В статье рассматривается проблема повышения эффективности геолого-разведочных работ на нефтегазовых месторождениях бассейна Кыулонг в территориальных водах Вьетнама. Актуальность исследования обусловлена необходимостью снижения неопределенности строения осадочной толщи и локализации перспективных зон. Целью работы является апробация комплексного подхода к моделированию углеводородной системы (УВС), включающего последовательное седиментационное моделирование, анализ тектонической истории региона и оценку проводимости тектонических нарушений. В процессе работы применялись фациальный и бассейновый анализ, а также оценка фильтрационно-емкостных свойств пород. Особое внимание уделено определению глинизации разломов и их роли в формировании залежей углеводородов. Опробованная комплексная методика моделирования, учитывающая особенности осадконакопления, тектонического развития территории и характеристики разломной тектоники, продемонстрировала высокую достоверность полученных результатов. Практическая значимость работы заключается в повышении точности прогноза перспективных участков за счет комплексного подхода к моделированию УВС. Полученные результаты позволяют оптимизировать планирование геолого-разведочных работ и снизить риски при поиске новых залежей углеводородов. Перспективным направлением дальнейших исследований является автоматизация отдельных этапов последовательного седиментационного моделирования с целью сокращения временных затрат и внедрения методики в рутинную практику геологоразведки.

Список литературы

1. Опыт комплексирования современных методов сейсморазведки и седиментационного моделирования на примере бассейна Кыулонг (Вьетнам) / П.А. Шахов, А.Э. Десятникова, Е.А. Березовская, Э.М. Закиев // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 2. – С. 12–16. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-2-12-16. – EDN: JNIBZR

2. Hall R. Cenozoic geological and plate tectonic evolution of SE Asia and the SW Pacific: computer-based reconstructions, model and animations //Journal of Asian earth sciences. – 2002. – V. 20. – № 4. – С. 353–431. – https://doi.org/10.1016/S1367-9120(01)00069-4. – EDN: LXLGGR

3. Fyhn M.B.W., Boldreel L.O., Nielsen L.H. Geological development of the Central and South Vietnamese margin: Implications for the establishment of the South China Sea, Indochinese escape tectonics and Cenozoic volcanism // Tectonophysics. – 2009. – V. 478. – № 3–4. – С. 184–214. – https://doi.org/10.1016/j.tecto.2009.08.002. – EDN: NALPGJ

4. Fault Seal Capacity Study for Potential Cluster Prospects in Song Hong Basin, Vietnam / Phong Van Phung [et al.] // International Journal of Applied Engineering Research. – 2018. – V. 13. – №. 5. – С. 2458–2467.

В статье рассмотрен вопрос смещения акцента геолого-разведочных работ с площадей барьерных карбонатных массивов Сарапульской впадины Камско-Кинельской системы прогибов (Удмуртия) в сторону ближних террас позднедевонско-турнейского палеошельфа. В пределах последнего отмечается широкое развитие локальных органогенных построек фаменского возраста, с которыми традиционно связывались перспективы нефтегазоносности структур их облекания в карбонатных отложениях средне-, нижнетурнейского и верхнефаменского подъярусов. Недавнее поисковое бурение на Шарканском участке с полным вскрытием франско-фаменских отложений в одной из указанных построек подтвердило прогноз промышленной нефтеносности нижнефаменских коллекторов и наметило потенциал продуктивности среднефаменских отложений. Результаты анализа накопленных данных по Волго-Уральской нефтегазоносной провинции показывают практически полное отсутствие месторождений с залежами в отложениях нижней половины фаменского яруса в пределах гряд валообразных поднятий и широкое их наличие в забортовых палеошельфовых областях. Отмечается снижение (погружение) этажа нефтеносности по мере удаленности от барьерных валов в сторону мелководного шельфа. Для территории Удмуртии выделены два генетических типа структур, связанных с облеканием сквозных субмеридиональных валов и биогермных тел. Для последних намечены основные особенности и критерии нефтеносности.

Список литературы

1. Мирнов Р.В., Чанышева Л.Н. Опыт применения секвенс-стратиграфического подхода для детального изучения верхнедевонско-турнейского клиноформного комплекса Актаныш-Чишминского прогиба // Георесурсы. – 2025. – № 27 (1). – С. 284–298. – https://doi.org/10.18599/grs.2025.1.28. –

EDN: QRLBAM

2. Cавельев В.А. Нефтегазоносность и перспективы освоения ресурсов нефти Удмуртской Республики. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. – 287 с.

3. Перспективы поиска литологических залежей в депрессионных толщах выполнения прогибов Камско-Кинельской системы в пределах Удмуртской Республики / А.А. Чихирин, А.В. Шостак, К.А. Кириллов [и др.] // Новые идеи в геологии нефти и газа. Новая реальность 2021: Сборник научных трудов (по материалам Международной научно-практической конференции), Москва, 27–28 мая 2021 года. – М.: Перо, 2021. – С. 652–656. – EDN: SNJELP

4. Вилесов А.П. Типизация разномасштабных карбонатных осадочных тел верхнего девона – выход на новый уровень геологоразведки в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 11. – С. 76–81. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-11-76-81. – EDN: EIXLYI

5. Денцкевич И.А., Ощепков В.А. Закономерности размещения залежей нефти в бортовых зонах Муханово-Ероховского прогиба // Геология нефти

и газа. – 1989. – № 5. – С. 21–23.

6. Новое направление поисков залежей нефти на Бобровско-Покровском валу / В.А. Шакиров, Ю.И. Никитин, А.П. Вилесов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 90–94. – EDN: XWOJGZ

7. Лозин Е.В. Детализация геологии карбонатов фаменского яруса в платформенном Башкортостане в связи с доразведкой их нефтеносности // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 3. – С. 11–15. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2022-3-11-15. – EDN: DIQWGI

8. Чихирин А.А., Шостак А.В., Кириллов К.А. Перспективы нефтеносности верхнефранско-турнейских отложений в пределах Удмуртско-Пермского палеошельфа // Успехи современного естествознания. – 2021. – № 8. – С. 91–98. – https://doi.org/10.17513/use.37676. – EDN: ETEOVS

В статье представлены результаты комплексного петрофизического исследования алеврито-песчаных пород газсалинской пачки кузнецовской свиты туронского возраста. Анализ выполнен на основе данных геофизических исследований скважин (ГИС) и лабораторных исследований керна по шести скважинам, расположенным в пределах трех месторождений Русско-Часельского мегавала. Установлено, что изучаемые отложения характеризуются выраженной тонкой слоистостью, высокой литологической неоднородностью и значительной глинистостью, что определяет сочетание повышенных значений пористости и крайне низкой проницаемости. Показано, что стандартные методы ГИС имеют ограниченную разрешающую способность при изучении тонкослоистых глинисто-алеврито-песчаных пород и не позволяют корректно оценивать эффективную толщину коллекторских прослоев. Привлечение данных нейтронного плотностного каротажа, а также результатов рентгеноструктурного анализа глинистых минералов позволило уточнить модель глинистости и повысить достоверность расчета пористости. В работе выполнен анализ применимости классической модели Арчи, выявивший нестабильность ее параметров в различных скважинах. Комплексное изучение результатов капилляриметрии и распределения остаточной воды в совокупности с данными о минеральном составе глин дает возможность уточнить параметры электрических моделей, что является важным этапом построения корректной петрофизической модели туронских отложений.

Список литературы

1. Подходы к разработке месторождений высоковязкой нефти в арктических условиях на примере Русского месторождения / И. Эдельман, Н. Иванцов, А. Шандрыгин [и др.] // SPE-149917-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/149917-MS

2. Агалаков С.Е., Кудаманов А.И., Маринов В.А. Фациальная модель верхнего мела Западной Сибири // Интерэкспо ГЕО-Сибирь. – 2017. – Т. 2. – № 1. – С. 101–105. – EDN: YRPNNR

3. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде / А.Э. Конторович, С.В. Ершов, В.А. Казаненков [и др.] // Геология и геофизика. – 2014. – Т. 55. – № 5–6. – С. 745–776. – https://doi.org/10.15372/GiG20140504. – EDN: QQUSWF

4. Кудаманов А.И., Агалаков С.Е., Маринов В.А. К вопросу о турон–раннеконьякском осадконакоплении в пределах Западно-Сибирской плиты // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 7. – С. 19–26. – https://doi.org/10.30713/2413-5011-2018-7-19-26. – EDN: UTYMDQ

5. Следы тектонического контроля осадконакопления в туроне Западной Сибири / А.И. Кудаманов, С.Е. Агалаков, В.А. Маринов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2020. – № 10(346). – С. 12–21. – https://doi.org/10.30713/2413-5011-2020-10(346)-12-21. –

EDN: MNQPZO

6. Концептуальная геологическая модель туронских отложений на примере Харампурского месторождения Западной Сибири / Э.Б. Авраменко, М.А. Грищенко, И.О. Ошняков, А.И. Кудаманов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 82–87. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-82-87. – EDN: KLIRWF

7. Основные положения методики подсчета запасов и проектирования разработки газовых пластов в низкопроницаемых туронских отложениях на активах ПАО «НК «Роснефть»» / О.А. Лознюк, К.Б. Кузив, А.Н. Киселев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 11. – С. 32–38. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-11-32-38. – EDN: IZSXGS

8. Инновационные подходы к изучению гетерогенных анизотропных коллекторов отложений туронского возраста для достоверной оценки их фильтрационно-емкостных свойств / А.В. Мальшаков, И.О. Ошняков, Е.Г. Кузнецов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 18–22. – EDN: WZJJVX

9. Archie G.E. The Electrical Resistivity Log as an Aid in Determining Some Reservoir Characteristics // Transactions of the AIME. – 1942. – Vol. 146. – P. 54–67. – https://doi.org/10.2118/942054-G

10. Waxman M.H., Smits L.J.M. Electrical Conductivities in Oil-Bearing Shaly Sands // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1968. – Vol. 8. – № 2. – P. 107–122. – https://doi.org/10.2118/1863-A

11. Juhasz I. Normalised Qv – The Key to Shaly Sand Evaluation Using the Waxman-Smits Equation in the Absence of Core Data // SPWLA 22nd Annual Logging Symposium: proceedings. – Mexico City, Mexico, June 23–26, 1981. – Paper SPWLA-1981.

В связи с усложнением структуры запасов углеводородов и возрастающей сложностью геолого-разведочных работ все большую актуальность приобретают задачи повышения точности и достоверности данных о свойствах пластовых флюидов, используемых для подсчета запасов углеводородов, выработки проектных решений, технико-экономической оценки эффективности разработки, в том числе оценки капитальных вложений и эксплуатационных затрат в процессе освоения месторождений. Единственный способ получения подобной информации – это отбор представительных проб пластовых флюидов. Проба считается представительной, если ее компонентный состав идентичен составу пластового флюида. Оптимальным для отбора представительных глубинных проб пластового флюида является использование глубинных пробоотборников проточного типа. К важным факторам обеспечения работоспособности электронно-управляемых пробоотборников относится проверка работоспособности элементов питания при подготовке оборудования к работе. Абсолютно все элементы питания должны быть депассивированы перед использованием. Качественный отбор пробы газа высокого давления проводится на установившемся режиме работы скважины из газосепаратора либо из газовой линии перед диафрагменным измерителем критического течения. Для отбора, хранения и транспортировки газа и газового конденсата под давлением применяют безосколочные металлокомпозитные баллоны, которые позволяют надежно сохранить отобранный флюид до проведения анализа в лаборатории при соблюдении требований к транспортировке, эксплуатации, обслуживанию и ремонту.

Список литературы

1. Остроухов Н.С., Рассохин А.С., Карначёв Д.В. Отечественные глубинные пробоотборники // Вести газовой науки. – 2016. – № 4. – С. 181–185. –

EDN: YKOWVD

2. ОСТ 153-39.2-048-2003. Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов. – М., 2003. – 94 с.

3. СТО РМНТК 153-39.2-002-2003. Нефть. Отбор проб пластовых флюидов. – М.: РМНТК «Нефтеотдача», 2003.

Начиная с 2020 г. в ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга» успешно развиваются технологии строительства многоствольных наклонно направленных и горизонтальных добывающих скважин, в том числе с использованием таких конструкций скважин, как Fishbone и «Ласточкин хвост». В статье рассматриваются вопросы, связанные с бурением многоствольных и многозабойных наклонно направленных и горизонтальных скважин на Харьягинском месторождении Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Представлены краткая история развития Харьягинского нефтяного месторождения и история развития технологий бурения многоствольных скважин в ООО «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ-добыча Харьяга». Описывается потребность современной нефтегазовой отрасли в технологиях в условиях разработки сложных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов в низкопроницаемых коллекторах. Приводится история развития классификации многоствольных скважин - Technology Advancement Multi-Laterals (TAML). Представлена классификация уровней сложности строительства многоствольных скважин TAML – от простейшей конструкции без механического соединения стволов до полностью изолированных стволов скважины с возможностью независимой эксплуатации каждого (всего шесть уровней сложности). Рассмотрены отличительные особенности каждого из шести уровней сложности бурения многоствольных и многозабойных скважин. Представлены данные о пробуренных скважинах на Харьягинском месторождении: приведено описание технологий и результатов, полученных при использовании различных конструкций скважин.

Список литературы

1. Гусейнова Е.Л., Гусейнов Э.М. Бурение многоствольных скважин с применением технологии RAPID // Нефтегазовое дело. – 2018. – Т. 16. – № 4. –

С. 6–12. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2018-4-6-12. – EDN: XZBHKH

2. Классификация многоствольных технологий TAML. – https://neftegaz.ru/tech-library/burenie/142482-klassifikatsiya-taml

3. Заикин И.П., Кемпф К.В., Шкарин Д.В. Опыт строительства многоствольной скважины в АО «Зарубежнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. –

С. 21–24. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-8-21-24. – EDN: ZDRWOX

На опытных участках одного из месторождений Восточной Сибири проведены опытно-промысловые испытания (ОПИ) однокомпонентного полимерного гелеобразующего состава с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения нефтеотдачи. Участки пласта характеризуются высокими проницаемостью и неоднородностью, что вызывает преждевременные прорывы закачиваемой воды к добывающим скважинам. Выбор технологии воздействия на пласт с использованием однокомпонентного гелеобразующего состава выполнен на основании результатов лабораторных исследований в свободных объемах и фильтрационных экспериментов на неоднородных высокопроницаемых моделях пласта в условиях высокой минерализации пластовых и закачиваемых вод. Установлено, что увеличение фактора сопротивления при закачке раствора реагента достигает значения 56,7, фактора остаточного сопротивления – 9,4. Максимальный прирост коэффициента вытеснения в ходе фильтрационных опытов составил 0,087. ОПИ, проведенные на трех нагнетательных скважинах, показали высокую эффективность технологии. Продолжительность технологического эффекта составила 10-12 мес, средняя удельная дополнительная добыча за календарный год – 2177 т/скв.-операцию, суммарная дополнительная добыча нефти за весь период наблюдения (13 мес) - 41,5 тыс. т. По результатам выполненных мероприятий сделан вывод о перспективности дальнейшего применения апробированного полимерного гелеобразующего состава.

Список литературы

1. Фонаков Э.С., Саттаров Р.И., Малыгин А.В. ATREN WSO – решение ГК «Миррико» для ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи // Нефтегазовая вертикаль. – 2017. – № 19 (416). – С. 80–84.

2. Результаты применения на объектах АО «Оренбургнефть» технологии выравнивания профиля приемистости на основе реагента Atren WSO / Е.Ю. Роньжин, С.А. Кудеров, А.Р. Гайнаншина [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – № 7. – С. 54–56. – EDN: ORMLTW

3. МР-01-001-01. Методика оценки технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов. – М.: Минэнерго России, 2003.

4. РД-153-39.1-004-96. Методическое руководство по оценке технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи. – М.: Минэнерго России, 1996.

5. Методика верификации технологической эффективности физико-химических методов увеличения нефтеотдачи / Н. Морозовский, Р. Каневская, Д. Юлмухаметов [и др.] // SPE-191573-18RPTC-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/191573-18RPTC-MS

В статье рассмотрена проблема выбора рационального забойного давления в нефтяных скважинах Западной Сибири, пробуренных на традиционные терригенные коллекторы. Обработаны данные о режимах эксплуатации около 1500 скважин 65 объектов 20 нефтяных месторождений Западной Сибири. Представлены геолого-физические характеристики изученных продуктивных пластов. Определены средние показатели по группам обводненных скважин в интервалах забойного давления рзаб: более 0,9 давления насыщения рнас; (0,7-0,9) рнас; (0,7-0,5) рнас; менее 0,5 рнас. Показаны примеры устойчивой эксплуатации обводненных скважин при очень низком забойном давлении (рзаб < 0,5рнас). По группам скважин определены средние технологические параметры: глубина спуска насоса; динамический уровень; дебиты нефти и жидкости; обводненность продукции; начальное, текущее пластовое, забойное давления; коэффициенты продуктивности и др. Приведен пример успешной разработки малообводненного участка ультранизкопроницаемого объекта АС10-12 Приобского месторождения при забойном давлении в 2 раза ниже давления насыщения. Путем построения скользящих характеристик вытеснения оценено положительное влияние снижения забойного давления (значительно ниже давления насыщения) на величину извлекаемых запасов нефти. Многолетний опыт эксплуатации обводненных скважин в Западной Сибири при низком забойном давлении признан успешным и высокоэффективным.

Список литературы

1. Усенко В.Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения. – М.: Недра, 1967. – 213 с.

2. Лебедев С.А., Усенко В.Ф., Андреев Е.А. Исследование и установление технологического режима работы нефтяных скважин со снижением забойного давления ниже давления насыщения в девонских пластах Туймазинского нефтяного месторождения и пласте ДIV Константиновского месторождения // ВНИИнефть НТЦ по добыче нефти. – 1959. – Вып. 3. – С. 82–83.

3. Обоснование оптимальных забойных давлений для терригенных коллекторов / Р.Х. Муслимов, Н.Г. Зайнуллин, Р.Н. Дияшев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1984. – № 9. – С. 27–29.

4. Оптимизация давлений на забоях добывающих скважин / Р.Х. Муслимов, А.М. Шавалиев , Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов. – Т. 1. – В кн. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского месторождения. – М.: ВНИИОЭНТ, 1995. – С. 326–343.

5. Исследование скважин с забойным давлением ниже давления насыщения / Н.Г. Зайнуллин, С.С. Сергеев, Л.И. Зайцева [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1985. – № 12. – С. 34–37.

6. Теоретические и промысловые исследования работы скважины при забойном давлении ниже давления насыщения / К.Р. Уразаков [и др.] // Интервал. – 2007. – № 9. – С. 56–62. – EDN: ULLLDD

7. О результатах разработки нового подхода по определению оптимального забойного давления с использованием инструментов интегрированного моделирования / К.Е. Кордик [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2023. – № 10. – С. 66–73. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2023-10(658)-66-73. –

EDN: OVJFQL

8. Дьячков А.А., Галимов Р.Г., Фуфаев С.А. Влияние снижения забойного давления ниже давления насыщения на коэффициент продуктивности в условиях низкопроницаемых коллекторов тюменской свиты на примере месторождения Шаимского района // Нефтепромысловое дело. – 2023. – № 10. –

С. 42–48. – https://doi.org/10.33285/2413-5011-2023-10(382)-42-48. – EDN: FTQVTM

9. Янин А.Н. Гидравлический разрыв нефтяных пластов в Западной Сибири. – Тюмень. – Екатеринбург: ООО «ПБ «ТЭРМ», 2021. – 615 с.

10. Черевко М.А., Янин А.Н., Янин К.Е. Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта. – Тюмень – Курган: Зауралье, 2015. – 268 с.

11. Мониторинг и управление осложненным фондом скважин на основе информационной системы «Мехфонд» ПАО «НК «Роснефть» / М.Г. Волков,

А.Ю. Пресняков, И.Г. Клюшин [и др.]. // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 90–94. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-2-90-94. – EDN: EIGGRC

12. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 9. – С. 52–57.

13. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Климов А.А. Влияние на нефтеотдачу повышенных депрессий и перспективы их применения // Материалы 5й научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». – Ханты-Мансийск, 2002. – С. 182–186.

14. Питкевич В.Т., Морева Е.В., Семенов В.В. Использование данных о механических свойствах пород-коллекторов месторождений ХМАО с целью эффективной разработки и эксплуатации //. Материалы 3-й научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». – Ханты-Мансийск, 2000. – С. 342–345.

15. Исайчев В.В., Казаков В.А., Андреев В.Л. Изменение коэффициента продуктивности скважин горизонта АВ4-5 Самотлорского месторождения при снижении забойного давления ниже давления насыщения // Нефтепромысловое дело. – 1993. – № 3. – С. 17–19.

16. Анализ динамики коэффициентов продуктивности скважин на Приразломном месторождении с низкопроницаемыми коллекторами / Р.В. Тулаев,

Г.М. Еникеева, Э.В. Махмутова, Э.М. Тимашев // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2006. – №4. – С. 54–57.

17. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. – М.: Недра, 1996. – 367 с.

18. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Нефть и Газ, 2003. – 816 с. – EDN: QMXTQX

19. Уточнение предельно допустимых забойных давлений для карбонатных и терригенных коллекторов месторождений ПАО «Татнефть» / В.А. Иктисанов,

Н.Х. Мусабирова, А.В. Байгушев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 7. – С. 30–39. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-7-36-39. – EDN: AUNFEE

20. Обобщения для предельных давлений добывающих скважин терригенных коллекторов ПАО «Татнефть» / В.А. Иктисанов, Н.Х. Мусабирова, А.В. Байгушев [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2023. – № 6. – С. 17–22. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2023-6(654)-17-22. – EDN: HDEZOF

21. Оптимизация режимов эксплуатации добывающих скважин в комплексе с инженерным подходом, программированием и методами машинного обучения / Р.М. Амерханов, А.Х. Гилязов, А.А. Дьяконов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 8. – С. 94–99. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-8-94-99. – EDN: TUQNBQ

22. Кашников О.Ю., Савельев О.Ю., Сатюков Ю.А. Обоснование оптимального забойного давления в добывающих скважинах промысловыми и аналитическими методами // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 2. – С. 76–79. – EDN: OYPXQR

23. РД 39-0147585-151-97. Методическое руководство по определению оптимальных пластовых и забойных давлений / Р.Н.Дияшев, И.Х. Мусабирова,

В.А. Шавалиев // Бугульма: ТатНИПИнефть, 1997. – 58 с.

24. Хасанов М.М., Мукминов И.Р., Бачин С.И. К расчету притока жидкости к скважинам, работающим в условиях локального разгазирования // Нефтепромысловое дело. – 2000. – № 9. – С. 38–42.

В статье рассмотрена комплексная технология проведения водогазового воздействия (ВГВ) на пласт с отбором нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин, оборудованных установками электроцентробежных (УЭЦН) и скважинных штанговых (УСШН) насосов. Разработанная насосно-эжекторная система с дожимным насосом для осуществления воздействия установлена на одном из кустов скважин Ромашкинского месторождения. Внедрение установки одновременно-раздельной эксплуатации с ЭЦН и СШН в одной из скважин куста для отбора соленой воды плотностью 1180 кг/м3 из девонских пластов, расположенных ниже существующего интервала перфорации, по которому ведется добыча нефти УСШН, позволило организовать постоянную подачу высокоминерализованной пластовой воды в насосно-эжекторную систему. Выпадения гидратов при такой технологии реализации ВГВ не происходит. Насосно-эжекторная система устойчиво работает в круглосуточном режиме эксплуатации при закачке водогазовой смеси в нагнетательную скважину, причем, помимо повышения давления нагнетания смеси до 14 МПа, нагревает поток до 27-32 °С. Помимо отложенного во времени эффекта увеличения нефтеотдачи за счет ВГВ, при внедрении насосно-эжекторной системы с откачкой затрубного газа достигается неотложный прирост добычи жидкости за счет снижения затрубного давления в добывающих скважинах, оборудованных УЭЦН и УСШН. Преимущество реализуемой технологии ВГВ заключается также в том, что вместе с водой и затрубным нефтяным газом в нагнетательную скважину закачивается углеводородный газ, находящийся в пластовой высокоминерализованной воде, добываемой УЭЦН, и это будет дополнительно оказывать положительное влияние на повышение нефтеотдачи.

Список литературы

1. Сулейманов Б.А. Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2022. – 288 с.

2. Нургалиев А.А., Хабибуллин Л.Т. Решение проблемы утилизации попутного газа добывающих нефтяных скважин // Фундаментальные и прикладные вопросы горных наук. – 2014. – Т. 1. – № 1. – С. 249–257. – EDN: TQVPXF

3. Study of Suppression of Gas Bubbles Coalescence in the Liquid for Use in Technologies of Oil Production and Associated Gas Utilization / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov, N.F. Bunkin, V.A. Kozlov // SPE-187741-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/187741-MS. – EDN: UXTHTG

4. Дроздов А.Н., Горелкина Е.И. Параметры эксплуатации насосно-эжекторной системы при водогазовом воздействии на Самодуровском

месторождении // SOCAR Proceedings. – 2022. – No. S2. – Р. 009–018. – https://doi.org/10.5510/OGP2022SI200734. – EDN: WPAVXV

5. Подготовка к внедрению водогазового воздействия на опытном участке ПАО «Татнефть» / Н.А. Князева, А.Н. Береговой, М.Р. Хисаметдинов [и др.] // SOCAR Proceedings. – 2022. – No. S2. – Р. 019–027. – https://doi.org/10.5510/OGP2022SI200737. – EDN: CORQJX

6. Комплексный подход к повышению эффективности насосной добычи нефти при высоких линейных и затрубных давлениях / А.Н. Дроздов, Е.И. Горелкина, В.Н. Калинников, А.А. Пасюта // Бурение и нефть. – 2023. – № 2. – С. 48–52. – EDN: MOKCLQ

7. Использование насосно-эжекторной системы для закачки в пласт водогазовых смесей с пресной и высокоминерализованной пластовой водой /

А.Н. Дроздов, К.И. Чернышов, В.Н. Калинников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 2. – С. 54–57. –

https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-2-54-57. – EDN: AJHQPZ

8. Анализ динамики давления и температуры на забое нагнетательной скважины при закачке воды и водогазовой смеси / В.Н. Калинников, А.Н. Дроздов, К.И. Чернышов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 10. – С. 60–64. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-10-60-64. – EDN: RBZRSE

9. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. – М.: Недра, 1974. – 208 с.

10. Перспективы применения электролитов как ингибиторов гидратообразования / А.А. Тройникова, В.А. Истомин, А.П. Семенов [и др.] // Вести газовой науки. – 2022. – № 3 (52). – С. 90–100. – EDN: PBTDIL

11. Физика пласта / Т.Б. Кочина, В.Н. Спиридонова, Н.Н. Родионцев, И.А. Круглов. – Нижневартовск: Изд-во Нижневартовского гос. университета, 2017. – 214 с. – EDN: POXFVV

12. Ложкин М.Г. Метод определения относительных фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при последовательной псевдостационарной фильтрации // Экспозиция Нефть Газ. – 2015. – № 7. – С. 51–53. – EDN: VDGAHH

13. Experimental study on the permeability jail range of tight gas reservoirs through the gas–water relative permeability curve / W. Gong, L. You, J. Xu [et al.] // Front. Phys. – 2022. – V.  10. – P. 923762. – https://doi.org/10.3389/fphy.2022.923762. – EDN: WYUEPF

14. Хаминов Н.И. Интенсификация выработки и повышение нефтеотдачи глинистых коллекторов (на примере продуктивных отложений Ромашкинского месторождения): дисс. ... канд. техн. наук. – Азнакаево, 2000. – 125 с. – EDN: NLXMOV

В статье обобщены результаты работы в области мониторинга, анализа и управления фондом скважин в условиях усложнения геологических и технологических условий эксплуатации. В качестве основной концепции управления процессом механизированного подъема продукции скважин рассматривается применение модельно-ориентированного подхода (Model-Based System Engineering (MBSE)). Показано, что традиционные методы управления фондом скважин, основанные на изолированном рассмотрении отдельных объектов, утрачивают эффективность при разработке объектов с трудноизвлекаемыми запасами, характеризующихся низкопроницаемыми коллекторами, высокой обводненностью и неустойчивыми режимами течения, связанными с высоким газосодержанием добываемой нефти. Предложенный подход реализует иерархическую систему от моделей анализа данных и физико-математических моделей скважин и инфраструктуры до моделей ограничений и оптимизации. Ключевыми принципами методологии являются структурированная декомпозиция системы по уровням, прослеживаемость требований от надсистемного уровня до конкретных управляющих воздействий, интероперабельность моделей через стандартизованные интерфейсы, а также валидация и верификация на каждом уровне модельной иерархии. Практическая реализация выполнена в виде интегрированных интеллектуальных систем управления расходом газлифтного газа и установками электроцентробежных насосов, обеспечивающих групповую оптимизацию работы фонда с учетом взаимного влияния скважин через общую инфраструктуру сбора. Представлены результаты применения рассмотренного подхода для стабилизации работы сети скважин, демонстрирующие достижение системных эффектов.

Список литературы

1. Maintaining ESP operational efficiency through machine learning-based anomaly detection / E. Yudin [et al.] // Geoenergy Science and Engineering. – 2025. –

V. 251. – P. 213864. – https://doi.org/10.1016/j.geoen.2025.213864. – EDN: DKMDLI

2. A new approach to creating a digital twin of well for production monitoring in Western Siberia fields / O. Kobzar [et al.] // SPE-216731-MS. – 2023. – https://doi.org/10.2118/216731-MS

3. Контроль дебита жидкости нестабильно работающего фонда скважин при помощи виртуального расходомера / Е.В. Юдин, А.М. Андрианова, Т.А. Ганеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 82–87. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-8-82-87. – EDN: MHWBPQ

4. Innovative monitoring technologies for well control through sensor integration and edge computing / E. Yudin [et al.] // SPE-226940-MS. – 2025. – https://doi.org/10.2118/226940-MS

5. Brown K.E., Lea J.F. Nodal systems analysis of oil and gas wells // Journal of petroleum technology. – 1985. – V. 37. – № 10. – Р. 1751–1763. – https://doi.org/10.2118/14714-PA

6. A comprehensive mechanistic model for upward two-phase flow in wellbores / A.M. Ansari [et al.] // SPE-20630-MS. – 1994. – https://doi.org/10.2118/20630-MS

7. Beggs D.H., Brill J.P. A study of two-phase flow in inclined pipes // Journal of Petroleum technology. – 1973. – V. 25. – № 05. – Р. 607–617. – https://doi.org/10.2118/4007-PA

8. Hagedorn A.R., Brown K.E. Experimental study of pressure gradients occurring during continuous two-phase flow in small-diameter vertical conduits // Journal of Petroleum Technology. – 1965. – V. 17. – P. 475–484. – https://doi.org/10.2118/940-PA

9. Takacs G. Electrical submersible pumps manual: design, operations, and maintenance. – Gulf Professional Publishing, 2009, 440 p.

10. Modeling and optimization of ESP wells operating in intermittent mode / E. Yudin [et al.] // SPE-212116-MS. – 2022. – https://doi.org/10.2118/212116-MS

11. Modeling of mechanized wells operating in alternating frequency mode considering check valve leakage and practical application for efficient well management /

M.A. Petrushin [et al.] // SPE-227858-MS. – 2025. – https://doi.org/10.2118/227858-MS

12. Юдин Е.В., Горбачева В.Н., Смирнов Н.А. Моделирование и оптимизация режимов работы скважин, фонтанирующих через затрубное пространство // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 122–126. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-122-126. – EDN: HRVGFA

13. Методика расчета коэффициента деления жидкости в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами, в условиях фонтанирования через затрубное пространство / Е.В. Юдин, Р.А. Хабибуллин, О.С. Кобзарь [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2025. – № 10 (3). – С. 96–106. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2025-10-3-90-100. – EDN: RPPYOX

14. New applications of transient multiphase flow models in wells and pipelines for production management / E. Yudin [et al.] // SPE-201884-RU. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201884-RU. – EDN: TNIEZH

15. Advanced system for managing gas-lift well operations in the eastern sector of the Orenburg oil and gas condensate field / E. Yudin [et al.] // SPE-225638-MS. – 2025. – https://doi.org/10.2118/225638-MS

16. Group optimization and modeling of mechanized wells operating in intermittent mode / E. Yudin [et al.] // SPE-222942-MS. – 2024. – https://doi.org/10.2118/222942-MS

Одним из перспективных направлений для АО «Ангарская нефтехимическая компания» (АО «АНХК», дочернее общество ПАО «НК «Роснефть») является организация производства специальных продуктов для предприятий нефтедобычи, которые испытывают дефицит ряда ресурсов в условиях санкций. К таким специальным продуктам относятся компоненты для приготовления буровых растворов. В статье представлены результаты разработки в АО «АНХК» технологии производства маловязкой углеводородной основы для буровых растворов (МУОБР) с ужесточенными экологическими требованиями для предприятий нефтедобычи. Согласно требованиям к качеству МУОБР для предприятия нефтедобычи шельфовой зоны (АО «Сахалинморнефтегаз-Шельф», дочернее общество ПАО «НК «Роснефть») массовое содержание ароматических углеводородов не должно превышать 0,8 %, а содержание серы должно быть не более 2 мг/кг. При этом сохраняются жесткие требования к МУОБР по эксплуатационным свойствам: вязкости, температурам вспышки и застывания, содержанию хлорорганических соединений. Результаты проведенных исследований позволили разработать технологию производства МУОБР с использованием совмещенных процессов глубокого гидрирования и легкого гидрокрекинга вакуумного дистиллята первичной переработки нефти с последующим выделением из гидрогенизата целевой фракции на установке дистилляции. Проведены испытания опытно-промышленной партии МУОБР в нефтегазодобывающем обществе Группы ПАО «НК «Роснефть», которые показали, что разработанная технология производства МУОБР обладает значительной экономической эффективностью. Реализованы мероприятия по организации промышленного производства МУОБР.

Список литературы

1. Мехрякова А.О. Анализ свойств буровых растворов, используемых при бурении скважин // Сборник материалов 73-й студенческой научно-технической конференции: секция «Инженерная экология». – 3 мая 2017 г. – Минск: БНТУ, 2017. – С. 161–163.

2. Apaleke A.S., Al-Majed A., Hossain M.E. Drilling fluid: state of the art and future trend // SPE-149555-MS. – 2012. – https://doi.org/10.2118/149555-ms

3. Caenn R., Chillingar G.V. Drilling fluids: State of the art // Journal of petroleum science and engineering. – 1996. – Тit. 14. – № 3–4. – Р. 221–230. – https://doi.org/10.1016/0920-4105(95)00051-8

4. Caenn R., Chillingar G.V. Drilling fluids: State of the art // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 1996. – V. 14(3–4). – P. 221–230. – https://doi.org/10.1016/0920-4105(95)00051-8

5. Jones T.G.J., Hughes T.L. Drilling fluid suspensions / L.L. Schramm (Ed.), Suspensions: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry. – Washington D.C.: American Chemical Society, 1996. – P. 463–564. – https://doi.org/10.1021/BA-1996-0251.CH010

6. Ukeles S.D., Grinbaum B. Drilling fluids. In: Kirk‐Othmer Encyclopedia of Chemical Technology, 2000. – 42 p. – https://doi.org/10.1002/0471238961.0418091203120118.a01.pub2

7. Barbosa M.I.R. Bentonites Treated with Polymeric Additives for Application in Drilling Fluids: Master Thesis Federal University of Campina Grande, Campina Grande, Brasil, 2006.

8. Oliveira F.F., Sodré C.H., Marinho J.L.G. Numerical investigation of non-Newtonian drilling fluids during the occurrence of a gas kick in a petroleum reservoir // Brazilian Journal of Chemical Engineering. – 2016. – V. 33 (2). – Р. 297–305. – https://doi.org/10.1590/0104-6632.20160332s20140024

9. New base oil used in low-toxicity oil muds / P.A. Boyd [et al.] // Journal of petroleum technology. – 1985. – V. 37. – № 1. – Р. 137–142. –

https://doi.org/10.2118/12119-PA

10. Мазуров В.А. Реологические свойства многокомпонентных буферных жидкостей на полисахаридной основе // Нефтепромысловая химия. Материалы V Международной научно-практической конференции (XIII Всероссийской научно-практической конференции). – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2018. – С. 9–12.

11. Drilling Fluids Market Size, Share and COVID-19 Impact Analysis, By Type, By Application, and Regional Forecast [Электронный ресурс] // Fortune business insights, 2021, 250 p. – https://www.fortunebusinessinsights.com/industry-reports/drilling-fluid-market-100401

12. Pat. 7311814 (B2) US, МПК C10G47/00. Process for the production of hydrocarbon fluids / P.Y. Guyomar, A.A. Theyskens; заявитель и патентообладатель ExxonMobil Chemical Patents Inc. №. US10/383 177; заявл. 06.03.2003; опубл. 05.02.2004.

13. Pat. 10836968 (B2) US, МПК C10G69/04. Method for obtaining hydrocarbon solvents with boiling point above 300 °C. and pour point lower than or equal to – 25 °C / C. Aubry, G. Grasso, J.P. Dath; TotalEnergies Marketing Services SA. №. US16/031,783; заявл. 10.07.2018; опубл. 08.11.2018.

14. Pat. 2022029234 (A1) WO, МПК C10G65/08. Process for the production of fluids / C. Ferreira, F. Caudrelier, A. Benghalem; заявитель и патентообладатель

C. Ferreira, F. Caudrelier, A. Benghalem; № PCT/EP2021/071881; заявл. 05.08.2021; опубл. 10.02.2022.

15. Пат. 2668612 (C1) RU, МПК C09K8/035. Способ получения компонента для буровых растворов / Н.В. Карпов, Н.Н. Вахромов, Е.В. Дутлов, А.В. Пискунов, М.А. Бубнов, И.В. Гудкевич, Д.В. Борисанов; заявитель и патентообладатель ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез»; № 2017141524; заявл. 28.11.2017; опубл. 02.10.2018.

16. OGP (International Association of Oil and Gas Producers)/IPIECA (Environmental Conservation Association). Drilling fluids and health risk management: A guide for drilling personnel, managers and health professionals in the oil and gas industry // OGP Report Number. – 2009. – № 396. – 60 p.

17. Тирон Д.В. Совершенствование технологии эмульсионных растворов для бурения скважин в условиях повышенных забойных температур:

дисс. канд. техн. наук. – СПб., 2017.

18. Камешков А.В., Гайле А.А. Получение дизельных топлив с улучшенными низкотемпературными свойствами (обзор) // Изв. СПбГТИ(ТУ). – 2015. –

№ 29.– С. 49–60. – EDN: UDOGPB

19. Технология переработки жидких и газообразных природных энергоносителей / М.Ю. Нисковская, Т.В. Раскулова, М.Ю. Фереферов [и др.]. – Ангарск: Изд-во Ангарского государственного технического университета, 2017. – 316 с. – EDN: ZJMYKY

20. Разработка технологии производства углеводородной основы для буровых растворов на базе мощностей АО «АНХК» / Д.А. Дубровский, И.Е. Кузора, Т.Д. Лейметер [и др.] // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2019. – № 12. – С. 9–14. – EDN: YAYHRU

21. Кузора И.Е., Стадник А.В. Разработка технологии производства основы для буровых растворов на базе имеющихся мощностей АО «АНХК» // Бурение и нефть. – 2021. – № 9. – С. 48. – EDN: VGTIWL

22. Пат. 2762672 РФ, МПК51 C09K 8/035, C09K 8/34. Способ получения углеводородной основы буровых растворов / К.В. Зеленский, Д.А. Дубровский, Т.Д. Лейметер, И.Е. Кузора, И.А. Семенов, А.В. Стадник, И.Ю. Марущенко, В.А. Сергеев; заявитель и патентообладатель ОАО «Ангарская нефтехимическая компания»; № 2020137982; заявл. 18.11.2020; опубл. 21.12.2021.

23. Организация и увеличение объемов производства отечественной углеводородной основы для буровых растворов / И.Е. Кузора, Д.Д. Крепостнов,

В.В. Майоров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025 – № 10 – С. 74-79. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-10-74-79

24. Расширение ресурсов сырья для производства масла трансформаторного / М.В. Коваленко, И.Е. Кузора, Н.А. Глебкин [и др.] // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2025. – № 1. – С. 34–39. – https://doi.org/10.24412/0233-5727-2025-1-34-39. – EDN: FBCTYM

В работе представлены результаты комплексных экспериментальных исследований реологических свойств, стабильности, текучести и деструкции обратных эмульсий на основе эмульгатора KR-3Е марки Б с добавлением гидрофобного диоксида кремния марки «Орисил М300». Изучено влияние состава водной фазы (водопроводная вода, раствор хлористого кальция плотностью 1,15 г/см3, широко используемый для подземно-ремонтных и технологических работ в скважинах, и их смесь 1:1) и концентрации наночастиц диоксида кремния на ключевые параметры эмульсионных систем. Установлено, что диоксид кремния является эффективным загустителем, значительно повышающим вязкость и стабильность эмульсий, особенно в солевых средах. Эмульсии на основе растворов CaCl2 с добавкой 3-5 % наночастиц SiO2 продемонстрировали исключительную термостабильность (не расслаивались более 95 ч при 90 °C) и увеличение вязкости со временем. В то же время, такие составы теряли текучесть уже при комнатной температуре, что затрудняет их закачку в скважины. Наибольшую эффективность в снижении вязкости эмульсий и их разрушении показал комплексный углеводородный растворитель марки KR-4R, хорошо зарекомендовавший себя при обработке призабойной зоны. Отмечено, что использование смеси водопроводной воды и раствора хлористого кальция позволяет получить Пикеринг-эмульсии с оптимальным сочетанием реологических характеристик и стабильности.

Список литературы

1. Глущенко В.Н., Хижняк Г.П. Направления совершенствования составов обратных эмульсий для глушения скважин // Недропользование. – 2023. –Т. 23. – № 1. – С. 44–50. – https://doi.org/10.15593/2712-8008/2023.1.6. – EDN: SNSEHP

2. Обзор перспективных технологий глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и рисков прорыва газа. Часть 1. Классификация технологий и опыт применения загущенных жидкостей на водной и углеводородной основе / В.Ю. Никулин, Р.Р. Мукминов, Ф.Х. Мухаметов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2022. – Т. 20. – № 3. – С. 87–96. – https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-3-87-96. – EDN: GACLGY

3. Башкирцева Н.Ю., Сладовская О.Ю., Рахматуллин Р.Р. Применение поверхностно-активных веществ в процессах подготовки и транспортировки нефти. – Казань: Казанский национальный исследовательский технологический университет, 2016. – 166 с. – EDN: ZGANSR

4. Шрамм Л.Л. Поверхностно-активные вещества в нефтегазовой отрасли: состав, свойства, применение / Пер. с англ.; под ред. М. С. Подзоровой, В. Р. Магадова. – Санкт-Петербург: Профессия, 2018. – 592 с. ISBN 978-5-91884-095-5.

5. Булатов А.И., Кусов Г.В., Савенок О.В. Асфальтосмолопарафиновые отложения и гидратообразования: предупреждение и удаление. – Т. 1. – Краснодар: Издательский Дом «Юг», 2011. – 348 с.

6. Фатхуллин К.А. Повышение структурно-механической прочности водно-нефтяных эмульсий за счет введения диоксида кремния // Материалы 76-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. – Т. 1. – Уфа: УГНТУ, 2025. – 550 с.

7. Treatment of drilling fluid waste during oil and gas drilling: a review / J. Yang, J. Sun, R. Wang, Y. Qu // Environmental Science and Pollution Research. – 2023. –

V. 30. – No. 8. – P. 19662–19682. – https://doi.org/10.1007/s11356-022-25114-x. – EDN: DGSLWH

8. Tadros T.F. Emulsion Formation and Stability. – Weinheim: Wiley-VCH, 2013. – 562 p.

9. Israelachvili J.N. Intermolecular and Surface Forces. 3rd ed. – San Diego: Academic Press (Elsevier), 2011. – 704 p. – https://doi.org/10.1016/C2011-0-05119-0. –

EDN: YDLJID

10. Caenn R., Darley H.C.H., Gray G.R. Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids. 7th ed. – Oxford: Gulf Professional Publishing (Elsevier), 2017. – 1022 p.

11. Каримов Р.М. Промывка трубопроводов водно-углеводородными обратными эмульсиями солевых растворов и химреагентов // Трубопроводный транспорт - 2022, Уфа, 17–18 ноября 2022 года. – Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2022. – С. 93-94. – EDN: CLPWEE

12. Кузнецов В.С., Каримов Р.М. К вопросу использования обратных эмульсий в задачах нефтегазовой отрасли // Материалы 75-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, Уфа, 17–18 апреля 2024 года. – Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2024. – С. 266-267. – EDN: EURWUF

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является ключевой технологией повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. Определяющую роль в эффективности ГРП играет жидкость разрыва, свойства которой влияют на геометрию создаваемой трещины, параметры дизайна обработки, остаточную проницаемость проппантной пачки и коллектора, технологическую успешность операции, а также прогнозируемую эффективность проведенных работ. В статье представлены результаты исследований и оценка перспектив применения жидкости ГРП на основе полиакриламида (ПАА) отечественного производства. Научная новизна работы заключается в комплексном экспериментальном подходе, включающем реологическую оценку жидкости, фильтрационные исследования проп­пантной пачки, а также фильтрационные испытания кернового материала одного из месторождений Восточной Сибири до и после применения исследуемой жидкости разрыва. Установлено, что модифицированный ПАА отечественного производства характеризуется контролируемой скоростью гидратации, повышенной стабильностью и высокой песконесущей способностью в отличие от ранее применявшихся на месторождении гуаро-боратных систем. Показано, что коэффициент восстановления проводимости проппантной пачки после воздействия ПАА-жидкостью на 28 % выше, чем при воздействии с гуаро-боратной системой. К преимуществам рассматриваемой системы отнесены упрощенная рецептура, минимизация негативного воздействия на коллектор и проппант, а также снижение риска нежелательного роста трещины в высоту. Полученные результаты обосновывают целесообразность применения отечественного ПАА в качестве альтернативы импортным реагентам при проведении ГРП на объектах ПАО «Газпром».

Список литературы

1. http://rosfloc.ru/?ysclid=mfpf5hfdox710663087 (дата обращения 18.09.2025)

2. Определение оптимальных рецептур жидкостей гидроразрыва пласта для условий низких пластовых температур вендских отложений на основе лабораторных исследований / А.С. Самойлов, В.А. Вотчель, А.Ф. Соколов, А.С. Пареха // Нефтепромысловое дело. – 2024. – № 11 (671). – С. 38-48. –

EDN: NWMZOM

3. М-01.04.03.03-08. Контроль качества жидкостей ГРП на основе ВВСГ. – СПб.: ПАО «Газпромнефть», 2023.

4. Определение и испытание оптимальных рецептур жидкостей гидроразрыва для пластов с большим содержанием монтмориллонитовых глин / А.С. Самойлов, В.А. Вотчель, А.С. Пареха [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 11. – С. 114–118. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-11-114-118. –

EDN: WKDETC

5. ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. – М.: Издательство стандартов, 1985.

6. Колесник С.В., Ефимов М.Э. Интенсификация добычи нефти посредством применения жидкости гидроразрыва пласта на основе полиакриламида // Нефтепромысловое дело. – 2023. – № 9 (657). – С. 43–47. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2023-9(657)-43-47. – EDN: WDGJYH

Значительная часть нефтегазовых объектов находится в зоне распространения многолетнемерзлых грунтов. При разработке таких объектов актуальной задачей является снижение капитальных вложений (САРЕХ). Одним из направлений оптимизации при строительстве надземных трубопроводов является увеличение пролета между опорами, что сокращает их число и стоимость. В статье рассмотрена возможность увеличения пролета эстакады на примере промыслового трубопровода. Расчеты проведены с применением программного обеспечения (ПО) ANSYS. Определены параметры сеточной модели, обеспечивающие устойчивое решение, а также выполнен сравнительный анализ деформаций и напряжений трубопровода от воздействия статических нагрузок, полученных в ПО «СТАРТ-ПРОФ». В связи с большой погрешностью прогнозирования величин и периодичности возникновения динамических нагрузок точно определить срок службы трубопровода невозможно, поэтому была выполнена оценка числа расчетных циклов нагрузки трубопровода до разрушения согласно кривым усталости для стали 09Г2С, имеющей класс прочности К48. Отмечено, что для рассматриваемого трубопровода существует диапазон значений пролета, при котором обеспечивается перемещение трубопровода в пределах площадок строительных опор, возникающие напряжения не превышают предельных значений, но при этом наблюдается значительное снижение ресурса работы. Результаты оценки дисконтированного показателя САРЕХ показали, что несмотря на снижение срока службы трубопровода при величине пролета эстакады выше значения, полученного по условиям динамической прочности, дисконтированные САРЕХ при ставке 15 % будут ниже, что обеспечит более высокие экономические показатели проекта строительства трубопровода в целом.

Список литературы

1. ГОСТ Р 55990 – 2014. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Промысловые трубопроводы. Нормы проектирования. – М.: Стандартинформ,

2015. – 94 с.

2. ГОСТ 32388–2013. Процессы технологические трубопроводных систем. Нормы и требования проектирования: межгосударственный стандарт. – М.: Стандартинформ, 2014. – 56 с.

3. СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85. – М.: Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2013. – 100 с.

4. СА 03-003-07. Расчеты на прочность и вибрацию стальных технологических трубопроводов: нормативные документы межотраслевого применения по вопросам промышленной безопасности и охраны недр. – М.: Стандартинформ, 2007. – 72 с.

5. Феодосьев В.И. О колебаниях и устойчивости трубы при протекании через нее жидкости // Инженерный сборник. – 1952. – Т. 10. – С. 169–170.

6. Ефимов А.А. Свободные колебания подводных нефтепроводов // Известия вузов. Нефть и газа. – 2008. – № 1. – С. 49–56. – EDN: ISFICX

7. Ильин В.П., Соколов В.Г. Исследование свободных колебания кривой трубы с потоком жидкости // Успехи строительной механики и теории

сооружений. – 2010. – С. 88–93.

8. Соколов В.Г., Березнев А.В. Уравнения движения криволинейного участка трубопровода с потоком жидкости // Нефть и газ. – 2004. – № 6. – С. 76–80.

9. Соколов В.Г., Березнев А.В. Решение задачи о свободных колебаниях криволинейных участков трубопроводов с протекающей жидкостью // Нефть и газ. – 2005. – № 1. – С. 80–84. – EDN: SJURAZ

10. Зарипов Д.М. Нелинейные колебания трубопровода под действием внутреннего ударного давления жидкости // Тр. Института механики Уфимского научного центра РАН. – 2016. – Вып. 11. – С. 136–140. – https://doi.org/10.21662/uim2016.1.020. – EDN: XERIDJ

11. Миронов М.А., Пятаков П.А., Андреев А.А. Вынужденные колебания трубы с потоком жидкости // Акустический журнал. – 2010. – Т. 56. – № 5. –

С. 684–692. – EDN: MVNXKZ

12. Шакирьянов М.М. Пространственные хаотические колебания трубопровода в сплошной среде под действием переменного внутреннего давления // Изв. Уфимского научного центра РАН. – 2016. – № 4. – С. 35–47. – EDN: XEGHTF

13. Пространственные непериодические колебания трубопровода под действием переменного внутреннего давления / Р.Ф. Ганиев, М.А. Ильгамов,

А.Г. Хакимов, М.М. Шакирьянов // Проблемы машиностроения и надежности машин. – 2017. – № 2. – С. 3–12. – EDN: YKVAQX

14. Черенцов Д.А., Пирогов С.П. Определение частот свободных колебаний надземных участков трубопроводов, транспортирующих несжимаемую жидкость // Нефть и газ. – 2023. – № 3 (159). – С. 84–94. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2023-3-84-94. – EDN: OWVXDC

15. Черенцов Д.А., Пирогов С.П. Влияние перекачиваемой жидкости на частоты свободных колебаний надземных участков трубопроводов // Деловой журнал NEFTEGAZ.RU. – 2023. – № 8 (140). – С. 118–119. – EDN: RUACJG

16. Черенцов Д.А., Пирогов С.П. Математическая модель свободных колебаний надземных участков трубопроводов, транспортирующих многофазную жидкость // Вестник Тюменского гос. университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2024. – № 4(40). – С. 68–78. – https://doi.org/10.21684/2411-7978-2024-10-4-68-78. – EDN: GWCBFP

17. Черенцов Д.А., Пирогов С.П. Оценка влияния параметров многофазной жидкости на собственные частоты колебаний надземных промысловых трубопроводов // Нефть и газ. – 2025. – № 1 (169). – С. 100–112. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2025-1-100-112. – EDN: TMEWNW

Одной из основных причин производственного травматизма и профессиональных заболеваний являются нагрузки на опорно-двигательный аппарат. В настоящее время на объектах различных отраслей экономики в качестве средств индивидуальной защиты (СИЗ) стали применяться промышленные экзоскелеты, которые в приказе Минтруда России от 29.10.2021 г. № 767н «Об утверждении Единых типовых норм выдачи средств индивидуальной защиты и смывающих средств» указаны как дополнительные. В соответствии с Техническим регламентом Таможенного союза ТР ТС 019/2011 «О безопасности средств индивидуальной защиты» последние должны проходить процедуру подтверждения соответствия (сертификацию или декларирование). В настоящее время в правовом поле России отсутствуют документы, регламентирующие требования к промышленным экзоскелетам. Складывается ситуация, когда рекомендуемые Минтруда СИЗ не могут применяться на объектах без правовых последствий для них. Использование промышленных экзоскелетов на текущий момент организовано компаниями как апробация, опытная эксплуатация, хотя в отдельных компаниях они применяются в большом количестве. Выдача СИЗ после устранения правового вакуума должна обосновываться наличием вредных или опасных производственных факторов или высоким риском физических перегрузок. Необходимость использования промышленных экзоскелетов на предприятии определяется результатами специальной оценки условий труда и/или идентификации опасностей и оценки профессиональных рисков. В статье представлен анализ нормативной базы промышленных экзоскелетов, приведена оценка состояния рынка промышленных экзоскелетов в России, определены возможность и обоснованность их применения в настоящее время.

Список литературы

1. О состоянии санитарно-эпидемиологического благополучия населения в Российской Федерации в 2022 году. – М.: Федеральная служба по надзору в сфере защиты прав потребителей и благополучия человека, 2023. – C. 166–170.

2. Медицина, стройка, армия: где сегодня применяются экзоскелеты. – https://trends.rbc.ru/trends/industry/617192ae9a7947e18cfcd8aa