатель ООО «НК «Роснефть» – Научно-технический центр»; № 2020617851; заявл. 27.07.2020; опубл. 30.07.2020.

4. 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

5. Сабиров Р.А., Потешкин П.В., Авренюк А.Н. Исследования, обеспечивающие полноту и достоверность выводов о техническом состоянии сооружений // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 8. – С. 141–144. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-8-141-144

Одной из задач, решаемых специалистами ООО «НК «Роснефть» – НТЦ» (далее НТЦ), является совершенствование технологий проектирования сооружений, расположенных в районах Крайнего Севера. Эффективность принимаемых проектных решений определяется точностью прогноза изменения температурных распределений в инженерно-геологическом разрезе. Результаты прогнозирования зависят от корректной интерпретации инженерно-геологических и теплофизических характеристик грунтов оснований, изысканных на объекте проектирования. Несмотря на это, часть характеристик, оказывающих влияние на результаты прогнозного моделирования, принимается не на основании лабораторных исследований, а вычисляется с помощью расчетных методик основанных на эмпирических зависимостях. Сотрудниками НТЦ проведена оценка предложенной в нормативно-технической документации расчетной методики, позволяющей определить зависимость величины влажности за счет незамерзшей воды от температуры грунта. В качестве исследуемого параметра было выбрано влияние засоленности грунтовой влаги для незасоленных грунтов на рассматриваемую зависимость. С целью определения степени влияния выполнены прогнозные теплотехнические расчеты для ряда горных выработок, расположенных на севере Красноярского края. С целью повышения точности результатов прогнозирования изменений температурных распределений сотрудниками НТЦ предложено усовершенствовать методику расчета кривой незамерзшей воды, изложенную в нормативно-технической документации. Предложенное усовершенствование позволит повысить точность прогнозного моделирования и, как следствие, оптимизировать проектные решения в части мероприятий по температурной стабилизации грунтов оснований, а также свайных фундаментов зданий и сооружений, проектируемых в районах Крайнего Севера.

Список литературы

1. Руководство пользователя FROST 3D. URL: https://frost3d.ru/vypolnenie-prognoznyh-raschetov-temperaturnogo-rezhima-merzlyh-gruntov/

2. Руководство пользователя Борей 3D. URL: https://www.boreas3d.ru/boreas3d%20user%20manual.pdf

3. Алексютина Д.М., Мотенко Р.Г. Состав, строение и свойства мерзлых и талых отложений побережья Байдарацкой губы Карского моря // Криосфера Земли. – 2017. – Т. XXI. – № 1. – С. 13–25. - https://doi.org/10.21782/KZ1560-7496-2017-1(13-25)

4. Влияние способа получения исходных данных на прогнозные теплотехнические расчеты при проектировании в криолитозоне / Г.П. Пустовойт,

Э.С. Гречищева, С.И. Голубин, А.В. Аврамов // Криосфера Земли. – 2018. – Т. XXII. – №1. – С. 51–57. - https://doi.org/10.21782/KZ1560-7496-2018-1(51-57)

5. Ядовина К.С., Мащенко А.В. О практическом значении определения теплофизических свойств сезоннопромерзающих грунтов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Строительство и архитектура. – 2017. – Т.8. – № 1. – С. 81–89.

6. Горелик Я.Б., Паздерин Д.С. Корректность постановки решения задач по прогнозу динамики температурных полей в основании сооружений на многолетнемерзлых грунтах // Криосфера Земли. – 2017. – Т. 21. – № 3. – 2017. – C. 49-59. - https://doi.org/10.21782/KZ1560-7496-2017-3(49-59)

В статье представлены результаты экспериментального изучения влияния следового количества глинистых примесей сепиолита/палыгорскита на кинетику реакции соляной кислоты с доломитами. Исследования проведены с использованием реактора с вращающимся диском при температуре 30 °С и давлении 10 МПа, что обеспечивало сохранение углекислого газа, образующегося при взаимодействии кислоты с породой, в растворенном виде. Установлено, что кислотное растворение доломитов, не содержащих глинистые примеси, характеризуется высокими значениями скорости и коэффициента диффузии, сравнимыми с характеристиками для известняков. В то же время, наличие незначительного количества глин приводит к уменьшению скорости реакции на порядок. Исследования с помощью растрового электронного микроскопа показали, что на поверхности образцов образуется слой вещества, сформированный преобразованными остатками глин. Наличие этого слоя препятствует доступу кислоты к поверхности породы и значительно уменьшает скорость ее растворения. Обнаруженный эффект влияния глин на кислотное растворение карбонатов является малоизученным, а для случая сепиолита/палыгорскита описан впервые. Полученные данные могут быть использованы при планировании солянокислотных обработок и построении более точного дизайна операции. Кроме того, результаты исследований призваны стимулировать поиск новых кислотных составов и режимов обработки карбонатных пород в присутствии глинистых примесей.

Список литературы

1. Hoefner M.L., Fogler H.S. Pore evolution and channel formation during flow and reaction in porous media // AIChE Journal. – 1988. – Vol. 34. – № 1. – P. 45–54. - https://doi.org/10.1002/aic.690340107

2. Fredd C.N., Fogler H.S. Influence of transport and reaction on wormhole formation in porous media // AIChE Journal. 1998. – Vol. 44. – № 9. – P. 1933–1949. - https://doi.org/10.1002/aic.690440902

3. Обоснование оптимальной рецептуры кислотного состава и параметров кислотного воздействия с использованием физико-математического моделирования / А.А. Мещеряков [и др.]. // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 104–109. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-8-104-109

4. Taylor K.C., Nasr-El-Din H.A. Measurement of Acid Reaction Rates with the Rotating Disk Apparatus // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2009. –

Vol. 48. – № 6. – P. 66–70. - https://doi.org/10.2118/09-06-66

5. Экспериментальное изучение скорости растворения карбонатных пород в кислотных жидкостях для гидроразрыва пласта / В.Г. Салимов [и др.]. // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 1. – С. 68–71.

6. Lund K., Fogler H.S., McCune C.C. Acidization—I. The dissolution of dolomite in hydrochloric acid // Chemical Engineering Science. – 1973. – Vol. 28. – № 3. –

P. 691–700. - https://doi.org/10.1016/0009-2509(77)80003-1

7. Acidization—II. The dissolution of calcite in hydrochloric acid / K. Lund [et al.]. // Chemical Engineering Science. – 1975. – Vol. 30. – № 8. – P. 825–835. - https://doi.org/10.1016/0009-2509(75)80047-9

8. Reaction Kinetics of Gelled Acids With Calcite / H.A. Nasr-El-Din [et al.] // SPE-103979-MS. – 2006. - https://doi.org/10.2118/103979-MS

9. An experimental investigation into the effect of pore size distribution on the acid-rock reaction in carbonate acidizing / H. Yoo [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Vol. 180. – P. 504–517. - https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.05.061

10. An experimental study on acid-rock reaction kinetics using dolomite in carbonate acidizing / H. Yoo [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 168. – P. 478–494. - https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.05.041

11. Taylor K.C., Nasr-El-Din H.A., Mehta S. Anomalous Acid Reaction Rates in Carbonate Reservoir Rocks // SPE Journal. – 2006. – Vol. 11. – № 4. – P. 488–496. - https://doi.org/10.2118/89417-PA

12. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. 3-е изд., испр. и доп. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2016.

13. Nagy B., Bradley W.F. The structural scheme of sepiolite // American Mineralogist. – 1955. – Vol. 40. – № 9–10. – P. 885–892. - https://doi.org/10.1180/claymin.1954.002.12.15

14. Alver B.E., Sakızcı M. Ethylene Adsorption on Acid-Treated Clay Minerals // Adsorption Science & Technology. – 2012. – Vol. 30. – № 3. – P. 265–273. - http://doi.org/10.1260/0263-6174.30.3.265

15. CO2 Adsorption of Materials Synthesized from Clay Minerals: A Review / N. Chouikhi [et al.] // Minerals. – 2019. – Vol. 9. – № 9. – 514 р. - https://doi.org/10.3390/min9090514

Геомеханическое моделирование, применяемое для изучения геомеханических свойств коллекторов, является важным инструментом для повышения качества бурения и разработки месторождений, а также оказывает существенное влияние на жизненный цикл месторождения в целом. Благодаря геомеханическому моделированию можно получить оптимальные траекторию скважины, удельную плотность бурового раствора и циркулярную плотность, глубины спуска обсадной колонны, определить профили пластового давления и градиента разрыва, интервалы нестабильности и потери циркуляции. Применение компьютерных методов в геомеханике позволяет адаптировать и тиражировать методы математического моделирования для изучения сложных геомеханических процессов. Прогнозирование выноса песка при изменяющихся в процессе разработки параметров пласта является одной из важных задач для выбора системы заканчивания скважин. Использование геомеханических моделей в гидродинамическом моделировании дает возможность прогнозировать изменение геологических характеристик объектов разработки и более достоверно выполнять прогноз показателей эксплуатации. В статье рассмотрено применение геомеханического моделирования при строительстве скважины с горизонтальным окончанием для повышения эффективности разработки участка залежи нижнего миоцена месторождения Белый Тигр. По результатам изучения геомеханических свойств коллекторов выявлены риски пескопроявлений, подобран оптимальный размер сетки фильтра, определены оптимальная траектория скважины и плотность бурового раствора. Реализованные мероприятия позволили успешно выполнить работы по строительству и заканчиванию скважины.

Список литературы

1. The Mechanical Earth Model Concept and its Application to High-Risk Well Construction Projects / R.A. Plumb, S. Edwards, G. Pidcock, D. Lee // SPE-59128-MS. - 2000. - http://doi.org/10.2118/59128-MS

2. Petroleum Related Rock Mechanics / E. Fjaer, R.M. Holt, P. Horsrud [et al.] // Developments in Petroleum Science. – 1992. – V. 33.

В статье изучен вопрос о качестве материалов, применяемых для изоляции зон поглощений бурового раствора при бурении нефтяных скважин на объектах ПАО «НК «Роснефть». Проанализированы данные, характеризующие качество кольматантов. В процессе анализа выявлены недостатки подходов к контролю их качества на основе фракционированных материалов. Используемые показатели качества сложно интерпретировать с точки зрения практического применения. Для решения этой задачи авторами предложен контроль размера частиц кольматантов по значениям основных процентилей распределения частиц по размерам (РЧР). Даны определения используемых терминов математической статистики и их описание с практической точки зрения. Приведены известные в литературе способы визуализации данных РЧР кольматантов. Процентили РЧР определяются расчетным путем на основании результатов анализа фракционного состава разными методами. Выбор методики зависит от нескольких описанных критериев. Исходя из способа расчета основных процентилей РЧР, разработаны специальные требования к методике ситового анализа. В результате была разработана, внедрена и аттестована новая методика контроля основных процентилей РЧР. Предложенный подход к контролю качества кольматантов является основой для повышения эффективности технологии изоляции зон поглощения. Статья предназначена для специалистов нефтегазовой отрасли, производственных предприятий и научно-исследовательских организаций.

Список литературы

1. Причины низкой эффективности методов борьбы с поглощениями в бурении / В.Н. Поляков, В.А. Мнацаканов, А.П. Аверьянов, В.В. Фокин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. – 2009. – № 3. – С. 14–17.

2. Ядрин В.В., Линд Ю.Б., Галиев А.Ф. Применение современных информационных технологий для прогнозирования поглощений при проектировании строительства скважин // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2023. – № 1. – С. 79–86. - https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2023-1-79-87

3. Удальцов Д.А. Автоматизация сбора и обработки данных на примере реестра по ликвидации поглощений при бурении скважин на проектах ПАО «НК «Роснефть» // Научно-практическая конференция «Инжиниринг строительства и реконструкции скважин» 6–7 сентября 2023 г. – Самара: ООО «СамараНИПИнефть», 2023.

4. Свидетельство о гос. регистрации программы для ЭВМ №2023686006. Реестр поглощений буровых растворов; правообладатель: ООО «РН-Центр экспертной поддержки и технического развития»; дата гос. регистрации в реестре программ для ЭВМ: 01.12.2023.

5. Теории подбора фракционного состава кольматанта / Г.Г. Ишбаев, М.Р. Дильмиев, А.В. Христенко, А.А. Милейко // Бурение и нефть. – 2011. – № 6. – С. 16–18.

6. Alkinani H.H. A comprehensive analysis of lost circulation materials and treatments with applications in Basra’s oil fields, Iraq: Guidelines and recommendations // Master’s Theses. 2017. https://scholarsmine.mst.edu/masters_theses/7873.

7. Particulate-Based Loss-Prevention Material – The Secrets of Fracture Sealing Revealed / N.M. Kageson-Loe, M.W. Sanders, F. Growcock [et al.] //

SPE-112595-PA. – 2009. - http://doi.org/10.2118/112595-MS

8. Курочкин Б.М. Техника и технология ликвидации осложнений при бурении и капитальном ремонте скважин. Ч. 1. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. – 597 с.

9. API-TR-13TR3 Size Measurement of Dry, Granular Drilling Fluid Particulates. https://standards.globalspec.com/std/13082652/api-tr- 13tr3.

Дегазаторы буровых растворов применяются для предотвращения газонефтеводопроявлений и согласно требованиям действующих Правил безопасности в обязательном порядке включаются в состав циркуляционных систем буровых установок. При этом отсутствуют единые требования к конструкции дегазаторов, на буровых наблюдается их неоправданно большое разнообразие. В статье приведены результаты анализа известных конструкций дегазаторов буровых растворов и рекомендации по выбору оптимального варианта. Дегазаторы классифицируются на низковакуумные и вакуумные. Низковакуумные в свою очередь делятся на вентиляторные (атмосферные) и вакуум-насосные (с откачивающим струйным насосом и циклической выгрузкой). Основной характеристикой всех типов дегазаторов является производительность по обрабатываемому раствору, которая должна быть не менее максимальной подачи буровых насосов на газоопасном интервале. При этом дегазатор должен удалять из раствора весь свободный газ. Показано, что при глубоком вакууме пузырьки газа, даже совсем мелкие, в окружении разрежения стремительно увеличиваются и лопаются. В то же время эффективность низковакуумных дегазаторов не доказана, и они используются не в силу своей эффективности, а из-за неудобств, возникающих при запуске вакуумных аппаратов. В российских условиях целесообразно применять вакуумные дегазаторы с циклической выгрузкой. Основное их преимущество по сравнению с дегазаторами со струйными насосами - отсутствие шламового насоса и независимость от наличия в емкостях кондиционного раствора. Рекомендована разновидность этих аппаратов с размещением ресивера на корпусе. Данный дегазатор с циклической выгрузкой компактен, защищен от неконтролируемых утечек, может комплектоваться подогреваемым водяным баком.

Список литературы

1. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 1007 с.

2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – М.: ЦентроМАГ, 2024. – 420 с.

3. Мищенко В.И., Кортунов А.В. Приготовление, очистка и дегазация буровых растворов. – Краснодар: АртПресс, 2008. – 336 с.

4. Drilling Fluids Processing Handbook. – Gulf Professional Publishing, 2005. – 667 p.

5. CD-1400 Centrifugal D-Gasser. – Houston: MI SWACO. – 2014. – 2 p. - https://www.kazmi.kz/documents/125/f_125491983175.pdf

6. https://www.nov.com/products/dg-atm-atmospheric-degasser.

7. https://stepoiltools.ru/equipment/degassers/#block601.

8. Пахлян И.А. Проблемы и перспективы применения гидроэжекторных смесителей для приготовления буровых растворов и технологических жидкостей // Нефтяное хозяйство. - 2020. - № 11. - С. 112-114. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-112-114

9. Пахлян И.А. Омельянюк М.В. Хачатурян А.М. Повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ на скважинах газонефтяных месторождений Краснодарского края // Нефтяное хозяйство. - 2022. - № 12. - С. 130-133. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-12-130-133

Верхняя часть геологического разреза месторождений Восточной Сибири сложена многолетнемерзлыми, слабосцементированными породами и карстовыми образованиями. В процессе бурения таких интервалов возникает ряд осложнений, связанных с поглощением промывочных и тампонажных жидкостей, образованием осыпей и обвалов стенок скважин. Бурение осложненных участков ствола скважины проводится с применением специальной конструкции скважины (дополнительное направление диаметром 426 мм) и аэрированной жидкости. Опыт строительства скважин в данных условиях показал низкую эффективность различных технологических и технических решений в части качественного крепления обсадных колонн (кондукторов). Даже использование быстросхватывающихся составов не давало положительных результатов при цементировании обсадных колонн. По результатам анализа стандартных технологий проведения прямого и встречного цементирования кондукторов в условиях полного поглощения с применением тампонажных материалов на основе портландцементов в скважинах месторождений Восточной Сибири и с учетом положительного опыта крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород гипсоцементными смесями был разработан комплексный технологический подход к креплению обсадных колонн. Данное решение заключается в проведении прямого и встречного цементирования с использованием дополнительного тампонирующего состава. Разработанная технология оказалась весьма эффективной при креплении обсадных колонн в осложненных условиях, на нее оформлено право интеллектуальной собственности.

Список литературы

1. Гладков Е.А., Ширибон А.А., Карпова Е.Г. Пути решения проблем, возникающих при бурении скважин в Восточной Сибири // Бурение и Нефть. – 2015. – № 4. – С. 42–45.

2. Горский А.Т. Формирование цементного камня в условиях одновременного воздействия положительной и отрицательной температур // Нефть и газ Тюмени. – 1969. – № 3. – С. 22–26.

3. Угольников Ю.С. Комплекс технологических решений для изоляции интервалов поглощений технологических жидкостей // SPE-181950-MS. – 2016. - https://doi.org/10.2118/181950-MS

4. Быков В.В., Палеев С.А., Медведев Ю.В. Повышение качества цементирования направлений и кондукторов в условиях многолетнемерзлых пород на месторождениях в Восточной Сибири // SPE-181937-MS. - 2016. -https://doi.org/10.2118/181937-MS

5. Пат. 2792128 РФ. Способ цементирования кондуктора, технической колонны при строительстве скважин / Р.Р. Ахметзянов, В.В. Быков, А.В. Захаренков, С.А. Палеев; заявитель и патентообладатель ПАО «Сургутнефтегаз»; № 2022110470; заявл. 18.04.2022; опубл. 16.03.2023.

Исследуется вопрос о возможности применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на группе автономно расположенных месторождений легкой нефти Центрально-Хорейверского поднятия (ЦХП). Автономность месторождений ЦХП (сезонность автомобильного доступа,автономная выработка электроэнергии на газотурбинной станции) усложняет применение тепловых МУН: нефтяного газа недостаточно для его использования в качестве агента вытеснения или генерации тепла в виде пара или горячей воды. Вместе с тем низкий коэффициент вытеснения нефти пластовой водой (около 0,5) создает предпосылки для реализации тепловых МУН. В рамках совместных с ГК «Росатом» научно-исследовательских работ в АО «Зарубежнефть» разработаны и запатентованы устройства, предназначенные для внутрискважинной парогенерации. Источником тепла в этих устройствах являются радиоактивные элементы, отработавшие свой цикл в реакторах ядерных станций. Устройства обладают длительным сроком службы (около 8 лет), не нуждаются во внешних источниках энергии, не выделяют парниковых газов, а после отработки в скважине радиоактивные элементы могут быть возвращены в цикл производства на АЭС. В настоящее время применение ядерного парогенератора ограничивается количеством доступного радиоактивного элемента – европия и высокой стоимостью производства радиоактивных излучателей тепла, обусловленной требованиями к безопасности при работке с радиоактивными элементами.

Список литературы

1. Исследование возможности применения радиоактивных источников тепла для тепловых методов увеличения нефтеотдачи / С.И. Кудряшов, Г.В. Сансиев, И.С. Афанасьев [и др.] // Нефтяное Хозяйство. – 2024. – № 6. – С. . 55-62. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-6-55-62

2. Пат. 2756155 C1 РФ, МПК E21B 36/00. Внутрискважинный кольцевой нагреватель/ С.И. Кудряшов, И.С. Афанасьев, Д.А. Антоненко, В.Л. Терентьев,

А.В. Соловьев, Ю.В. Ошейко, А.Г. Вержбицкий; заявитель и патентообладатель АО «Зарубежнефть»; № 2021105562; заявл. 04.03.2021; опубл. 28.09.2021.

3. Пат. 2756152 C1 РФ, МПК E21B 36/00. Внутрискважинный пучковый нагреватель / С.И. Кудряшов, И.С. Афанасьев, Д.А. Антоненко, В.Л. Терентьев,

А.В. Соловьев, А.В. Авдеенков, В.В. Кетлеров; заявитель и патентообладатель АО «Зарубежнефть»; № 2021105564; заявл. 04.03.2021; опубл. 28.09.2021.

4. Пат. 2804628 C1 РФ, МПК E21B 43/24, E21B 36/00, G21H 5/00. Способ повышения эффективности извлечения нефти с применением нагревателя на основе источников ионизирующего излучения / С.И. Кудряшов, И.С. Афанасьев, Д.А. Антоненко, В.Л. Терентьев, А.В. Соловьев, А.В. Авдеенков, А.Г. Вержбицкий, В.В. Кетлеров, Ю.В. Ошейко, С.В. Суворов; заявитель и патентообладатель АО «Зарубежнефть»; № 2021105584; заявл. 04.03.2021; опубл. 03.10.2023.

5. First full field steam injection in a fractured carbonate at Qarn Alam, Oman / R. Penney, S. Baqi Al Lawati, R. Hinai [et al.] // SPE-105406-MS. – 2007. - https://doi.org/10.2118/105406-MS

6. Das S. Application of thermal processes in heavy oil carbonate reservoirs // SPE-105392-MS. – 2007. - https://doi.org/10.2118/105392-MS

7. Steam injection in fractured carbonate reservoirs: Starting a new trend in EOR / R.K. Penney, R. Moosa, G.T. Shahin [et al.] // Proceedings of International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar, November 2005. - https://doi.org/10.2523/IPTC-10727-MS

8. Zhang P., Austad T. Wettability and oil recovery from carbonates: Effects of temperature and potential determining ions // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2006. - V. 279. - Nо. 1–3. - P. 179-187. - https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2006.01.009

9. Volek C.W., Pryor J.A. Steam distillation drive - Brea Field, California // Journal of Petroleum Technology. -1972. – V.24(08). – P. 899–906. - https://doi.org/10.2118/3441-PA

10. Benchmarking of steamflood field projects in light/medium crude oils / P.-P. Alfredo, G. Marjorie, O. César, M. Eduardo // SPE-72137-MS. – 2001. - https://doi.org/10.2118/72137-MS

11. Haghighi M.B., Ayatollahi S., Shabaninejad M. Comparing the performance and recovery mechanisms for steam flooding in heavy and light oil reservoirs // SPE-144797-MS. – 2012. - https://doi.org/10.2118/144797-MS

12. Burger J., Sourieau P., Combarnous M. Thermal methods of oil recovery, Edition Technip, France, Paris, 1985.

Одним из ключевых параметров пласта, который определяет продуктивность скважин и динамику показателей разработки, является его проницаемость. Статистические параметры поля проницаемости пласта имеют высокую неопределенность, а их значения лежат в широком диапазоне. В связи с этим пласт рассматривается как пространственное тело, локальная проницаемость в межскважинном пространстве является случайным полем, масштабы корреляции которого малы по сравнению с характерными размерами всей системы. С помощью метода многовариантного численного гидродинамического моделирования (Монте-Карло) исследовано влияние статистических характеристик поля проницаемости на закономерности фильтрации флюидов в пористых средах. Показано, что статистические характеристики случайного поля проницаемости существенно влияют на характер течения жидкости в пористой среде. При сильной неоднородности проницаемости пласта течение жидкости происходит по образующимся каналам, а распределение дебита скважины подчиняется статистике Пуассона. Каналы преимущественной фильтрации изменяют динамику обводненности скважин и существенно влияют на показатели разработки пласта. Применение инструмента вариации статистических параметров поля проницаемости позволяет в ряде случаев исключить нефизичную модификацию исходных параметров гидродинамической модели, что повышает ее предсказательную способность.

Список литературы

1. Михайлов Н.Н. Проницаемость пластовых систем. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2006. – 186 с.

2. Дюбрюль О. Геостатистика в нефтяной геологии. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. – 256 с.

3. Pyrcz M.J., Deutch C.V. Geostatistical Reservoir Modeling. - Oxford University Press, 2014. – P. 427.

4. Tyler K.J., Svanes T., Henriquez A. Heterogeneity Modelling used for a Production Simulation of a Fluvial Reservoir // SPE-25002-PA-1994. –

https://doi.org/10.2118/25002-PA

5. Салле К., Дебизер Ж. Формирование нефтяных залежей. – М.: Недра, 1978. – 245 с.

6. Neiderau I. Analyzing the influence of correlation length in permeability on convective systems in heterogeneous aquifers using entropy production // Journal Geothermal Energy. – 2019. – № 15. - http://doi.org/10.1186/s40517-019-0151-6

7. Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред. – М.: Недра, 1985. – 288 с.

8. Dagan G. Stochastic Modeling of Groundwater Flow by Unconditional and Conditional Probabilities // Water resources research. – 1982. - V. 18 (4). -P. 835-848. - http://doi.org/10.1029/WR018i004p00835

9. Tchelepi H., Zhang D., Li L. Perturbation-based moment equation approach for flow in heterogeneous porous media: applicability rang and analysis of high-order terms // Journal of Computational Physics. – 2003. - V. 188 (1). – P. 296-317. - http://doi.org/10.1016/S0021-9991(03)00186-4

10. Novikov A.V. Posvyanskii D.V. The use of Feynman diagrammatic approach for well test analysis in stochastic porous media // J. Comp. Geoscience. - 2020. –

V. 24. – P. 921-931. - https://doi.org/10.1007/s10596-019-09880-1

11. Posvyanskii D.V. Investigation of well inflow in highly heterogeneous stochastic porous media, ECMOR 2024.

12. Рытов С.М. Введение в статистическую радиофизику. Ч. 1. Случайные процессы. – М.: Наука, 1966. – 960 с.

Сокращение выбросов парниковых газов в атмосферу и утилизация углекислого газа (СО2), в том числе через добывающие скважины, является актуальной задачей с точки зрения не только экологии, но и интенсификации притока. Периодическая закачка СО2 в добывающие скважины описана в литературе как технология Huff and Puff. Ее эффективность достигается в основном за счет снижения вязкости и объемного расширения нефти, межфазного натяжения и остаточной нефтенасыщенности. Однако описание вклада каждого фактора и возможности оптимизации процесса в литературе встречается редко. При этом часто отмечается, что одним из эффектов от обработки является набухание нефти в результате насыщения и растворения в ней СО2. Видимо, этот процесс трудно отнести к существенно влияющим на увеличение добычи нефти, поскольку увеличение объемного коэффициента снижает запасы нефти в пересчете на стандартные условия, а ее газирование в пласте и последующая сепарация на промысле не повышают товарную массу продукта и соответственно коммерческую дополнительную добычу. В статье представлен анализ ключевых физических факторов, влияющих на эффективность технологий закачки СО2. Аналитический расчет выполнен на синтетическом примере в одном из коммерческих симуляторов, где в качестве объекта исследований принят коллектор, насыщенный высоковязкой нефтью с низким газосодержанием. Описаны процессы, происходящие в модели при реализации технологии Huff and Puff, приведена динамика основных параметров, дана количественная оценка и объяснены некоторые особенности получения дополнительной добычи нефти.

Список литературы

1. Экспресс-оценка прироста коэффициента извлечения нефти в результате применения водогазовых методов увеличения нефтеотдачи /

А.В. Аржиловский, Д.Г. Афонин, А.А. Ручкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2022. - № 9. - С. 63-67. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-63-67

2. Экспериментально-вычислительный комплекс определения эффективности циклической закачки углекислого газа для низкопроницаемых коллекторов / Е.Ю. Попов, А.В. Мясников, А.Н. Черемисин [и др.] // SPE-181918-RU. https://doi.org/10.2118/181918-MS.

3. Rivera D.S. Reservoir Simulation and Optimization of CO2 Huff-and-Puff Operations in the Bakken Shale // Thesis for the Degree of Master of Science in Engineering. – Texas: The University of Texas at Austin. August 2014.

4. Лабораторные исследования применения попутного нефтяного газа с высоким содержанием СО2 для закачки на Толумском месторождении /

Р.Р. Мардамшин, А.В. Стенькин, С.А. Калинин [и др.] // Недропользование. – 2021. – Т. 21. – № 4. С. 163–170. DOI: 10.15593/2712-8008/2021.4.3

5. Experiments on Three-Phase Relative Permeability in CO2 Flooding for Low Permeability Reservoirs / Rui Wang, Chengyuan Lv, Shuxia Zhao [et al.] //

SPE-174590-MS. – https://doi.org/10.2118/174590-MS

В статье проанализировано влияние физико-механических свойств трещиновато-пористых пород (карбонатных коллекторов нефти и газа) на особенности их разработки. Показано, что продуктивность добывающих скважин, пробуренных в карбонатных коллекторах, может зависеть от типоразмеров обсадных труб скважин. Установлено, что толщина стенок обсадных труб влияет на распределение сжимающих напряжений в приствольной зоне скважин и на их продуктивность. Выявлено, что освоение скважин в карбонатных коллекторах необходимо проводить с учетом характерного времени выравнивания пластового давления в блоках породы и трещинном пространстве, которое может быть определено по результатам гидродинамических исследований. Показано, что гидрофилизация призабойных зон добывающих скважин в карбонатных коллекторах (гидрофобных или со смешанным типом смачиваемости) будет способствовать перераспределению двухфазных потоков флюида, повышающему их продуктивность. Гидрофилизация нижней части трещин гидроразрыва в горизонтальных скважинах, пробуренных в гидрофильных пластах, повышает продуктивность скважин по нефти (газу), предотвращает преждевременное формирование зон капиллярной пропитки породы водой в окрестности сторон трещин. Показано, что зависимость фильтрационной проводимости трещиновато-пористых пород от снижения пластового давления в процессе разработки залежи определяется конфигурацией вертикальных трещин в породе.

Список литературы

1. Свалов А.М. О моделировании процессов массообмена при двухфазной фильтрации в трещиновато-пористой среде//Нефтяное хозяйство. – 2023. –

№ 1. – C. 49-51. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-1-49-51

2. Седов Л.И. Механика сплошной среды. – Т. 2. – М.: Наука, 1970. – 568 с.

3. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. – М.: Недра, 1975. –216 с.

4. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984. – 211 с.

5. Свалов А.М. Механика процессов бурения и нефтегазодобычи.- М.: Книжный дом «Либроком», 2009. – 256 с.

6. Саркисов Г.М. Расчеты бурильных и обсадных колонн. – М.: Недра, 1971. – 208 с.

7. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 632 с.

8. Особенности вскрытия, испытания и опробования трещинных коллекторов нефти / Г.М. Макаров, Б.И. Окунь, А.А. Жучков, Ю.В. Вадецкий. – М.: Недра, 1973. – 136 с.

9. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. – М.: Недра, 1986. – 608 с.     

10. Свалов А.М. Особенности кривых притока и восстановления давления в трещиновато-пористых коллекторах // Инженерно-физический журнал. –

2021. – Т. 94. – № 2. – С. 377–383.

11. Пат. РФ № 2609031. Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта / С.И. Кудряшов, А.В. Дашевский, И.С. Афанасьев ,

Г.Д. Федорченко, П.А. Гришин, А.В. Фомкин, В.А. Клинчев; заявитель и патентообладатель АО «Зарубежнефть»; № 2015136185; заявл. 26.08.2015; опубл. 30.01.2017.        

12. Лебединец Н.П. О деформационных изменениях проницаемости трещиноватых коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 99–101.

В статье представлен инновационный подход к оптимизации режимов работы добывающих скважин, объединяющий инженерные методы, программирование и машинное обучение. Описана необходимость расчета предельно допустимых значений забойного давления с учетом давления насыщения, газосодержания и напряженного состояния коллектора. Для автоматизации процесса подбора скважин-кандидатов для оптимизации забойного давления разработана программа на языке Python, интегрированная в корпоративную информационную систему нефтедобывающей компании. Сбор и подготовка данных включают формирование и обработку электронных таблиц, создание новых параметров и интеграцию данных в единую базу. Учитываются также геологические риски, определенные с использованием актуальных гидродинамических моделей объектов компании. Алгоритм расчета потенциала скважин разделен на два блока: увеличение отборов за счет оптимизации глубиннонасосного оборудования (ГНО) и за счет его замены на более производительное. Модели, учитывающие динамический уровень жидкости, текущее забойное давление и параметры работы насосного оборудования, позволяют определить оптимальные параметры работы наземного привода и ГНО. Кроме того, прогнозируется изменение обводненности продукции скважин после увеличения отборов с использованием модели машинного обучения для решения задачи множественной регрессии. Важным элементом работы является создание web-приложения для удобного доступа к данным и результатам расчетов. Внедрение интерфейса ускоряет и упрощает доступ к информации, необходимой для анализа и принятия решений. Таким образом, комплексный подход, объединяющий инженерные методы, программирование и машинное обучение, позволяет значительно повысить эффективность и автоматизировать процесс подбора скважин-кандидатов, что способствует увеличению добычи нефти при минимальных затратах.

Список литературы

1. Баландин Л.Н., Грибенников О.А., Свиридова И.А. Текущее состояние работы добывающих скважин в зависимости от забойных давлений // Булатовские чтения / I Международная научно-практическая конференция, 31 марта 2017 г. В 5 т. – Краснодар: Издательский Дом - Юг, 2017. – Т. 2. Разработка нефтяных и газовых месторождений. – С. 65–69.

2. Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождении с трудноизвлекаемыми запасами. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. – 156 с.

3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Нефть и газ, 2003. – 816 с.

4. Досказиева Г.Ш., Куангалиев З.А., Имангалиева Г.Е. Оптимизация работы скважин на месторождениях НГДУ «Доссормунайгаз» // Технические науки. – 2020. – № 3.1. – https://7universum.com/pdf/tech/3.1(72.1)/3.1(72.1).pdf

5. Назаренко М.Ю., Золотухин А.Б. Применение машинного обучения для вероятностного прогнозирования добычи и расчета потенциальных извлекаемых запасов // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 9. – С. 109–113. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-9-109-113

6. Топольников А.С. Машинное обучение для механизированной добычи нефти // Neftegaz.ru. – 2021. – № 5. – С. 14-19.

7. Новый подход к доуточнению прогнозов прокси-моделей пласта с помощью алгоритмов машинного обучения / О.В. Зоткин, М.В. Симонов, А.Е. Осокина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 60–63. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-60-63

8. CatBoost: unbiased boosting with categorical features / Prokhorenkova L. [et al] // NeurIPS 2018 : 32nd Conference on Neural Information Processing Systems,

Dec 2-8, 2018, Montréal, Canada. – 2018. – https://doi.org/10.48550/arXiv.1706.09516

9. Chen T., Guestrin C. Xgboost: A scalable tree boosting system / ACM SIGKDD : Proceedings of the 22nd International Conference on Knowledge Discovery and Data Mining, Aug 2016. – 2016. – Р.785-794. – https://doi.org/10.1145/2939672.2939785.

10. LightGBM: A Highly Efficient Gradient Boosting Decision Tree / G. Ke [et al] // Advances in Neural Information Processing Systems 30 (NIPS 2017) : 31st Conference on Neural Information Processing Systems, Long Beach, CA, USA, Dec 2017. – 2017. – 10 р.

11. Permutation importance: a corrected feature importance measure / A. Altmann [et al] // Bioinformatics. – 2010. – V. 26. – No 10. – P. 1340-1347 – https://doi.org/10.1093/bioinformatics/btq134

На нефтеперерабатывающих заводах при проведении фракционирования нефти, риформинга и гидроочистки сырья оборудование подвергается коррозии и образованию отложений хлоридов аммония из-за присутствия хлороводорода. Существует мнение, что хлорорганические соединения (ХОС) в нефти могут быть как природного происхождения, так и внесены при добыче нефти. Стадии подготовки нефти до товарного качества с проведением отмывки от солей на месторождениях и водощелочной отмывки на нефтеперерабатывающих заводах не обеспечивают очистку нефти от ХОС. В литературных источниках предлагаются способы очистки нефти от таких соединений как путем ее реагентной обработки, так и при помощи технологических решений. Однако до сих пор ни одна добывающая компания, ни один нефтеперерабатывающий завод не заявили о внедрении эффективных способов очистки нефти. Обеспечение снижения содержания ХОС в нефти сводится к недопущению их попадания в нефть на стадиях добычи и транспорта. В связи с этим на нефтедобывающих предприятиях освоены методики контроля содержания этих соединений как в нефти, так и в применяемых химических реагентах. В статье приводятся результаты исследований по очистке нефти от ХОС химическим реагентом, синтезированным на основе производного алкилфенола, предложена технологическая схема проведения комплексной очистки нефти, которая может быть реализована в стационарном и мобильном исполнениях и интегрирована в действующую инфраструктуру установки подготовки нефти.

Список литературы

1. Sun A., Fan D. Prediction, monitoring, and control of ammonium chloride corrosion in refining processes. – San Antonio: TX: NACE International, 2010. – P. 10359.

2. Distribution and hazards of organic chlorides in crude oil and its distillates / R. Ma, J.H. Zhu, B.C. Wu, J.X. Xue // Petroleum Refinery Engineering. – 2016. – V. 46. –

№ 4. – P. 60–64.

3. Xiaohui L., Bencheng W., Jianhua Z. Hazards of organic chloride to petroleum processing in chinese refineries and industrial countermeasures // Progress Petrochem Sci. – 2018. – V. 2. – № 3. – Р. 204–207. - http://doi.org/10.31031/pps.2018.02.000539

4. Medvedeva M.L., Gorelik A.A. Corrosion and protection of atmospheric rectification towers during an increase in the corrosivity of crude oil // Protection of Metals. – 2002. – V. 38. – № 5. – P. 497–499. - http://doi.org/10.1023/A:1020367300919.

5. Xiaohui L., Bencheng W. Understanding to the composition and structure of organic chlorides in petroleum and its distillates // Pet. Sci. Technol. – 2019. – V. 37. –

P. 119–126. - http://doi.org/10.1080/10916466.2018.1514407.

6. Генезис хлорорганических соединений в нефти и нефтепродуктах (обзор) / А.Г. Бадамшин, В.В. Носов, А.Ю. Пресняков [и др.]// Нефтехимия. – 2021. –

Т. 61. – № 6. С. 776–787. - http://doi.org/10.31857/S0028242121060034.

7. Хлорорганический соединения в нефти: проблемы и решения / В.В. Носов, А.Ю. Пресняков, А.Г. Бадамшин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 4. – C. 110–113. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-4-110-113.

8. Xiaohui L., Bencheng W., Jianhua Z. Qualitative and quantitative analysis of organic chlorides in gasoline by GC–ECD // Chin. J. Anal. Lab. – 2016. – V. 8. – № 35. –

P. 945–949.

9. Xiaohui L., Bencheng W., Jianhua Z. Characterization of organic chlorides from atmospheric residue of crude oil: Part I. Gas chromatography–mass spectrometry // Sci. Fed. J. Pet. – 2018. – № 2. – P. 1–7.

10. Distribution, qualitative and quantitative of chlorides in distillates of SL crude oil / R. Ma, J.H. Zhu, B.C. Wu, X.H. Li // Energy Fuels. – 2017. – V. 31. – № 1. –

P. 374–378. - http://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.6b02527.

11. Distribution and identification of chlorides in distillates from YS crude oil / B.C. Wu, Y.F. Li, X.H. Li, J.H. Zhu // Energy Fuels. – 2015. – V. 29. – № 3. – P. 1391–1396. - http://doi.org/10.1021/ef502450w.

12. Pat. US4721824. Guard Bed Catalyst for Organic Chloride Removal from Hydrocarbon Feed /J.P. McWilliams, M.I. Nemet-Mavrodin, C.T. Sigal, R.C. Wilson.

13. Пат. RU2065477 С1 РФ. Способ удаления хлорсодержащих соединений из нефти / С.Ш. Гершуни, Г.А. Юшманова, Н.И. Рассохацкий, В.А. Чунюкин; патентообладатели С.Ш. Гершуни, Г.А. Юшманова, Н.И. Рассохацкий, В.А. Чунюкин; № 93052711/04; заявл. 19.11.1993; опубл. 20.08.1996/

14. Пат. RU2605601 С1 РФ. Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти / О.С. Татьянина, С.Н. Судыкин, Ф.Р. Губайдулин, Р.З. Сахабутдинов, А.Л. Санникова, Р.Р. Мухаметгалеев, С.К. Носов; патентообладатель ПАО «Татнефть»; № 2016100673/04; заявл. 11.01.2016; опубл. 27.12.2016.

15. Пат. RU2672263 С1 РФ. Способ снижения содержания органических хлоридов в нефти / Л.М. Абдрахманова, О.С. Татьянина, С.Н. Судыкин; патентообладатель ПАО «Татнефть»; № 2017145787; заявл. 25.12.2017; опубл. 13.11.2018.

В нормативно-технических документах РФ в настоящее время в нефтях регламентируется лишь содержание легких хлорорганических соединений (ХОС), температура кипения которых не превышает 204 °С, при полном запрете ХОС (в том числе и тяжелых, выкипающих при температуре выше 204 °С) в химических реагентах. В связи с этим актуальным вопросом остается контроль содержания ХОС в химических реагентах, применяемых для интенсификации добычи нефти. В статье описаны результаты исследований, направленных на изучение возможностей образования ХОС при взаимодействии керна и пластовых вод с основными хлорсодержащими реагентами (в частности HCl), используемыми при проведении геолого-технических мероприятий. Оценено влияние концентрации HCl на образование ХОС с учетом частичной нейтрализации соляной кислоты карбонатами, входящими в состав керна. Выявлено повышенное образование ХОС в нефтях при взаимодействии со смесями соляной кислоты и нитрата кальция, дано теоретическое обоснование данному наблюдению. С целью определения возможных мест образования и концентрации ХОС в пластовых условиях, приближенных к реальным, выполнено гидродинамическое моделирование технологического процесса солянокислотной обработки (СКО) забоя горизонтальной скважины. Численная CFD-модель показала удовлетворительные результаты при сравнении с аналитическими и лабораторными данными. При соответствующей настройке и дополнении геолого-физическими характеристиками коллектора и флюидов, а также кинетикой возможных реакций образования ХОС модель может применяться при планировании СКО и оценке рисков образования ХОС.

Список литературы

1. Лидин Р.А., Молочко В.А., Андреева В.А. Химические свойства неорганических веществ; Под ред. Р.А. Лидина. – М.: Химия, 2000. – 480 с.

2. Уильямс У.Дж. Определение анионов. Справочник. – М.: Химия, 1982. – 624 с.

3. Ли Дж. Дж. Именные реакции. Механизмы органических реакций - М.: Бином, 2006. – 142 с.

4. Moorcroft M.J., Davis J., Compton R.G. Detection and determination of nitrate and nitrite: a review // Talanta. – 2001. – V. 54(5). – P. 785–803. - http://doi.org/10.1016/S0039-9140(01)00323-X

В статье рассмотрена актуальная проблема ускорения перехода к информационному моделированию объектов капитального строительства нефтегазовой отрасли и пути ее решения, основанные на развитии «умного и бережливого» подхода, заложенные в методологии образцового проектирования. Инструментом, позволяющим обеспечить сокращение трудозатрат, является интеллектуальная система информационного моделирования кустовых площадок (Куст.AI). Описана многослойная архитектура Куст.AI. Показано, что Куст.AI является элементом общего IT-ландшафта проектно-изыскательских работ ПАО «НК «Роснефть» и обеспечивает оптимальный переход от традиционного документо-ориентированного подхода к дата-ориентированному. Куст.АI обеспечивает автоматизацию решений на всем пути создания ценности – от ввода исходных данных до получения готовой информационной модели и проектных документов, что позволяет: сократить время на создание информационной модели для типовых кустовых площадок, исключить человеческий фактор в процессе создания информационной модели за счет  сокращения числа рутинных задач инженера-проектировщика, выпускать проектно-сметную документацию на основании данных моделей, повысить до 100 % охват типовых проектов кустовых площадок скважин технологией информационного моделирования. Показано, что разработка и внедрение проекта Куст.AI являются последовательным продолжением реализации инициатив ПАО «НК «Роснефть» по переходу от классического проектирования к информационному моделированию, что в перспективе даст возможность перейти к использованию инструментов искусственного интеллекта для повышения эффективности управления проектными решениями и качеством проектной документации.

Список литературы

1. Новые инструменты ПАО «НК «Роснефть» для повышения эффективности проектирования в области капитального строительства / Д.Г. Дидичин,

В.А. Павлов, М.Г. Волков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 64–68. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-8-64-68 

2. 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

3. Перечень поручений по реализации Послания Президента Федеральному Собранию (утв. Президентом РФ от 30.03.2024 г. № Пр-616).

4. Постановление Правительства РФ от 5 марта 2021 г. № 331 «Об установлении случаев, при которых застройщиком, техническим заказчиком, лицом, обеспечивающим или осуществляющим подготовку обоснования инвестиций, и (или) лицом, ответственным за эксплуатацию объекта капитального строительства, обеспечиваются формирование и ведение информационной модели объекта капитального строительства».

5. Новые инструменты ПАО «НК «Роснефть» для повышения эффективности проектирования: проекты-образцы / Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов, С.А. Иванов

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 5. – С. 111–115. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-111-115

6. Типовое проектирование – на пульсе времени / А.Н. Кравченко, А.С. Косарев, В.А. Павлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 13–15. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-13-15

7. Новые инструменты ПАО «НК «Роснефть» для повышения эффективности проектирования: платформенные решения / Д.Г. Дидичин, В.А. Павлов,

С.А. Иванов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 12. – С. 135–138. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-135-138

В рамках Стратегии «Роснефть – 2030» в компании реализуется стратегическая инициатива по развитию Системы повышения производственной эффективности (ППЭ), которая охватывает все направления процесса нефтегазодобычи. С целью сокращения эксплуатационных затрат и капитальных вложений в добывающих Обществах Группы (ОГ) разрабатываются проекты ППЭ, лучшие из которых распространяются в других ОГ. Для обмена информацией и контроля процесса тиражирования проектов используется автоматизированная матрица, а для его мониторинга – «улей» тиражирования. Максимальный уровень тиражирования успешных проектов ППЭ является абсолютным приоритетом для развития Системы ППЭ, что позволит снизить затраты в результате их реализации на постоянной основе. Приведены практические примеры применения проектов ППЭ в области эксплуатации и развития наземной инфраструктуры в нефтегазодобыче. Для оптимизации эксплуатационных затрат на основании сравнения их удельных показателей среди ОГ был проведен векторный анализ, определяющий базовые ориентиры. Совместно с ВШБ МГУ разработана и успешно интегрирована в Систему ППЭ программа обучения сотрудников компании. При определении целей ППЭ в производственные контракты ОГ ежегодно включается целевой показатель, направленный на выявление нераспределенного потенциала ППЭ нефтегазодобычи путем реализации соответствующих проектов.

Список литературы

1. Исаков А.С., Лунин Д.А., Хорошев А.Н. Интегральный рейтинг Обществ Группы ПАО «НК «Роснефть» // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 11. – С. 16–19. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-16-19

2. Проекты повышения производственной эффективности нефтегазодобычи в области энергетики / А.С. Исаков, В.В. Никонов, А.Е. Ганин [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2023. - № 5. – С. 62–66. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-5-62-66

3. Шук Дж. Метод А3 в управлении компаний. Как создать среду развития и сотрудничества. – М.: Сколково, 2008. - 144 c.

4. Juran J.M. Juran’s Quality Control Handbook. - McGraw-Hill, 1988. – 1808 p.

В настоящее время производственные предприятия для повышения конкурентоспособности сосредоточиваются на преимуществах ИТ-решений. На нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) существует ряд проблем, связанных с недостаточностью автоматизации процессов управления, перенасыщенностью производственными данными, но без должного уровня аналитики и управления, основанного на этих данных. Решением является централизация компетенций по сбору, обработке и анализу важной производственной информации в рамках центра управления производством (ЦУП). Формат ЦУП близок к традиционным диспетчерским, ситуационным центрам, но осуществляет более глубокую работу с получаемыми данными в исторической перспективе и через задачи прогнозирования и оптимизации. В статье рассматривается концептуальная модель, которая является основой для реализации ЦУП, решающего ряд задач на НПЗ. Данная модель предназначена для ускорения сроков сбора и обработки информации, повышения уровня автоматизации и централизации процессов управления НПЗ, оперативности принятия решений, безопасности на производстве, создания или развития единой информационной среды контроля и управления производством. Предлагаемая концептуальная модель включает описание уровней ИТ-платформы ЦУП, схему взаимодействия цифровой платформы ЦУП с аппаратно-программными комплексами и ИТ-системами, участвующими или предоставляющими актуальную информацию для функционирования ЦУП, концептуальную схему ИТ-систем его цифровой платформы для достижения целевого процесса управления производством, задачи, реализуемые модулями цифровой платформы, описание организационно-функциональной структуры ЦУП, включающей типовую структуру и требования к организации персонала, и размещения производственных и кадровых ресурсов.

Список литературы

1. Хаммер М., Чампи Дж. Реинжиниринг корпорации. Манифест революции в бизнесе. – М.: Манн, Иванов и Фербер, 2011. – 288 с.

2. Жаворонков Д.В. Организационные структуры управления. – Краснодар: Кубанский гос. университет, 2020. – 100 c.

3. Парахина В.Н., Федоренко Т.М. Теория организаций. – 5-е изд. – М.: КноРус, 2010. – 296 с.

4. Истомин Е.П., Соколов Е.П. Теория организаций. Системный подход. – М.: ЭКСМО, 2009. – 314 с.

В статье рассмотрено применение программных алгоритмов для подготовки картографических данных на ранних этапах геолого-разведочных работ и планирования обустройства месторождений. Для формирования Интегрированной концепции разработки - одной из ключевых задач Инжиниринга группы компаний «Газпром нефть» - очень важно на ранней стадии работ иметь качественные данные для концептуального проектирования объектов обустройства месторождений углеводородного сырья. Отсутствие качественных картографических данных на этапе анализа лицензионных участков и на ранних этапах крупных проектов приводит к недостаточной проработке технических решений и может вызывать проблемы при проведении геолого-разведочных работ, проектировании и строительстве объектов, приводить к увеличению сроков реализации и стоимости проекта. При этом выполнение детальных полевых изыскательских работ либо аэрофотосъемки на ранних стадиях не всегда возможно и экономически целесообразно. Применение расчетных алгоритмов распознавания объектов на основе обработки данных дистанционного зондирования Земли (ДЗЗ) позволяет получить подробную информацию о местности, границах водных объектов и типах болот, растительности, местах залегания общераспространенных полезных ископаемых. Использование программных алгоритмов при анализе ДЗЗ позволяет повысить качество полученных данных, найти оптимальные трассы линейных объектов, снизить стоимость инженерной подготовки площадных объектов.

Список литературы

1. Ronnenberger O., Fischer Ph., Brox T. U-Net: convolutional networks for biomedical image segmentation // Medical Image Computing and Computer-Assisted Intervention. –MICCAI 2015. Lecture Notes in Computer Science. – 2015. – V. 9351. - Р. 234-241. - https://doi.org/10.1007/978-3-319-24574-4_28

2. Gholamalinezhad H., Khosravi H. Pooling methods in deep neural networks, a review. -arXiv:2009.07485. - 2020.

3. Sentinel-2 Remote Sensed Image Classification with Patchwise Trained ConvNets for Grassland Habitat Discrimination / P. Fazzin [et al.] // Remote Sensing. – 2021. – V. 13. - http://doi.org/10.3390/rs13122276

4. Тарасов А.В. Оценка точности алгоритмов выделения маски облачности по данным Sentinel-2 и PlanetScope // Современные проблемы дистанционного зондирования Земли из космоса. – 2020. – Т. 17. – No 7. – С. 26–38. - http://doi.org/10.21046/2070-7401-2020-17-7-26-38

5. Deep learning in remote sensing applications: A meta-analysis and review / Ma Lei [et al.] // ISPRS Journal of Photogrammetry and Remote Sensing. – 2019. -

V. 152. – P. 166-177. - http://doi.org/10.1016/j.isprsjprs.2019.04.015

6. A deep learning approach for automated diagnosis and multi-class classification of Alzheimer’s disease stages using resting-state fMRI and residual neural networks / F. Ramzan, M.U.G. Khan, A. Rehmat [et al.] // Journal of Medical Systems. - 2020. - V. 44(2). - https://doi.org/10.1007/s10916-019-1475-2

7. Hatem Magdy Keshk, Xu-Cheng Yin. Satellite super-resolution images depending on deep learning methods: A comparative study // International Conference on Signal Processing, Communications and Computing (ICSPCC). – 2017. - https://doi.org/10.1109/ICSPCC.2017.8242625

8. Иванов К.Е., Новиков С.М. Болота Западной Сибири, их строение и гидрологический режим. – М.: Гидрометеоиздат, 1976. – 447 с.

9. Батуев В.И., Калюжный И.Л. Особенности промерзания болот при климатических изменениях на севере и северо-западе Европейской территории России //Лед и снег. – 2019. – Т. 59. – №. 2. – С. 233–244. - https://doi.org/10.15356/2076-6734-2019-2-390

10. Коронатова Н.Г., Миронычева-Токарева Н.П., Соломин Я.Р. Температурный режим торфяной залежи бугров и топей плоскобугристых болотных комплексов Западной Сибири //Криосфера Земли. – 2018. – Т. 22. – №. 6. – С. 16–25. - https://doi.org/10.21782/KZ1560-7496-2018-6(16-25)

В статье рассмотрено использование цифровой информационной модели наземной инфраструктуры для мониторинга и оптимизации эффективности обустройства месторождений. Представлен разработанный модуль «Анализ готовности электросетевого хозяйства (ЭСХ)» в рамках корпоративной информационной системы «РН-КИН» для автоматизации выявления объектов с отставанием от требуемого срока ввода и подбора оптимальных схем электроснабжения.  Анализируется применение модуля на различных этапах жизненного цикла проекта, включая анализ ЭСХ, формирование концепции и подбор мобильных установок, а также внесение принятой концепции в цифровую информационную модель. В рамках модуля сравниваются и подбираются следующие мобильные схемы электроснабжения: временные энергоцентры (дизель-генераторные установки или энергоцентры на попутном нефтяном газе), мобильные воздушные линии и мобильные подстанции. В разработанном модуле подбор мобильных решений осуществляется на основании электротехнических расчетов и экономической оценки. Все результаты расчетов и подбора выгружаются из модуля как готовые рекомендации и в виде графического отображения нормальной схемы электрических соединений сети. Данное цифровое решение позволит повысить качество проектов в области концептуального проектирования и перспективного планирования наземной инфраструктуры месторождения. Разработанная методика и модуль «Анализ готовности ЭСХ» опробованы на примере одного из крупнейших дочерних обществ ПАО «НК «Роснефть» и показали свою эффективность. В ближайшие годы планируется широкое внедрение модуля в добывающих обществах компании. 

Список литературы

1. RN.DIGITAL: RN-КИН / ПАО «НК «Роснефть». https://rn.digital/rnkin/ (дата обращения 09.01.2024)

2. Костригин И.В., Загуренко Т.Г., Хатмуллин И.Ф. Программный комплекс «РН-КИН»: история создания, развития и внедрения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Рофнеть». – 2014. – Вып. 35. – № 2. – С. 4–7.

3. Ильясов Р.Р., Свечников Л.А., Каримов М.Р. Метод автоматического формирования оптимальной схемы инфраструктуры поверхностного обустройства// Научно-технический вестник ОАО «НК «Рофнеть». – 2014. – Вып. 35. – № 2. – С. 36–39.

4. Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы шестого и седьмого изданий с изменениями и дополнениями. – М.: ЭКСМО, 2024.

В статье представлена краткая ретроспектива внедрения средств цифрового обучения в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Одной из задач обучения является реализация летних практик, которые предполагают получение рабочей профессии и последующее закрепление теоретических знаний, практических навыков и умений на нефте- и газодобывающих предприятиях. По разным причинам качество предоставляемых учебных материалов и проверки знаний студентов может различаться даже в пределах одного вуза, что негативно влияет на получение студентами практических компетенций. В данной статье предлагается новое решение – учебные цифровые макеты оборудования, на которых основано новое учебное приложение «Практикум студента факультета разработки нефтяных и газовых месторождений». Ключевым отличием цифрового макета от цифровой трехмерной модели оборудования является наличие учебных сценариев, позволяющих изучать составляющие элементы образца оборудования, а также действия работника при использовании этого оборудования. Кроме того, учебные сценарии включают инструменты проверки знаний, в том числе проверку знания номенклатуры элементов оборудования и последовательности его работы или обслуживания. В статье показаны некоторые из реализованных сценариев в учебном приложении, созданном в виде вэб-страницы, как универсального средства доступа на персональных компьютерах и мобильных устройствах.

Список литературы

1. Реализация междисциплинарного обучения в виртуальной среде проектной и производственной деятельности / В.Г. Мартынов, В.С. Шейнбаум, П.В. Пятибратов, С.А. Сарданашвили // Инженерное образование. – 2014. – № 14. – С. 5–11.

2. Цифровое месторождение в образовании / В.Г. Мартынов, В.С. Шейнбаум, С.А. Сарданашвили, П.В. Пятибратов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 124–126.

3. Разработка учебного тренажера системы добычи и сбора газа морского газоконденсатного месторождения / В.В. Самсонова, С.К. Митичкин,

Л.В. Игревский [и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2021. – № 12 (581). – С. 49–54. - https://doi.org/0.33285/0132-2222-2021-12(581)-49-54

4. Компьютерный тренажерный комплекс процессов подготовки нефти и газа к транспорту / Р.Л. Барашкин, П.К. Калашников, В.Е. Попадько, П.В. Пятибратов // Территория Нефтегаз. – 2015. – № 5. – С. 27–31.

5. Шраго И.Л. Концептуальные решения линейки тренажеров АМТ - залог успеха и долголетия // Автоматизация в промышленности. – 2022. – № 9. –

С. 30–33. - https://doi.org/10.25728/avtprom.2022.09.05

6. Мартынов В.Г., Пятибратов П.В., Шейнбаум В.С. Развитие инновационной образовательной технологии обучения студентов в виртуальной среде профессиональной деятельности // Высшее образование сегодня. – 2012. – № 5. – С. 4–8.

7. Обучение студентов в виртуальной среде профессиональной деятельности на примере междисциплинарного тренинга / В.С. Шейнбаум, П.В. Пятибратов, М.С. Хохловa [и др.] // Инженерное образование. – 2016. – № 20. – С. 178-187.

8. Мухина А.Г., Шеляго Н.Д. Интегрированная компьютерная модель системы управления производством углеводородов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2018. – № 7. – С. 29–34.

9. Шеляго Е.В., Шеляго Н.Д. Опыт разработки и применения в учебном процессе приложения «Virtual Petrolab» для мобильных устройств // Высшее образование в России. – 2019. – Т. 28. – № 5. – С. 119–126. - https://doi.org/10.31992/0869-3617-2019-28-5-120-126

10. Шеляго Е.В., Шеляго Н.Д. Применение мобильных обучающих приложений в сфере высшего образования на примере специальности «Нефтегазовое дело» // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 10. – С. 128–132.

11. Watters A. The First Teaching Machines. The History of the Future of Education. Feb 4, 2015. URL: https://medium.com/the-history-of-the-future-of-education/the-first-teaching-machines-9ac9c4a1fa93

12. Aikins H.A. Educational appliance. Patent US1050327A. 1911. URL: https://patents.google.com/patent/US1050327A/en

13. Филиппова Д.А. Место цифровых макетов в современном производстве // Вестник ИрГТУ. – 2014. – № 10 (93). – С. 19–22.