В статье представлены основные проблемы поиска и прогноза ловушек углеводородов в нижнедевонских отложениях восточного борта Хорейверской впадины на этапе геолого-разведочных работ. Выполнен исторический обзор геологической изученности нижнедевонских отложений в пределах Центрального Хорейверского поднятия и проанализированы текущие задачи по планированию доразведки. Освещен широкий диапазон неопределенностей геолого-геофизической интерпретации данных сейсморазведки и геофизических исследований скважин (ГИС) в условиях малого числа поисковых и разведочных скважин, неравномерно распределенных по площади работ: неоднозначная корреляция целевых отражающих горизонтов по причине затухания высокочастотной составляющей спектра с глубиной и появления интерференционных эффектов; сложная структурная модель эрозионного срезания (поверхность предфранского размыва) с наличием тиманских врезов, осложненная влиянием вышележащих биогермов франского возраста; неопределенности прогноза трендов фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов со вторичной пористостью за счет вариативности их граничных значений и сложностей выделения по данным ГИС; отсутствие контраста в поле акустического импеданса в совокупности с неоднозначностью интерпретации результатов ГИС приводит к неопределенности прогноза ФЕС по данным сейсморазведки. Представлены геологические неопределенности и выполнена оценка рисков дальнейших геолого-разведочных работ на нижнедевонские отложения. Отмечена необходимость повышения объемов фактического материала бурения и отбора керна как ключевого фактора, повышающего достоверность поиска и прогноза ловушек в нижнедевонских отложениях.

Список литературы

1. Мартынов А.В., Шамсутдинова Л.Л. Расчленение и корреляция разнофациальных разрезов овинпармского горизонта нижнего девона Тимано-Печорской провинции в связи с его нефтегазоносностью. – СПб.: ВНИГРИ, 1999.

2. Соболев Н.Н., Евдокимова И.О. Общая стратиграфическая шкала девонской системы: состояние и проблемы: Материалы Всероссийской конференции Общая стратиграфическая шкала России: состояние и перспективы обустройства. – М.: ГИН РАН, 2013. – С. 139– 148.

3. Глубинная анизотропная обработка материалов сейсморазведочных работ МОГТ 3D и комплексная интерпретация с учетом данных ГИС с целью оценки перспектив нефтегазоносности ордовик – нижнедевонских отложений на Висовом месторождении ЦХП блок № 2 / А.Г. Белемец, Ф.Б. Кеворков,

П.А. Шахов, А.Э. Десятникова. – М.: ООО «Петротрейс», 2017.

4. Жемчугова В.А., Маслова Е.Е. Вторичная доломитизация как фактор, определяющий коллекторские свойства нижнедевонских отложений восточного борта Хорейверской впадины (Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн. // Вестник Московского университета. - 2020. – № 3. – С. 47–56.

5. Юрьева З.П. Нижнедевонские отложения северо-востока европейской части России (стратиграфия, корреляция). – Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2020. – 164 с.

6. Атлас геологических карт «Тимано-Печорский седиментационный бассейн» / Н.И. Никонов, В.И. Богацкий, А.В. Мартынов [и др.]. – Ухта, 2000. – 152 с.

7. Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции / Е.Л. Теплов [и др.] // – СПб: Реноме, 2011. – 285 с.

8. Жемчугова В.А., Маслова Е.Е. Фациальный контроль пространственного распределения коллекторов нижнедевонских отложений восточного борта Хорейверской впадины (Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн) // Литология и полезные ископаемые. – 2022. – № 1. – С. 28–47. - https://doi.org/10.31857/S0024497X21060082

В данной статье проводится адаптация методических подходов к применению технологии нестационарного заводнения в условиях карбонатного объекта одного из месторождений Ненецкого автономного округа Архангельской области. Для наиболее эффективного проектирования и реализации нестационарного заводнения предложен системно-адресный выбор участка, который включает следующие этапы: анализ результатов трассерных исследований, изучение взаимовлияния скважин методами статистического анализа и определение реакции добывающих скважин на остановки/запуски нагнетательных скважин. На основании предложенного подхода выявлены застойные зоны, сформированы участки для проведения нестационарного заводнения. Работы по нестационарному заводнению на выбранном участке проведены в 2023 г. Оценка технологической эффективности программы работ выполнена экстраполяционным методом с использованием характеристик вытеснения. Дополнительная добыча нефти за счет проведения нестационарного заводнения по участку в целом на 01.01.2024 г. составила 4 822 т, или 3 % общей добычи по участку; сокращение отборов попутно добываемой воды – 1 635 т. Результаты выполненных работ показали, что системно-адресный подход к выбору участка для нестационарного заводнения обеспечивает максимальные технологические показатели разработки при минимальных экономических затратах.

Список литературы

1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра. 1985. – 308 с.

2. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы). – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. – 216 с.

3. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование. Оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. – Казань: ФЭН. – 2005. – 688 с.

4. Крянев Д.Ю. Нестационарное заводнение. Методика критериальной оценки выбора участков воздействия. – М.: ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт», 2008. – 208 с.

5. Способ оперативного выбора контрольного участка перед применением технологии нестационарного заводнения / О.П. Торопчин, А.М. Тупицин,

Д.К. Сагитов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. –№ 9. – С. 45–50

6. Чертенков М.В, Мамедов Э.А., Хаин И.В. Результаты опытно-промысловых испытаний технологии циклического заводнения в терригенных и карбонатных коллекторах // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 2. – С. 5–11. - https://doi.org/10.30713/0207-2351-2019-2-5-12

7. О выборе участков нефтяных месторождений для эффективного применения циклического заводнения / С.П. Родионов, О.Н. Пичугин, В.П. Косяков,

Я.В. Ширшов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 4. – С. 58–61. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-4-58-61

8. Системная технология как важный элемент рациональной разработки нефтяных месторождений / Р.Р. Раянов, Е.Н. Байкова, А.М. Петраков [и др.] //

В сб. докладов Международной научно-практической конференции «Инновационные решения в геологии и разработке ТРИЗ», Москва, 16–18 ноября

2021 г. – М.: ЗАО «Издательство НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО», 2021. – С. 32-33.

9. Автоматизированный подбор и контроль геолого-технических мероприятий и методов повышения нефтеотдачи / Р.Р. Раянов, А.М. Петраков, Е.Н. Байкова, А.В. Чукавина // Сборник докладов III международной научно-практической конференции ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». – 2021 – С. 276–283.

10. Повышение рентабельности эксплуатации месторождений на основе оптимизации технико-экономических показателей / А.М. Петраков, С.А. Жданов, Р.Р. Раянов [и др.] // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2023. – № 1. – С. 89–97. - https://doi.org/10.51890/2587-7399-2023-8-1-89-97

11. Харченко М.А. Корреляционный анализ. – Воронеж: Издательско-полиграфический центр Воронежского государственного университета, 2008. – 31 с.

12. Лялин В.Е., Сидельников К.А. Концепция математического моделирования пластовых систем на базе метода линий тока // Нефтегазовое дело. –

2005. – С. 1–16. — https://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Lyalin/Lyalin_1.pdf

Месторождения Дракон и Белый Тигр находятся в стадии снижения добычи, сопровождающейся ростом обводненности продукции скважин и снижением пластового давления. В условиях повышенной обводненности плотность газожидкостной смеси в НКТ увеличивается, происходят процессы «проскальзывания» компримированного газлифтного газа, в результаты чего увеличивается забойное давление, снижается дебит скважины, растет удельный расход газлифтного газа на добычу жидкости из скважины. Снижение добычи нефти приводит к уменьшению добычи нефтяного газа, при этом растет потребность в газлифтном газе, увеличивается нагрузка на трубопроводы подачи компримированного газа. Перспективным способом эксплуатации, позволяющим обеспечить необходимые отборы и имеющим высокий к.п.д. в условиях высокой обводненности, является установка электроцентробежного насоса (УЭЦН). В СП «Вьетсовпетро» УЭЦН применяются с 1991 г. Для эффективного использования УЭЦН необходим тщательный подбор оборудования для конкретных геолого-физических характеристик скважин, учет логистических и инфраструктурных особенностей и ограничений, особенно в условиях морской добычи нефти. В данной статье проанализирован первый опыт эксплуатации УЭЦН в СП «Вьетсовпетро». Рассмотрено изменение подхода к выбору скважин-кандидатов и подбору необходимого наземного и подземного электрооборудования УЭЦН для стабильной и продолжительной эксплуатации, обеспечивающей запланированную наработку на отказ. Определены перспективные направления по повышению эффективности применения данного способа эксплуатации в условиях разработки шельфовых месторождений.

Список литературы

1. Гарбовский В.В. Становление и развитие газлифтного способа добычи нефти (на примере месторождений СП «Вьетсовпетро»): дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2019.

2. Испытание и внедрение установок электроцентробежных насосов на месторождении Белый Тигр / А.Н. Иванов, В.А. Бондаренко, М.М. Велиев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 82-86. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-10-82-86

3. Sand screen selection by sand retention test: a review of factors affecting sand control design / J.A. Khan, A.Z. Zainal, K.N. Idris [et al.] // J Petrol Explor Prod Technol. – 2024. – V. 14 (7). – P. 1-26. - https://doi.org/10.1007/s13202-024-01803-w

Неоднородность и анизотропия пустотного пространства пород-коллекторов – крайне важные факторы для интерпретации данных, полученных по керновому материалу. Особенно это касается карбонатных коллекторов, характеризующихся значительной неоднородностью, связанной с особенностями их генезиса. В данной работе представлены результаты численного моделирования двухфазных течений в трехмерной бинарной модели пустотного пространства карбонатного коллектора, полученные с помощью рентгеновской компьютерной томографии высокого разрешения. Для моделирования двухфазных течений применяются решеточные уравнения Больцмана; явления на границе раздела фаз и эффекты смачивания описываются при помощи метода градиента цветового поля. Расчеты выполнялись при одинаковых скорости закачки и свойствах несмешивающихся флюидов. Особенностью работы является изучение коэффициента вытеснения для модели пустотного пространства в разных направлениях фильтрации флюидов. Полученные результаты доказывают, что неоднородная топология пустотного пространства оказывает значительное влияние на процесс двухфазной фильтрации. Значения коэффициента вытеснения могут отличаться более чем в 1,5 раза, даже при фильтрации вдоль одной оси, но в разных направлениях. Данные исследований показывают важность выбора места выбуривания керна и направления фильтрации для проведения петрофизических экспериментов и их дальнейшей интерпретации.

Список литературы

1. Zakirov T.R., Galeev A.A., Khramchenkov M.G. Pore-scale investigation of two-phase flows in three-dimensional digital models of natural sandstones // Fluid Dynamics. – 2018. – V. 53 (5). – P. 76-91. - https://doi.org/10.1134/S0015462818050087

2. Haibo Huang, Jun-Jie Huang, Xi-Yun Lu. Study of immiscible displacements in porous media using a color-gradient-based multiphase lattice Boltzmann method // Computers & Fluids. – 2014. – V. 93. - P. 164–172. - https://doi.org/10.1016/j.compfluid.2014.01.025

3. Leclaire S., Reggio M., Trepanier J.-Y. Numerical evaluation of two recoloring operators for an immiscible two-phase flow lattice Boltzmann model // Applied Mathematical Modelling. – 2012. – V. 36 (5). – P. 2237-225. - https://doi.org/10.1016/j.apm.2011.08.027

4. Zakirov T.R., Khramchenkov M.G. Prediction of permeability and tortuosity in heterogeneous porous media using a disorder parameter // Chemical Engineering Science. – 2020. – V. 227. – https://doi.org/10.1016/j.ces.2020.115893

5. Generalized three-dimensional lattice Boltzmann color-gradient method for immiscible two-phase pore-scale imbibition and drainage in porous media / S. Leclaire,

A. Parmigiani, O. Malaspinas [et al.] // Physical Review. – 2017. – V. 95. - https://doi.org/10.1103/PhysRevE.95.033306 033306

Месторождение Белый Тигр находится на стадии снижающейся добычи нефти, поэтому основное внимание при анализе разработки уделено поддержанию текущих темпов падения добычи и повышению эффективности выработки запасов нефти. Для этого реализуются программы геолого-технических мероприятий: ввод новых скважин, бурение боковых стволов, перевод скважин на вышележащие горизонты, гидроразрыв пласта, внедрение установок электроцентробежных насосов. В условиях роста числа задач, связанных с поддержанием уровня добычи СП «Вьетсовпетро», руководство и специалисты уделяют особое внимание оптимизации трудозатрат, в частности процессу автоматизации адаптации геолого-гидродинамических моделей (ГГДМ). Важным преимуществом программного обеспечения (ПО) PEXEL является возможность использования широким кругом специалистов, задача которых сводится к выбору модифицируемых свойств ГГДМ, определению приемлемого диапазона их изменения и заданию допустимой ошибки адаптации, все остальное (анализ данных и расчет модификаторов, экспорт новых массивов/таблиц данных, запуск симулятора с необходимыми настройками) выполняется автоматически. Алгоритмы, реализованные в ПО PEXEL, позволяют сократить время на адаптацию ГГДМ. Особенно это актуально для больших ГГДМ (от 1 млн ячеек), с большим числом скважин (20 и более) и большим сроком разработки (от 10 лет), поскольку существенно снижаются трудозатраты на рутинные операции. Для небольших ГГДМ (до 500 тыс. ячеек), с небольшим числом скважин (до 10) и малым сроком разработки (до 5 лет), из-за относительно низкой сложности адаптации экономия трудозатрат может достигать 70-80 %.

Список литературы

1. Повышение эффективности разработки зрелого шельфового месторождения на примере отложений нижнего миоцена месторождения Белый Тигр /

А.Н. Иванов, А.А. Лубнин, Дао Нгуен Хынг [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 5. – С. 105-109. - https://www.doi.org/10.24887/0028-2448-2024-5-105-109

2. Сыртланов В.Р. О некоторых вопросах адаптации гидродинамических моделей месторождений углеводородов // Вестник ЦКР Роснедра. – 2009. –

№ 2. – C. 81-90.

3. О некоторых приемах автоматизации адаптации гидродинамических моделей месторождений углеводородов / В.Р. Сыртланов, Ю.А. Головацкий,

И.Н Ишимов., Н.И. Межнова // SPE- 196878-RU. – 2019. - https://doi.org/10.2118/196878-MS

4. Сыртланов В.Р., Денисова Н.И., Хисматуллина Ф.С. Некоторые аспекты геолого-гидродинамического моделирования крупных месторождений для проектирования и мониторинга разработки // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 5. – С. 70-74.

5. Некоторые аспекты методики адаптации гидродинамических моделей неоднородных нефтяных пластов / Ф.С. Хисматуллина, В.Р. Сыртланов, В.С. Сыртланова, А.В. Дубровин // Нефтяное хозяйство – 2005. – № 1. – С. 47-51.

6. Свид. о гос. регистрации программы для ЭВМ №2018661844. PEXEL (Пексел) - программа для создания и редактирования сеток, свойств и скважин геологической и гидродинамической моделей нефтяных и газовых месторождений с возможностью динамической компиляции и исполнения кода / Аубакиров А.Р. – 2018. 

7. Иванов А.Н., Аубакиров А.Р., Хисматуллина Ф.С. Применение алгоритма PEXEL для автоматизированной адаптации относительных фазовых проницаемостей // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 4. – С. 60–63.

8. Применение алгоритма PEXEL для автоматизированной адаптации гидродинамических моделей месторождений / А.Н. Иванов, Ф.С. Хисматуллина,

А.Р. Аубакиров, И.В. Кургузкина // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 9. – С. 49–52. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-9-49-52

9. Гавура А.В., Санников И.Н., Хисматуллина Ф.С. Управление разработкой месторождений на основе моделирования пластовых процессов. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2017. – 157 с.

10. Пятибратов П.В. Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений. – М: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. – 167 c.

С учетом целей развития страны и достижения технологического суверенитета РФ нефтегазовая промышленность к 2030 г. будет остро нуждаться в квалифицированных сотрудниках, готовых управлять высокотехнологичным оборудованием и способных оперативно решать задачи на различных этапах производства, в том числе с применением искусственного интеллекта. Поэтому сегодняшним студентам важно научиться работать в условиях ускоренного развития цифровых технологий и роботизации, анализировать большие массивы данных, чтобы эффективно применять передовые технологии. ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (ТННЦ) успешно реализует подготовку кадров для ПАО «НК «Роснефть» и отрасли в целом путем качественного практико-ориентированного обучения на базовых кафедрах ТННЦ в тюменских вузах. Для обеспечения учебного процесса ТННЦ предоставляет апробированные оригинальные учебные и методические материалы. Привлекаются специалисты и эксперты в предметных областях для чтения профессиональных дисциплин и руководства научными работами и индивидуальными проектами студентов. Это повышает качество практической подготовки будущего специалиста, формирует готовность его после получения диплома выполнять конкретные производственные задачи. Участие в образовательном процессе ТННЦ в рамках созданных базовых кафедр, качественное прохождение практик в производственных управлениях центра, изучение отечественного наукоемкого программного обеспечения, привлечение к учебному процессу ведущих практикующих инженеров – все это позволяет подготовить специалиста, адаптированного к современным условиям профессиональной деятельности.

Список литературы

1. Манапов Т.Ф. Оптимизация и мониторинг разработки нефтяных месторождений. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. – 296 с.

2. Грачева С.К. Совершенствование научно-образовательного процесса в ТИУ на основе взаимодействия с ТННЦ и применения цифровых технологий // Нефтяная провинция. – 2023. – № 4 (36). – С. 239–243. – https://doi.org/10.25689/NP.2023.4.239-243

В статье рассмотрено текущее состояние дел в области отбора и исследования керна в нефтегазовой отрасли РФ, оценена актуальность регламентирующих документов (РД), предложены мероприятия по совершенствованию имеющихся или разработке необходимых РД. Показано, что число действующих РД ограничено, они не обеспечивают стандартизации работ. Существующие локальные нормативные документы, разработанные специалистами одних нефтегазовых компаний, недоступны для специалистов других компаний, что вызывает объективные трудности при представлении проектных документов в государственные органы. Примером может служить ситуация, когда одно и тоже месторождение разделено на два лицензионных участка, и они принадлежат двум разным нефтегазовым компаниям. Результаты экспериментов очень часто различаются из-за отличий в применяемых подходах к пробоподготовке, характеристиках используемого оборудования, условий проведения экспериментов, а также методиках оценки этих параметров. При совместном рассмотрении в Государственной комиссии по запасам и Центральной комиссии по разработке результаты из различных лабораторий могут вызывать трудности в оценке достоверности результатов. В ПАО «НК «Роснефть» организация работ по отбору и изучению керна носит системный характер. С 2017 г. в компании действует нормативный документ, устанавливающий единый порядок взаимодействия участников процесса планирования, организации и проведения работ по отбору, транспортировке, хранению, ликвидации, а также комплексному исследованию керна при геолого-разведочных работах и разработке месторождений нефти, газа и конденсата, в том числе на шельфе и с трудноизвлекаемыми запасами.

Список литературы

1. РД 39-2-399-80. Методическое руководство по бурению с отбором керна нефтяных и газовых скважин. – М.: ВНИИБТ. – 1982. – 115 с.

2. РД 39-0147716-505-85. Порядок отбора, привязки, хранения, движения и комплексного исследования керна и грунтов нефтегазовых скважин. - Уфа: Миннефтепром. – 1986. – 32 с.

3. Методическое руководство по отбору и анализу изолированного керна // Тюмень. ЗАО «НПП «СибБурМаш», НПЦ «Тюменьгеофизика», ЗАО «СИБКОР». – 1999. – 57 с.

4. Методическое руководство по отбору и анализу изолированного керна // Тюмень. ЗАО «НПП «СибБурМаш», НПЦ «Тюменьгеофизика», ЗАО «СИБКОР», ООО «НовТехСервис». – 2022. – 72 с.

5. Р Газпром 186-2021. Керн. Отбор, транспортировка, хранение и комплексные исследования. – М.: ПАО «Газппром» 2021.

6. CTO 231-2017. Стандарт организации. Керновый материал по участкам недр на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз». – Тюмень, 2017.

7. Регламент по отбору, транспортировке, хранению и лабораторным исследованиям керна скважин. – Тюмень: Новатэк, 2018.

8. ГОСТ 26450.0-85. Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств. – М.: Мингео СССР, Миннефтепром СССР, Мингазпром СССР, 1986.

9. ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. – М.: Изд-во стандартов, 1985.

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

11. Петрофизика негидрофильных коллекторов нефтяных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / В.Ю. Терентьев, Т.Ф. Дьяконова, А.Д. Саетгараев [и др.]. – Пермь: Астер Диджитал, 2020. – С. 226–231.

12. Специальные исследования керна пласта-коллектора Вч Верхнечонского месторождения / Я.И. Гильманов, А.А. Загоровский, А.С. Комисаренко

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 11. – С. 66–71.

13. Гильманов Я.И., Яценко В.М. Оценка пористости образцов керна из нетрадиционных коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 11. – С. 20–25. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-11-20-25

14. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. – М.: Миннефтепром, 1986. – 19 с.

15. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. – М.: Миннефтепром, 1989. – 36 с.

16. ОСТ 39 180-85. Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородо-содержащих пород. – М.: ВНИИОЭНГ, 1985. – 13 с.

17. ОСТ 39-204-86. Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщения от капиллярного давления. – М.: Миннефтепром, 1986.

18. Гильманов Я.И., Паромов С.В. Современные технологии отбора керна при поисково-разведочных работах и эксплуатационном бурении // Каротажник. – 2021. – № 8(314). – С. 39–47.

19. Малков Л.Л., Гильманов Я.И., Татауров Ф.С. Критерии оценки качества кернового материала // Каротажник. – 2023. – № 5(325). – С. 73–83.

20. Временные методические рекомендации по подсчету запасов свободного газа в залежах березовской свиты и ее аналогов в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. – Тюмень-М: ЭТС ГКЗ, 2021. – 13 с.

21. Гильманов Я.И., Глушков Д.В., Кузнецов Е.Г. Опыт ТННЦ в проведении межлабораторного контроля рентгеновской компьютерной томографии (РКТ) // Каротажник. – 2022. – № 6(320). – С. 132–140.

22. Гильманов Я.И., Шульга Р.С., Загидуллин М.И. Опыт ТННЦ в проведении межлабораторного контроля измерений пористости на образцах керна методом ядерно-магнитного резонанса // Каротажник. – 2022. – № 6(320). – С. 38-43.

23. Гильманов Я.И, Глушков Д.В., Кузнецов Е.Г. Опыт ООО «ТННЦ» в проведении межлабораторного контроля по фотографированию керна в дневном и ультрафиолетовом свете // Каротажник. – 2023. – № 5(325). – С. 96–114.

24. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. – М.: ЕСОЭН, 2023. – 86 с.

В статье рассмотрены отдельные вопросы научного обоснования постановки геолого-разведочных работ на ископаемый водород в мире и России. Подчеркнута общая тенденция ориентации поисков водорода от поверхностных признаков к средним и большим глубинам.  Показан уровень изученности условий генерации и локализации водорода в геологических формациях. Изложены авторские предложения по развитию поисковой водородной концепции, в рамках которой принципиально важная роль отводится фактору консервации генерируемого в течение геологической истории самородного водорода. Авторами предложено крупные залежи/месторождения водорода искать ниже доминантного флюидоупора в пределах расположенных под его подошвой гидродинамических этажей с характерным для них режимом гидродинамической стагнации. Это обеспечивает не только литологическое, но и гидродинамическое экранирование свободного водорода. Кроме того, в статье предложены к обсуждению возможные подходы к классификации залежей самородного водорода с учетом динамического характера его образования и накопления в геологической среде, а также оценка геологических запасов залежей разной величины. Освоение ресурсного потенциала самородного водорода – важная государственная задача, обеспечивающая использование самородного водорода наряду с традиционным (углеводородным) энергетическим сырьем, что можно рассматривать как важный стимулирующий фактор развития местных производств в энергетически дефицитных регионах страны.

Список литературы

1. Дмитриевский А.Н., Мастепанов А.М., Бушуев В.В. Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России // Вестник Российской Академии Наук. – 2014. – Т. 84. – № 10. – С. 867–874. – http://doi.org/10.1134/S1019331614050062

2. Полеванов В.И., Глазьев С.М. Поиски месторождений природного водорода в России как основа встраивания в новый технологический уклад //

Недропользование XXI век. – 2020. – № 4 (87). – С. 12–23. – EDN: YCPART

3. Zgonnik V. The occurrence and geoscience of natural hydrogen: Acomprehensive review // Earth-Science Reviews. – 2020. – V. 203. – P. 103140. – http://doi.org/10.1016/j.earscirev.2020.103140

4. Aimikhe V.J., Eyankware O.E. Recent advances in white hydrogen exploration and production: a mini review // Journal of Energy Research and Reviews. – 2023. –

V. 13. – № 4. – P. 64–79. - http://doi.org/10.9734/jenrr/2023/v13i4272

5. Hydrogen emanations in intracratonic areas: new guide lines for early exploration basin screening / I. Moretti [et al.] // Geosciences. – 2021. – Т. 11. – № 3. – http://doi.org/10.3390/geosciences11030145

6. Fedonkin M.A. The Role of Hydrogen and Metals in the Formation and Evolution of Metabolic Systems // Problems of the Origin and Evolution of the Biosphere. – 2008. – С. 417–438. – EDN WRGBXZ.

7. Ларин В.Н. Современная дегазация водорода на Русской платформе // Бюллетень Московского общества испытателей природы. Отдел геологический. – 2007. – Т. 82. – № 5. – C. 91. – EDN IBPUIR.

8. Исаев В.П., Пастухов Н.П. Зоны дегазации природного водорода на востоке Сибирской платформы // Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности : Сборник трудов Всероссийской научной конференции с международным участием, посвященной 35-летию ИПНГ РАН, Москва, 17–19 октября 2022 г. – 2022. – С. 337–339. – EDN ZVOSHZ.

9. Левшунова С.П. Водород и его биогеохимическая роль в образовании углеводородных газов в осадочных породах земной коры: автореф. дис. ... докт. геол.-минерал. наук, М., 1994. – 42 с. – EDN ZLBDCH.

10. Гидрохимические и микробиологические процессы, сопровождающие гибридное хранение водорода и метана в водоносных горизонтах / Л.А. Абукова, Е.А. Сафарова, Д.С. Филиппова [и др.] // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2023. – № 3 (42). – С. 221–234. – DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2023-42.art14.–EDN SYWFNK

11. Пастухов Н.П., Михайлов М.С. Природный водород Cибирской платформы: перспективы, поиски и разведка // ГеоЕвразия-2022. Геологоразведочные технологии: наука и бизнес : Труды V Международной геолого-геофизической конференции. В 3-х томах, Москва, 30 марта – 01 апреля 2022 г.

Том II (III). – Тверь: Общество с ограниченной ответственностью «ПолиПРЕСС», 2022. – С. 134-137.  – 2022. – EDN: CPFLAO.

12. Characterization of the spontaneously recharging natural hydrogen reservoirs of Bourakebougou in Mali / O. Maiga [et al.] // Scientific Reports. – 2023. – V. 13. – № 1. – https://doi.org/10.1038/s41598-023-38977-y

13. Prinzhofer A., Cissé CS. T., Diallo A.B. Discovery of a large accumulation of natural hydrogen in Bourakebougou (Mali) // International Journal of Hydrogen Energy. - 2018. – V. 43(42). - P. 19315–19326. – doi.org/10.1016/j.ijhydene.2018.08.193

14. Rezaee R. Assessment of natural hydrogen systems in Western Australia // International Journal of Hydrogen Energy. – 2021. – V. 46. – №. 66. –

P. 33068–33077. – doi.org/10.1016/j.ijhydene.2021.07.149

15. Shinohara H. Volatile flux from subduction zone volcanoes: Insights from a detailed evaluation of the fluxes from volcanoes in Japan //Journal of Volcanology and Geothermal Research. – 2013. – V. 268. – P. 46–63. – doi.org/10.1016/j.jvolgeores.2013.10.007

16. Origin, discovery, exploration and development status and prospect of global natural hydrogen under the background of carbon neutrality / Q.N. Tian, S.Q. Yao,

M.J. Shao [et al.] // China Geology. – 2022. – V. 5. – №. 4. – P. 722–733. – doi: 10.31035/cg2022046

17. Шакиров Р.Б. Особенности химического и изотопного состава углеводородных газов вулканов Менделеева и Головнина (о. Кунашир) // Геохимия. – 2014. – №. 3. – С. 267–267. – doi:10.7868/S0016752514010063

18. Филиппова Д.С. Водород в геологической среде: особенности генерации и аккумуляции // SOCAR Proceedings. – 2023. – Special Issue – № 2. –

С. 079–013. – http://dx.doi.org/10.5510/OGP2023SI200885

19. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа / А.А. Бакиров, Э.А. Бакиров, В.С. Мелик-Пашаев, Г.Т. Юдин. – М.: «Высшая школа», 1976. – 416 с.

20. Калицкий К.И. Геология нефти. – Петроград: Нефтяное и сланцевое хозяйство, 1921. – 224 с.

21. Гордиенко В.В. О циркуляции водорода в атмосфере и земной коре // Геофизический журнал. – 2021. – Т. 43(5). – С. 35-59. –

https://doi.org/10.24028/gzh.v43i5.244051

22. Деева Т.А., Камартдинов М.Р., Кулагина Т.Е. Физика пласта. - Томск: Томский политехнический университет, 2010.

23. Молчанов В.И. Генерация водорода в литогенезе. – Новосибирск: Наука, 1981. – 142 с.

24. Перспективы Воронежской антеклизы на обнаружение природного водорода / В.М. Ненахов, В.П. Полеванов, А.В. Жабин [и др.] // Вестник Воронежского государственного университета. Серия: Геология. – 2022. – № 2. – С. 4–18. - https://doi.org/10.17308/geology.2022.2/9275

25. Онежская палеопротерозойская структура (геология, тектоника, глубинное строение и минерагения) / Отв. ред. Л.В. Глушанин, Н.В. Шаров, В.В. Щипцов. – Петрозаводск: Карельский научный центр РАН, 2011. – 431 с.

В статье приведено описание традиционных представлений о времени возникновения орогена Большого Кавказа и Западно-Кубанского прогиба. Отмечено, что, согласно этим представлениям, Большой Кавказ и смежные с ним прогибы, в которые происходил снос материала с орогена, уже существовали со времени олигоцена или миоцена. Появление новых данных о строении Предкавказских прогибов, в том числе Западно-Кубанского, позволяет поставить под сомнение эти представления. Изучен вопрос о тектонической природе и истории заполнения Западно-Кубанского прогиба. На примере сейсмопрофиля FR050805, в близмеридиональном направлении секущего прогиб на долготе Варнавенского водохранилища, показано, что клиноформы в толщах вплоть до плиоцена ориентированы с севера на юг. Это свидетельствует о том, что заполнение прогиба происходило путем бокового наращивания разреза за счет привноса обломочного материала с севера, т.е. со стороны Восточно-Европейского континента, вследствие морской седиментации в условиях относительного глубоководья. Эти выводы подкреплены представленными в статье результатами U–Pb изотопного датирования (LA-ICP-MS, ГИН РАН) зерен детритового циркона из песков (проба К23-013), участвующих в строении разреза плиоценовой толщи (сенновской свиты или нерасчлененных отложений сенновской и железногорской свит), распространенной к западу от г. Крымск, запад Краснодарского края, южный борт Западно-Кубанского прогиба.

Список литературы

1. Архангельский А.Д. Избранные труды. – М.: Изд-во Акад. наук СССР, 1954. – Т. 2. – 672 с.

2. Архангельский А.Д. Условия образования нефти на Северном Кавказе. М.-Л.: Научно-издательское бюро СНП, 1927. – 186 с.

3. Милановский Е.Е., Хаин В.Е. Очерки региональной геологии СССР. Геологическое строение Кавказа. – М.: Издательство Московского университета, 1963. – 378 с.

4. Никишин А.М., Ершов А.В., Никишин В.А. Геологическая история Западного Кавказа и сопряженных краевых прогибов на основе анализа регионального сбалансированного разреза // Доклады РАН. – 2010. – Т. 430. – № 4. – С. 515–517.

5. Колебания уровня моря на северном шельфе Восточного Паратетиса в олигоцене-неогене / С.В. Попов, М.П. Антипов, А.С. Застрожнов [и др.] // Стратиграфия. Геологическая корреляция. – 2010. – Т. 18. – № 2. – С. 99–124.

6. Палеогеография и биогеография бассейнов Паратетиса. Ч. 1. Поздний эоцен-ранний миоцен / С.В. Попов, М.А. Ахметьев, А.В. Лопатин [и др.]. – М.: Научный мир, 2009. – 178 с.

7. Белуженко Е.В., Письменная Н.С. Континентальные отложения верхнего миоцена-эоплейстоцена северной части западного Предкавказья // Стратиграфия. Геологическая корреляция. – 2016. – Т. 24. – № 4. – С. 82–101. – https://doi.org/10.7868/S0869592X16040025

8. Попов С.В., Патина И.С. История Паратетиса // Природа. – 2023. – № 6. –С. 3–14. – https://doi.org/10.7868/S0032874X23060017

9. Афанасенков А.П., Никишин А.М., Обухов А.Н. Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона. – М: Научный мир, 2007. – 172 с.

10. Углеводородные системы Крымско-Кавказского сегмента Альпийской складчатой системы / В.Ю. Керимов, Н.Ш. Яндарбиев, Р.Н. Мустаев, А.А. Кудряшов // Георесурсы. – 2021. – № 23 (4). – C. 21–33. – https://doi.org/10.18599/grs.2021.4.3

11. Попков В.И. Геодинамическая обстановка формирования структуры Западно-Кавказских кайнозойских прогибов // Геология, география и глобальная энергия. – 2010. – № 3 (38). – C. 23–27.

12. Тимошкина Е.П., Леонов Ю.Г., Михайлов В.О. Формирование системы горное сооружение – предгорный прогиб: геодинамическая модель и ее сопоставление с данными по Северному Предкавказью // Геотектоника. – 2010. – № 5. – С. 371-387. - https://doi.org/10.1134/S0016852110050018

13. Клавдиева Н.В. Тектоническое погружение Предкавказских краевых прогибов в кайнозое: дис…канд. геол.-минерал. наук. – М., 2007. – 263 с.

14. Postnikova I.S., Patina I.S., Gorkin G.M. Geological Setting and Formation of the Erosional Structure of Upper Miocene Deposits in Western Ciscaucasia // Lithology and Mineral Resources. – 2024. – V. 59. – No. 5. – P. 517–525. - https://doi.org/10.1134/S0024490224700676

15. К вопросу о тектонической природе Западно-Кубанского прогиба / Н.Б. Кузнецов, Т.В. Романюк, К.И. Данцова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 9. – С. 78–84. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-9-78-84

16. Государственная геологическая карта Российской Федерации масштаба 1 : 200 000. Издание второе. Серия Кавказская. Лист L-37-XXVI (Новороссийск) / С.Г. Корсаков, Е.В. Белуженко, В.И. Черных [и др.]. – М.: Московский филиал ВСЕГЕИ, 2021. - 132 с.

17. О тектоническом типе Западно-Кубанского прогиба и времени воздымания западного сегмента орогена Большого Кавказа / Н.Б. Кузнецов, И.В. Латышева, А.С. Новикова [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2024. - № 10. - С. 58-63. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-10-58-63

Вплоть до настоящего времени многие ученые полагают, что орогенез Большого Кавказа и связанное с ним формирование Предкавказских прогибов произошло в олигоцене. Одним из оснований для этого предположения является отнесение майкопской серии и более молодых толщ Предкавказских прогибов к молассам, т.е. толщам, сформированным продуктами эрозии орогена. В настоящее время вопрос происхождения обломочных пород может быть решен на основании урано-свинцового U-Pb датирования зерен детритового циркона из этих пород, что позволяет пересмотреть области сноса материала. Представлены результаты U–Pb изотопного датирования (LA-ICP-MS, ГИН РАН) зерен детритового циркона из песков (проба К23-013), участвующих в строении разреза плиоценовой толщи (сенновской свиты или нерасчлененных отложений сенновской и железногорской свит), распространенной к западу от г. Крымск, запад Краснодарского края, южный борт Западно-Кубанского прогиба. Показана высокая степень сходства характера распределения датировок детритового циркона из изученной пробы, и из песков верхнего кайнозоя северного борта долины Маныча, нижнего Дона и нижней Волги, т.е. песков, заведомо сложенных продуктами эрозии комплексов фундамента и чехла Восточно-Европейской и Скифско-Туранской платформ. Сделан вывод о перикратонном, а не предгорном тектоническом типе Западно-Кубанского прогиба и четвертичном времени воздымания западного сегмента орогена Большого Кавказа.

Список литературы

1. Архангельский А.Д. Введение в изучение геологии Европейской России. Ч. 1. Тектоника и история развития Русской платформы. – М.-Пг.: Гос. изд., 1923. – 146 с.

2. Милановский Е.Е., Хаин В.Е. Очерки региональной геологии СССР. Геологическое строение Кавказа. – М.: МГУ, 1963. – 378 с.

3. Шарафутдинов В.Ф. Миатлинская фаза тектогенеза раннеорогенного этапа развития Кавказа // Доклады РАН. – 2003. – Т. 393. – № 1. – С. 88–90.

4. Никишин А.М., Ершов А.В., Никишин В.А. Геологическая история Западного Кавказа и сопряженных краевых прогибов на основе анализа регионального сбалансированного разреза // Доклады РАН. – 2010. – Т. 430. – № 4. – С. 515–517.

5. Попков В.И. Геодинамическая обстановка формирования структуры Западно-Кавказских кайнозойских прогибов // Геология, география и глобальная энергия. – 2010. – № 3 (38). – С. 23–27.

6. Афанасенков А.П., Никишин А.М., Обухов А.Н. Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона. – М: Научный мир, 2007. – 172 с.

7. Углеводородные системы Крымско-Кавказского сегмента Альпийской складчатой системы / В.Ю. Керимов, Н.Ш. Яндарбиев, Р.Н. Мустаев, А.А. Кудряшов // Георесурсы. – 2021. – № 23 (4). – C. 21–33. - https://doi.org/10.18599/grs.2021.4.3

8. Характеристика осадочных толщ Индоло-Кубанского прогиба по результатам U-Pb датирования зерен детритового циркона / Н.Б. Кузнецов, Т.В. Романюк, К.И. Данцова [и др.] // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2024. – № 1. – С. 4–15. - http://doi.org/10.24412/1997-8316-2024-113-4-15

9. Кабакова балка – новое местонахождение плиоценовых наземных позвоночных в западном Предкавказье / А.С. Тесаков, В.В. Титов, С.В. Куршаков

[и др.] // Фундаментальная и прикладная палеонтология. Материалы LXIV сессии Палеонтологического общества. Санкт-Петербург. 2–6 апреля 2018 г. – СПб: ВСЕГЕИ, 2018. – С. 236.

10. Якимова А.А., Тесаков А.С. Новые данные по корнезубым полевкам рода Pliomys из раннего плиоцена Северного Кавказа // Современная палеонтология: классические и новейшие методы. Тезисы докладов Семнадцатой Всероссийской научной школы молодых ученых. – М.: ОМТ Палеонтологического института им. А.А. Борисяка, 2021. – С. 38–39.

11. Природа Пучеж-Катункской импактной структуры (центральная часть Восточно-Европейской платформы): результаты изучения U–Th–Pb изотопной системы зерен детритового циркона из эксплозивных брекчий / С.Ю. Колодяжный, Н.Б. Кузнецов, Т.В. Романюк [и др.] // Геотектоника. – 2023. – № 5. –

С. 70–95. – http://doi.org/10.31857/S0016853X23050041

12. К вопросу о тектонической природе Западно-Кубанского прогиба / Н.Б. Кузнецов, Т.В. Романюк, К.И. Данцова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 9. – С. 78–84. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-9-78-84

13. Quaternary sediment sources and loess transport pathways in the Black Sea – Caspian Sea region identified by detrital zircon U-Pb geochronology / C. Költringer,

T. Stevens, M. Lindner [et al.] // Global and Planetary Change. – 2022. 209. 103736. https://doi.org/10.1016/j.gloplacha.2022.103736

14. Insights from petrography, mineralogy and U-Pb zircon geochronology into the provenance and reservoir potential of Cenozoic siliciclastic depositional systems supplying the northern margin of the Eastern Black Sea / S.J. Vincent, A.C. Morton, F. Hyden, M. Fanning // Mar. Pet. Geol. – 2013. – V. 45. – P. 331–348. - https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2013.04.002

15. Growth rate of the preserved continental crust: II. Constraints from Hf and O isotopes in detrital zircons from Greater Russian Rivers / C.Y. Wang, I.H. Campbell,

A.S. Stepanov [et al.] // Geochim. Cosmochim. Acta. – 2011. – V. 75(5). – P. 1308-1345. - https://doi.org/10.1016/j.gca.2010.12.010

16. Possible sources and transport pathways of loess deposited in Poland and Ukraine from detrital zircon U-Pb age spectra / M. Panczyk, J. Nawrocki, A.B. Bogucki

[et al.] // Aeolian Res. – 2020. –V. 45. - http://doi.org/10.1016/j.aeolia.2020.100598

17. Мел-эоценовый флиш Сочинского синклинория (Западный Кавказ): источники обломочного материала по результатам U–Th–Pb изотопного датирования детритового циркона / Н.Б. Кузнецов, T.В. Романюк, А.В. Шацилло [и др.] // Литология и полезные ископаемые. – 2024. – № 1. – С. 47–69. – http://doi.org/1134/S0024490223700384

18. Кузнецов Н.Б., Романюк Т.В. Пери-Гондванские блоки в структуре южного и юго-восточного обрамления Восточно-Европейской платформы // Геотектоника. – 2021. – № 4. – С. 3–40. – http://doi.org/10.31857/S0016853X2104010X

19. Gehrels G.E. Introduction to detrital zircon studies of Paleozoic and Triassic strata in western Nevada and Northern California // Special Paper of the Geological Society of America. – 2000. - V. 347. - https://doi.org/10.1130/0-8137-2347-7.1

Методики приготовления технологических жидкостей, буровых и тампонажных растворов и очистки призабойной зоны должны быть приспособлены к специфическим условиям ремонта скважин Краснодарского края и аналогичных регионов, нефтяные и газовые месторождения которых находятся на завершающей стадии разработки. Системы промывки призабойной зоны малоэффективны, а нагнетаемые в скважины технологические агенты часто не отвечают заявляемым требованиям, при этом отсутствует специализированное оборудование. Одним из возможных направлений повышения качества приготовления жидкостей является совершенствование таких технологий, как затворение порошкообразных и жидких компонентов в струйных аппаратах, диспергирование их струйными устройствами и очистка призабойной зоны высоконапорными струями. Все эти процессы объединяет одно и то же явление напорного истечения жидкости через насадку (сопло). Характерной особенностью таких процессов является неопределенность проектирования геометрии проточной части технологических устройств. В частности, не определены требования к геометрической части насадки (сопла) для формирования наиболее эффективной струи в смесителях буровых и тампонажных растворов, отсутствуют систематические представления о методах использования кавитации при истечении струй в диспергаторах. Решаемую в работе научно-техническую проблему совершенствования и внедрения в производство новых струйных технологий приготовления и обработки буровых промывочных и тампонажных растворов можно конкретизировать как задачу оптимизации струйных процессов с целью повышения эффективности приготовления технологических жидкостей.

Список литературы

1. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 352 с.

2. Stand Research and Analysis of Liquid-Gas Jet-Pump’s Operation Characteristics for Oil and Gas Production / A.N. Drozdov, E.A. Malyavko, Y.L. Alekseev, O.V. Shashel // SPE. – 146638. – 2011. - https://doi.org/10.2118/146638-MS

3. Дроздов А.Н., Горелкина Е.И.  Разработка насосно-эжекторной системы для реализации водогазового воздействия на пласт с использованием попутного нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин // Записки Горного института. – 2022. – Т. 254. – С. 191–201. - http://doi.org/10.31897/PMI.2022.34

4. Дроздов А.Н., Горелкина Е.И. Исследование характеристик эжектора для системы закачки водогазовых смесей в пласт / А.Н. Дроздов, Е.И. Горелкина // SOCAR Proceedings. – 2022. – № 2. – С. 25-32. - https://doi.org/10.5510/ogp2022si200736

5. Пахлян И.А. Экспериментальная оценка адекватности уравнения характеристики гидроэжекторного смесителя для приготовления буровых и тампонажных растворов // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 94–97. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-11-94-97

6. Каменев П.Н. Гидроэлеваторы в строительстве. – М.: Стройиздат. – 1970. – 416 с.

7. Пахлян И.А., Уколов А.И, Омельянюк М.В. Влияния кинематических параметров на процесс кавитационной обработки промывочных жидкостей и тампонажных растворов // Технология нефти и газа. – 2024. – № 1. – С. 46–51. - https://doi.org/10.32935/1815-2600-2024-150-1-46-51

8. Пахлян И.А., Омельянюк М.В. Об импортозамещении в системах приготовления эмульсионных буровых растворов // Нефтяное хозяйство. – 2023. –

№ 8. – С. 36-40. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-8-36-40

В настоящее время особое значение приобретает воспроизводство качественной ресурсной базы в старых нефтедобывающих районах, что связано с неуклонным ростом доли трудноизвлекаемых запасов. На территории Республики Татарстан имеются большие запасы сверхвязкой нефти (СВН). За последние 20 лет компанией «Татнефть» реализован проект по созданию промышленных технологий поиска, разработки и подготовки СВН с успешным замещением импортных технологий отечественными разработками, что стало возможным во многом благодаря государственной поддержке. В статье рассматривается проблема отсутствия перспектив реализации проектов по разработке залежей СВН в связи с отменой налогового стимулирования добычи тяжелой нефти. Сформированная налоговая среда (аналогичная той, которая применяется для добычи традиционной нефти) не может обеспечить благоприятные экономические параметры для добычи СВН. В условиях увеличенной налоговой нагрузки недропользователь вынужден отказываться от вовлечения в разработку новых залежей СВН, так как высокие затраты, сопровождающие реализацию таких проектов, не позволяют выйти на приемлемые уровни экономической эффективности. Сложившаяся ситуация ведет к довыработке введенных в эксплуатацию залежей и сворачиванию проекта. В данной работе предложены пути изменения действующей налоговой системы, которые позволят экономически эффективно разрабатывать объекты СВН, увеличить поступления в бюджет и сохранить накопленные уникальные компетенции в этой области.

Список литературы

1. О внесении изменений в главы 25.4 и 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации : Федеральный закон № 342-ФЗ  от 15 октября 2020 г. - https://www.garant.ru/products/ipo/prime/doc/74658110/?ysclid=ly4bv96civ641212778 (дата обращения: 02.07.2024).

2. О внесении изменений в части первую и вторую Налогового кодекса Российской Федерации, отдельные законодательные акты Российской Федерации и о приостановлении действия абзаца второго пункта 1 статьи 78 части первой Налогового кодекса Российской Федерации : Федеральный закон № 389-ФЗ от 31 июля 2023 г. - https://www.garant.ru/products/ipo/prime/doc/407357167/?ysclid=ly4civl7gr952394553 (дата обращения: 02.07.2024).

Доля легкоизвлекаемых запасов нефти неуклонно сокращается, и в настоящее время все больше внимания уделяется технологиям, позволяющим разрабатывать залежи со сложными геолого-физическими характеристиками. В подобных условиях эффективная выработка запасов невозможна без системного применения комплекса геолого-технических мероприятий (ГТМ), в том числе без бурения скважин с новыми типами заканчивания, повышающими площадь дренирования и интенсивность притока. Однако по мере ухудшения коллекторских свойств успешность ГТМ снижается, в связи с чем актуальной становится задача повышения их эффективности. Одним из инструментов решения данной проблемы является определение параметров системы скважина – пласт при помощи гидродинамических исследований скважин (ГДИС). При этом ввиду снижения проницаемости и усложнения конструкции горизонтальных скважин (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) оценка параметров системы классическими видами ГДИС приводит к увеличению длительности остановки скважины, а следовательно, к значительным потерям в добыче нефти. Данная работа посвящена вопросу увеличения эффективности ГТМ в ГС с МГРП, для чего предлагается использование «малозатратного» вида ГДИС – метода анализа добычи и давления, реализованного в корпоративном программном комплексе «РН-ВЕГА». Предлагаемый подход был опробован на месторождении Западной Сибири в низкопроницаемой зоне и позволил выделить ряд скважин с наибольшим потенциалом прироста добычи нефти после ГТМ.

Список литературы

1. Инновационные технологии разработки низкопроницаемых коллекторов в ПАО «НК «Роснефть» / А.В. Мирошниченко, А.В. Сергейчев, В.А. Коротовских [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – С. 105–109. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-12-105-109

2. Опыт реализации систем разработки на основе горизонтальных скважин с множественными гидроразрывами пласта на Приобском лицензионном участке ООО «РН-Юганскнефтегаз» / П.А. Осоргин, А.А. Кашапов, Е.Л. Егоров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 6. – С. 38–43.

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

4. Асалхузина Г.Ф., Давлетбаев А.Я., Хабибуллин И.Л. Моделирование дифференциации пластового давления между нагнетательными и добывающими скважинами на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами // Вестник Башкирского университета. – 2016. – Т. 21. – № 3. – С. 537–544.

5. Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Современные методы гидродинамических исследований скважин и пластов. – Пермь : Изд-во ПНИПУ, 2019. – 160 с.

6. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин. – М.: МАКС Пресс, 2008. – 476 с.

7. Шагиев Р.Г. Исследования скважин по КВД. – М.: Наука, 1998. – 304 с.

8. Гидродинамические исследования скважин: анализ и интерпретация данных / Т.А. Деева, М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина, П.В. Мангазеев. – Томск: ЦППС НД ТПУ, 2009. – 254 с.

9. Estimation of reservoir pressure from the sensor data before and after injection tests in low-permeability formations / Yu.O. Bobreneva, A.Y. Davletbaev, N.A. Makhota, Z.K. Kamalova // SPE-187763-MS. – 2017. - http://doi.org/10.2118/187763-MS

10. Программный комплекс «РН-ВЕГА» для анализа и интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин / В.В. Сарапулова, А.Я. Давлетбаев, А.Ф. Кунафин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 12. – С. 124–130. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-124-129

11. Планирование и анализ нагнетательных тестов при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых пластах с применением ПК «РН-ГРИД» / А.Я. Давлетбаев, Н.А. Махота, А.Х. Нуриев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 77–83. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-10-77-83

12. Анализ кривых падения давления после нагнетательных тестов при гидроразрыве пласта / Г.Ф. Асалхузина, А.Я. Давлетбаев, А.М. Ильясов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 41–45.

13. Анализ добычи и давления по горизонтальным скважинам с многостадийным гидроразрывом пласта / Р.Р. Уразов, А.Я. Давлетбаев, А.И. Синицкий

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 10. – С. 62–67. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-10-62-67

14. Гидродинамические исследования скважин в низкопроницаемых коллекторах / А.Я. Давлетбаев, Г.Ф. Асалхузина, Р.Р. Уразов, В.В. Сарапулова. – Новосибирск: ООО «ДОМ МИРА», 2023. – 176 c.

15. Апробация подхода к оценке текущего пластового давления при анализе динамических данных эксплуатации скважин / Г.Ф. Асалхузина, А.Я. Давлетбаев, Т.Р. Салахов // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 10. – С. 30–33. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-10-30-33

В статье представлен опыт ограничения водопритока в скважинах с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МСГРП), эксплуатирующих карбонатные отложения московского яруса уникального Арланского месторождения. Описаны применяемые методы и технологии, направленные на снижение водопритока, что является важной задачей повышения эффективности разработки месторождений углеводородных ресурсов. Проведен анализ геолого-технических характеристик месторождения и динамики показателей эксплуатации горизонтальных скважин, описан опыт применения технологий ограничения водопритока в горизонтальных скважинах с наличием трещин после МГРП. Представлена матрица выбора технологий ограничения водопритока в добывающих горизонтальных скважинах. На основании выполненных работ выделены три группы составов. По результатам анализа наилучший технологический эффект получен по комплексной технологии, включающей закачку сшиваемого полиакриламида, полимерно-силикатного состава и облегченного тампонажного состава. Полученные результаты демонстрируют положительное влияние предложенных мероприятий на оптимальную выработку запасов и сокращение негативных последствий, связанных с добычей воды. Работа представляет интерес для специалистов в области нефтегазовой геологии и разработки месторождений и направлена на оптимизацию эксплуатации карбонатных коллекторов.

Список литературы

1. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. – Уфа: БашНИПИнефть, 2012. – 704 с.

2. Испытания новой технологии направленного радиального бурения каналов с последующим проведением кислотной обработки пласта / В.А. Шайдуллин, А.Е. Фоломеев, С.А. Вахрушев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 7. – С. 108–114. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-108-114

3. Особенности и концепция дальнейшей разработки уникального Арланского месторождения / А.Т. Гареев, С.Р. Нуров, А.И. Фаизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 40–45. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-40-45

4. Исламов Я.Р., Гареев А.Т., Кашапов Б.А. Повышение эффективности технологий ГРП на карбонатных коллекторах каширо-подольских отложений Арланского месторождения // Тр. II Международная научно-практическая конференция «Прорывные технологии в разведке, разработке и добыче углеводородных ресурсов». – Санкт-Петербург: Санкт-Петербургский горный университет, 2023. – 68 с.

5. Water-and-Gas Shutoff Technologies in Horizontal Wells on North Komsomolskoe Field: Screening and Successful Trial / T.E. Nigmatullin, V.Y. Nikulin [et al.] // SPE-206496-MS. – 2021. - https://doi.org/10.2118/206496-MS

6. Подбор составов и технологий для проведения изоляционных работ в горизонтальных скважинах, эксплуатируемых в осложненных условиях / В.Ю. Никулин, Т.Э. Нигматуллин, А.Г. Михайлов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 10. – С. 96–101. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-10-96-101

7. Обзор перспективных технологий водоизоляции в газовых скважинах / В.А. Шайдуллин, Т.Э. Нигматуллин, Н.Р. Магзумов [и др.] // Нефтегазовое

дело. – 2021. – № 1. – С. 51–60.

8. Выбор перспективных технологий для ограничения притока воды и газа в горизонтальных скважинах Куюмбинского месторождения / В.Ю. Никулин, Р.Р. Мукминов, А.Р. Шаймарданов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 7. – С. 36–40. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-7-36-40

9. К вопросу ограничения водопритоков в нефтяной скважине после проведения ГРП / А.М. Строганов, А.Ю, Искрин, А.В. Каменский [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2013. – № 7. – С. 22-25.

10. Уникальная операция ГНКТ в горизонтальной скважине, законченной 8-стадийной компоновкой МГРП, по изоляции обводненного интервала с применением мостовых пробок / К. Бурдин, Р. Мазитов, П. Бравков [и др.] // Время колтюбинга. – 2013. – № 3. – С. 34–43.

11. Водоизоляция трещин со стороны нагнетательных скважин в карбонатных коллекторах / В.П. Захаров, Т.А. Исмагилов, А.М. Антонов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 12. – С. 102–105.

12. Пат. 2740986С1 РФ, МПК Е21В 33/138, Е21В 43/32, С09К 8/46. Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта / Р.А. Саркаров, В.В. Селезнев, А.Р. Раджабова; заявл. 23.12.2019 № 2019143055: опубл. 22.01.2021.

13. Пат. 2507377C1 РФ, МПК Е21В 33/138, С09К 8/508. Способ изоляции зон водопритока в скважине / Р.Р. Кадыров, Д.К. Хасанова, А.К. Сахапова, В.А. Андреев, Е.Ю. Вашетина; заявитель ОАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. заявл. 02.10.2012 № 2012142093. опубл. 20.02.2014.

14. Повышение качества цементирования тампонажными материалами, способными к самовосстановлению / В.В. Ядрин, Т.Р. Мардаганиев, Э.Р. Зинатуллина, А.Ф. Галиев // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 7. – С. 108–112. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-7-108-112

15. Испытание новых технологий обработки призабойной зоны и ремонтно-изоляционных работ в ПАО «НК «Роснефть» / С.А. Вахрушев, К.В. Литвиненко, А.Е. Фоломеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 6. – С. 31–37. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-6-31-37

В работе приведена модель изменения пористости и проницаемости проп­­пантной пачки, содержащей изначально сферические частицы. Для ее разработки были сформулированы три предположения: неизменность объема материала проппанта при сжатии; сохранение числа каналов, по которым происходит фильтрация жидкости; сохранение геометрического подобия каналов при сжатии. В соответствии с предположениями выведена зависимость пористости от деформации проппантной пачки, введено понятие безразмерного комплекса пористости, содержащего начальную пористость и пористость после деформации, от которого проницаемость проппанта зависит линейно. Модель была верифицирована по результатам испытаний определения проницаемости и проводимости проп­пантной пачки при различных сжимающих напряжениях. Эксперименты были проведены на оборудовании с применением методик, удовлетворяющих стандартам API RP 19C, API RP 60 и API PR 61. Использовались результаты испытаний 115 проппантов, у которых не было признаков методических ошибок проведения измерений, представленных различными отечественными и зарубежными производителями. Показано, что модель удовлетворительно и значительно точнее, чем формула Казени – Кармана, описывает основные особенности деформации проппантной пачки и изменения ее проницаемости от малых сжимающих напряжений и до 55 МПа (8000 psi).

Список литературы

1. Влияние различных жидкостей ГРП на остаточную проводимость пропантной пачки и фильтрационные свойства низкопроницаемых коллекторов / А.М. Садыков, Р.И. Сирбаев, С.А. Ерастов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 7. – С. 52–57. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-7-52-57

2. Hawkins G.W. Laboratory Study of Proppant-Pack Permeability Reduction Caused by Fracturing Fluids Concentrated During Closure // SPE-18261-MS. – 1988. - https://doi.org/10.2118/18261-MS

3. Губайдуллин А.А., Игошин Д.Е., Хромова Н.А. Обобщение подхода Козени к определению проницаемости модельных пористых сред из твердых шаровых сегментов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2016. – Т. 2. – № 2. – С. 105–120. – http://doi.org/10.21684/2411-7978-2016-2-2-105-120

4. Работнов Ю.Н. Механика деформируемого твердого тела. – М.: Наука, 1979. – 744 с.

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

6. Алюмосиликатный пропант. – https://aobko.ru/borprop/aluminosilicate_proppant

7. Ceramic Proppant. – https://www.carboceramics.com/products/ceramic-proppant.

8. Proppant tables. – https://www.worldoil.com/media/3025/proppant-tables-2015.pdf

9. Diamond Ceramics. – https://diamondproppant.com

10. Ceramic proppants. – http://finewayceramics.com/ceramic-proppants

11. Products. – https://www.curimbaba.com.br/en/produtos

12. Products. – http://www.rainbowproppants.com/products

13. Products. – https://sintexminerals.com/en/products/proppants

14. Пропанты. – https://wellprop.ru/propants

15. Productos. – https://www.xieta.com/index.php/en/products

В работе рассматриваются проблемы разработки карбонатного объекта одного из нефтяных месторождений, а именно: неполный охват залежи стационарным заводнением и высокая обводненность добываемой продукции. По результатам анализа строения целевого объекта установлено наличие геологических неоднородностей, являющихся причинами возникновения существующих проблем. Для их решения предлагается использовать метод циклического заводнения, так как по сравнению с другими видами повышения нефтеотдачи он не требует больших затрат на реализацию. С помощью данной технологии можно добиться перераспределения давления в залежи и изменения фильтрационных потоков, что может обеспечить доизвлечение запасов нефти из малодренируемых зон пласта. Авторами рассмотрены различные циклы нестационарного заводнения, с целью совершенствования системы разработки предложены геолого-технические мероприятия (ГТМ). В рамках данного исследования значительное внимание уделяется гидродинамическому моделированию, осуществленному с помощью программного обеспечения Tempest More как при стандартной, так и при циклической закачке. Каждый предложенный вариант проанализирован с точки зрения технологической эффективности, обоснован выбор оптимального варианта. Приведена экономическая оценка внедрения технологии нестационарного заводнения в комплексе с проведением подобранных ГТМ. По результатам, полученным в ходе выполнения работы, авторами достоверно установлена технико-экономическая эффективность внедрения предлагаемого способа решения проблем разработки целевого объекта.

Список литературы

1. Циклическое заводнение бобриковского горизонта Cабанчинского нефтяного месторождения / А.Ф. Яртиев, А.Г. Хабибрахманов, В.Б. Подавалов,

А.И. Бакиров // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – С. 85–87. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-3-85-87

2. Муслимов Р.Х. Проблемы моделирования разведки и разработки нефтяных месторождений // Георесурсы. – 2018. – Т. 20. – № 3. – С. 134–138. - https://doi.org/10.18599/grs.2018.3.134-138

3. Мартюшев Д.А., Менгалиев А.Г. Планирование циклического заводнения на основе анизотропной гидродинамической модели карбонатной залежи Гагаринского месторождения // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2020. – Т. 331. – № 12. – С. 84–93. - http://doi.org/10.18799/24131830/2020/12/2942

4. Альмухаметова Э.М. Расширение опыта применения технологии нестационарного заводнения с применением технологии изменения направления фильтрационного потока на примере месторождения Северные Бузачи // Георесурсы. – 2018. – Т. 20. – № 2. – С. 115–121. - http://doi.org/10.18599/grs.2018.2.115-121

5. Муслимов Р.Х. Становление и перспективы дальнейшего развития гидродинамических методов разработки нефтяных месторождений России // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 12. – С. 96–100.

6. О выборе участков нефтяных месторождений для эффективного применения циклического заводнения / С.П. Родионов, О.Н. Пичугин, В.П. Косяков

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 4. – С. 58–61. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-4-58-61

7. Experimental study and mechanism investigation of cyclic waterflooding / X. Zhang [et al.] // Journal of Petrochemical Universities. – 2016. – Т. 6. – С. 66–70. - http://doi.org/10.3969/j.issn.1006-396X.2015.06.013

8. Cyclic Water Flood for Enhanced Injection Efficiency & Reduced Water Re-Circulation in Sabiriyah Mauddud, North Kuwait / N. Saleh [et al.] // SPE-198137-MS. – 2019. - http://doi.org/10.2118/198137-MS

9. Кривощеков С.Н., Кочнев А.А., Равелев К.А. Разработка алгоритма определения технологических параметров нагнетания кислотного состава при обработке призабойной зоны пласта с учетом экономической эффективности // Записки Горного института. – 2021. – Т. 250. – № 4. – С. 587–595. - http://doi.org/10.31897/PMI.2021.4.12

10. Новиков В.А. Методика прогнозирования эффективности матричных кислотных обработок карбонатов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело. – 2021. – Т. 21. – № 3. – С. 137–143. - http://doi.org/10.15593/2712-8008/2021.3.6

11. Обоснование применения нестационарного заводнения и совершенствование системы поддержания пластового давления на месторождении Дружное / М.Р. Дулкарнаев, А.А. Вильданов, В.В. Баушин, В.Н. Гуляев // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 104–106.

12. Обоснование режимов работы нагнетательных скважин для реализации циклического заводнения / А.Н. Иванов, П.В. Пятибратов, А.Р. Аубакиров, А.Д. Дзюбло // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 28–31. - http://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-2-28-31

Кислотная обработка является наиболее эффективным и экономичным способом воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) с целью интенсификации добычи нефти. Особенно остро вопрос проведения обработки кислотными составами стоит на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами, приуроченными к тюменской свите. Вследствие естественной низкой проницаемости пласта происходит снижение приемистости нагнетательных скважин, что приводит к недостижению проектных значений компенсации, уменьшению дебита жидкости, пластового давления, выпадению асфальтосмолопарафиновых отложений, кольматации призабойной зоны скважин. В действующих нормативно-технических документах предлагается применять кислотный состав в объеме 0,5 – 1,5 м3/м перфорированной толщины. Предлагаемый подход не учитывает фильтрационно-емкостные свойства коллектора, тип закачиваемой воды, наличие гидроразрыва пласта, температуру призабойной зоны, кратность обработки. Авторами статьи предложена формула расчета объема кислоты при проведении обработки ПЗП для нагнетательных и добывающих скважин. На основании результатов анализа применения кислотных обработок ПЗП разработаны поправочные коэффициенты для конкретизации формулы подсчета объема рабочего раствора кислоты для добывающих и нагнетательных скважин. Оценена технологическая и экономическая эффективность применения методики на нагнетательном фонде скважин.

Список литературы

1. Паникаровский В.В., Паникаровский Е.В. Методы сохранения и восстановления фильтрационных характеристик сложнопостроенных коллекторов. – М.: ООО «Газпром экспо», 2010. – 104 с.

2. Исследования влияния кратности кислотных обработок на их эффективность на основе геолого-промыслового анализа / В.А. Новиков, Р.А. Дерендяев, Д.А. Абашев, Д.С. Кузнецов // Технологии нефти и газа. – 2022. – № 3. – С. 45–49. - https://doi.org/10.32935/1815-2600-2022-140-3-45-49

В статье представлена комплексная резервуарная математическая модель, предназначенная для анализа и прогнозирования разработки нефтяных месторождений в режиме истощения. Особенностью модели является учет зависимости проницаемости и нелинейной зависимости пористости пласта от пластового давления. Это особенно актуально в случаях, когда в процессе истощения пластовое давление снижается ниже давления насыщения нефти газом и наблюдается значительное изменение физических свойств коллектора и флюидов. Представленная модель учитывает два основных режима работы нефтяного пласта на истощение: упругий и растворенного газа. При упругом режиме снижение пластового давления вызывает уплотнение породы, что поддерживает производительность скважин благодаря упругим деформациям. В режиме растворенного газа при снижении давления газ начинает выделяться из нефти, переходя в свободную фазу. Это приводит к значительным изменениям фазовых проницаемостей и существенно усложняет процесс фильтрации, что требует особого подхода при моделировании. Для верификации предложенной модели проведено численное моделирование на основе данных, полученных на одном из месторождений Северо-Кавказской нефтегазоносной провинции. Результаты расчетов подтвердили необходимость учета зависимости проницаемости и нелинейной зависимости пористости от давления при моделировании и прогнозировании разработки нефтяных месторождений в режиме истощения. Модель позволяет повысить точность расчетов, что способствует оптимизации процессов добычи нефти и увеличению коэффициента извлечения углеводородов. Данный подход может применяться на различных месторождениях со сложным характером изменения фильтрационно-емкостных свойств при падении пластового давления.

Список литературы

1. Ahmed T. Reservoir Engineering Handbook (5th ed.). – Gulf Professional Publishing, 2018. ISBN: 9780128136492.

2. Dake L.P. Fundamentals of Reservoir Engineering. – Elsevier, 1983. ISBN: 9780444418302.

3. Biot M.A. General Theory of Three-Dimensional Consolidation // Journal of Applied Physics. – 1941. – V. 12 (2). – P. 155-164. - https://doi.org/10.1063/1.1712886

4. Minkoff S.E., Stone C.M., Bryant S. Coupled fluid flow and geomechanical deformation modeling // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2003. – V. 38 (1). – P. 37-56. – https://doi.org/10.1016/S0920-4105(03)00021-4

5. Кашников О.Ю. Исследование и учет деформационных процессов при разработке залежей нефти в терригенных коллекторах: дисс… канд.техн.наук. – Пермь, 2008.

6. Mandel’s problem revisited / Y.N. Abousleiman, A.H.-D. Cheng, L.F. Cui, E. Detournay // Geotechnique. – 1996. – V. 46 (2). – P. 187-195. – https://doi.org/10.1680/geot.1996.46.2.187

7. Walsh J.B. The Effect of Cracks on the Uniaxial Elastic Compression of Rocks // Journal of Geophysical Research. – 1965. – V. 70. – P. 399–411. – https://doi.org/10.1029/JZ070i002p00399

8. Han G., Dusseault M.B. Description of fluid flow around a wellbore with stress-dependent porosity and permeability // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2003. – V. 40(1-2). – P. 1-16. - https://doi.org/10.1016/S0920-4105(03)00047-0

9. Фейзуллаев А.А., Годжаев A.Г., Мамедова И.М. Деформационные процессы при разработке залежей углеводородов и их влияние на продуктивность пласта // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2022. – Т. 17. – № 2. – https://doi.org/10.17353/2070-5379/16_2022

10. Coupled Geomechanics and Reservoir Simulation / L.K. Thomas, Yeen Chin Leow, R.G. Pierson, J.E. Sylte // SPE-77723-MS. - 2003. – https://doi.org/10.2118/77723-MS

11. Mattax C.C., Dalton R.L. Reservoir Simulation. – SPE, 1990. – 173 p.

12. Chen Z., Huan G., Ma Y. Computational Methods for Multiphase Flows in Porous Media. – SIAM, 2006. - https://doi.org/10.1137/1.9780898718942

13. Ertekin T., Abou-Kassem J.H., King G.R. Basic Applied Reservoir Simulation. – SPE, 2001 – 406 p.

14. Учет геомеханических эффектов при моделировании процессов разработки месторождений углеводородов / И.М. Индрупский, Д.П. Аникеев, Э.С. Закиров, Ю.В. Алексеева // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2022.– Вып. 4 (39). – С. 75–102. – https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2022-39.art7

15. Walsh M.P., Lake L.W. A Generalized Approach to Primary Hydrocarbon Recovery of Petroleum Exploration and Production. – Elsevier, 2003, 640 p.

16. Особенности разведки и испытания малых многопластовых месторождений нефти и газа при аномально высоких давлениях и температурах / А.А. Глушаков, М.Ю. Ахапкин, А.Г. Дяченко [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2023. – № 1 (373). – С. 57–64. – https://doi.org/10.33285/2413-5011-2023-1(373)-57-64

17. Еременко Н.А., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. – М.: Наука. – 1996. – 176 с.

18. Тиаб Д., Дональдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. пер. с англ. М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. - 836 с.

19. Фомин А.А. Влияние аномально высоких пластовых давлений на деформационные и коллекторские свойства горных пород при различных объемных напряженных состояниях // В сб. Физические свойства коллекторов нефти при высоких давлениях и температурах. – М.: Наука, 1979. – С. 20–30.

Актуальность сокращения выбросов парниковых газов не вызывает сомнений и стоит на повестке дня любого нефтегазодобывающего предприятия. Наиболее привлекательным вариантом решения данного вопроса является внедрение проектов CCUS (улавливание, хранение и использование диоксида углерода), которые одновременно решают задачу утилизации СО2 и повышения углеводородоотдачи. Широкое распространение получила технология закачки небольших объемов углекислого газа в добывающие скважины. Промысловая реализация проектов CCUS возможна только после оценки их рентабельности в ходе проведения научно-исследовательских работ, значимым этапом которых являются лабораторные испытания. В статье приводятся текущие результаты лабораторного сопровождения проекта по закачке углекислого газа в низкопроницаемый коллектор. Основная цель работы – получение экспериментальных параметров для создания корректной композиционной модели и дальнейшего моделирования процесса закачки углекислого газа в добывающие скважины. Лабораторные эксперименты включали стандартный и специальный комплексы PVT исследований, оценку максимального и минимального давления смесимости, а также фильтрационные исследования на керновом материале. Кроме того, были изучены основные негативные факторы, которые могут возникать в процессе закачки СО2. На основе полученных экспериментальных данных создана композиционная гидродинамическая модель опытного участка для выполнения дальнейших многовариантных расчетов процесса закачки СО2 в масштабе опытных участков.

Список литературы

1. Оценка потенциала утилизации углекислого газа на нефтяных месторождениях Оренбургской области / В.Н. Кожин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2021. – № 8. – С. 43–49. - https://doi.org/10.33285/0207-2351-2021-8(632)-43-49

2. Емельянов К., Зотов Н. Экономия на декарбонизации // Энергетическая политика. – 2021. – № 10. – С. 27–37. - https://doi.org/10.46920/2409-5516_2021_10164_26

3. CCUS: монетизация выбросов СО2 / Клубков С. [и др.] // VYGON Consulting, август 2021 г. -

https://vygon-consulting.ru/upload/iblock/967/jzgys72b7ome167wi4dbao9fnsqsfj13/vygon_consulting_CCUS...

4. Декарбонизация нефтегазовой отрасли: международный опыт и приоритеты России / Е. Грушевенко, С. Капитонов, Ю. Мельников [и др.] / под ред.

Т. Митровой, И. Гайда. – М.: Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО, 2021. – 158 с. – https://energy.skolkovo.ru/downloads/documents/SEneC/Research/SKOLKOVO_EneC_Decarbonization_of_oil_a...

5. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.

6. Методы извлечения остаточной нефти / М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин [и др.]. – М.: Недра, 1991. – 347 с.

7. Применение углекислого газа в добыче нефти / В. Балинт, А. Бан, Ш. Долешал [и др.]. – М.: Недра, 1977. – 240 с.

8. СО2-воздействие: исследования ученых УфНИИ-БашНИПИнефть / Е.В. Лозин, М.В. Рязанцев [и др.]. – Уфа: ООО «РН-БашНИПИнефть», 2021. – 323 с.

9. Факторный анализ расчетной эффективности обработок добывающих скважин углекислым газом по технологии Huff-and-Puff / Д.Г. Афонин, Р.М. Галикеев [и др.]. // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 8. – С. 84-88. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-8-84-88

10. Лабораторные исследования как ключевая составляющая реализации проектов газовых методов увеличения нефтеотдачи / О.А. Морозюк, Д.Г. Афонин, А.В. Кобяшев, И.А. Долгов // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 10. – С. 76–81.

11. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. – М.: Газоил пресс, 2006. – 200 с.

12. Шамаев Г.А. Предупреждение осложнений при закачке диоксида углерода для увеличения нефтеотдачи пластов при разработке аномальных нефтей: дисс. … канд. техн. наук. – Уфа, 1988.

Большинство скважин ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова эксплуатируется в условиях различных осложняющих факторов, которые негативно влияют на рациональное извлечение углеводородов. Одним из самых распространенных осложнений является коррозия. В добывающем обществе ведется мониторинг возникновения и распространения коррозии скважинного оборудования. Тенденция увеличения фонда скважин по данному осложняющему фактору указывает на возможную проблему несовершенства технологии их защиты. Принятый в обществе метод оценки скорости коррозии заключается в установке образцов-свидетелей коррозии в выкидную линию. Однако данный метод несовершенен из-за разницы термобарических условий в скважине и выкидной линии. Это приводит к выбору неэффективной технологии защиты, а именно: к определению недостаточной минимальной эффективной дозировки ингибитора коррозии. Для решения этой проблемы специалистами ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр» и ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова разработана технология определения скорости коррозии глубиннонасосного оборудования в разных интервалах подвески НКТ. Предложенный подход позволил установить корректную минимальную эффективную дозировку базового ингибитора, которая обеспечивает скорость коррозии не более 0,10 мм/год и отсутствие локальных повреждений.

Список литературы

1. Семенова И.В. Коррозия и защита от коррозии. – М.: Физматлит, 2006. – 372 с.

2. Котихова В.Д. Разработка и исследование многофункциональной композиции на основе имидазолинов для различных агрессивных сред: дисс. ... учен. степ. канд. техн. наук. – М., 2023.

Для решения проблемы утилизации нефтяного газа предложен метод его пиролиза с получением водорода и технического углерода. Создана экспериментальная установка пиролиза производительностью до 1 м3/ч. Основным ее элементом является трубчатая печь с корундовой трубой диаметром 50 мм, длина горячей зоны печи составляет 450 мм. Исследования процесса пиролиза проводились на синтетической газовой смеси, состав которой эквивалентен составу нефтяного газа с производственного объекта группы ЛУКОЙЛ, со следующими молярными долями компонентов по паспорту: CH4 – 76,89 %, C2H6 – 12,20 %, C3H8 – 4,75 %, C4H10 – 0,75 %, CO2 – 3,22 %, N2 – 2,19 %. В результате проведенной серии экспериментов были определены количественные значения выхода водорода и степени разложения нефтяного газа в реакторе пиролиза на трубчатой печи при температуре от 1000 до 1400 °С и различном расходе от 0,009 до 0,9 м3/ч. Максимальное содержание водорода в продукте составило 78,18 % при температуре 1400 °C и расходе 0,3 м3/ч. Показано, что увеличение расхода и уменьшение времени пребывания сырья в горячей зоне приводит к уменьшению содержания водорода в продуктах пиролиза. Полученные на экспериментальной установке данные позволили рассчитать материальный баланс процесса пиролиза для пилотной установки производительностью 100 м3/ч.

Список литературы

1. https://webstore.iea.org/co2-emissions-from-fuel-combustion-2018-highlights.

2. Yoro K.O., Daramola M.O. Chapter 1 - CO2 emission sources, greenhouse gases, and the global warming effect. In: Advances in carbon capture: edited by Rahimpour M.R., Farsi M., Makarem M.A.. - Woodhead Publishing, 2020. - P. 3-28. - http://doi.org/10.1016/B978-0-12-819657-1.00001-32

3. Abbas H, Daud W.M.A.W. Hydrogen production by methane decomposition. A review // International Journal of Hydrogen Energy. – 2010. – V. 35. – P. 1160–90. - http://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2009.11.036

4. Vorobev A, Shchesnyak E. Associated Petroleum Gas Flaring: The Problem and Possible Solution // Proceedings of 14th International Congress for Applied Mineralogy (ICAM2019). – Cham: Springer International Publishing. – 2019. – Р. 227–230. - http://doi.org/10.1007/978-3-030-22974-0_55

5. Solov’yanov A. Associated petroleum gas flaring: Environmental issues // Russian Journal of General Chemistry. – 2012. – № 81. - №. 12. – P. 2531-2541. - http://doi.org/10.1134/S1070363211120218

6. Hydrogen Production and Carbon Capture by Gas-Phase Methane Pyrolysis: A Feasibility Study / Р. Lott, М.В. Mokashi, Н. Müller [et al.] // ChemSusChem. –

2023. – V. 16. - № 6. - http://doi.org/10.1002/cssc.202201720

7. Harrison G.H., Sahel A. Optimal profitable allocation of associated natural gas resource on a countrywide basis to mitigate flaring // Energy Reports. – 2023. – V. 10. –

P. 2551–2566. - https://doi.org/10.1016/j.egyr.2023.09.015

8. Fan Y, Fowler G.D, Zhao M. The past, present and future of carbon black as a rubber reinforcing filler – A review // Journal of Cleaner Production. – 2020. –

V. 247 (11). - http://doi.org/10.1016/j.jclepro.2019.119115

9. Evaluation of carbon-based nanostructures suitable for the development of black pigments and glazes / A. Kareiva, A. Beganskiene, J. Senvaitiene [et al.] // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2019. – V. 580. – http://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2019.123718

10. Effect of carbon blacks on electrical conduction and conductive binder domain of next-generation lithium-ion batteries / X. Lu, G.J. Lian, J. Parker [et al.] // Journal of Power Sources. – 2024. – V. 592. – http://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2023.233916

11. Liu Y, Zhai Z, Tang H. Experimental investigations on thermo-stamping of carbon fiber reinforced polyamide 6 hat-shaped components with self-resistance electrical heating: Influence on microscopic and macroscopic properties from temperature related processing parameters // Journal of Manufacturing Processes. – 2023. –

V. 85. – Р. 1133-1143. - http://doi.org/10.1016/j.jmapro.2022.12.025

12. URL: https://www.ggfrdata.org/

В статье приведено описание существующих технологических процессов для выделения ванадия, никеля и титана из нефтей и тяжелых нефтяных остатков. Наиболее проработанной является технология экстракционного извлечения вышеуказанных металлов. Для изучения тенденций изменения содержания ванадия в нефти месторождения Каражанбас за последние 50 лет были отобраны образцы из различных скважин и горизонтов месторождения. На отобранных пробах нефти проведена пробоподготовка с глубоким обезвоживанием, далее пробы разделены на две части для проведения параллельных исследований в двух различных лабораториях. Половина проб осталась для исследований в «КазНИПИмунайгазе» (г. Актау, Республика Казахстан), вторая половина была промаркирована, упакована и отправлена в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Пробы были проанализированы на содержание ванадия согласно методике МВИ №09-2017 «Порядок определения содержания металлов в нефти» на рентгеновском аппарате для спектрального анализа серии «СПЕКТРОСКАН МАКС». Отмечено, что содержание ванадия в нефти месторождения Каражанбас за 50 лет снизилось с 307,38 до 120-180 г/т. Исходя из остаточного содержания ванадия в нефти была проведена технико-экономическая оценка вариантов извлечения ванадия из нефти на месторождении Каражанбас, проведено изучение возможных поставщиков оборудования, составлен перечень оборудования и ресурсов, рассчитаны укрупненные капитальные вложения по проекту, определены показатели расхода ресурсов для формирования операционных затрат.

Список литературы

1. Aleksandrova T.N., Aleksandrov A., Nikolaeva N. An investigation of the possibility of extraction of metals from heavy oil // Mineral Processing and Extractive Metallurgy Review. – 2017. - V. 38. - P. 92-95. - http://doi.org/10.1080/08827508.2016.1262860

2. Пат. US 6007705. Method for demetallating petroleum streams / Greaney M.A., Polini P.J. Assigned to Exxon Research and Engineering Co., USA. – 1999.

3. Гусева Е.А., Хусанов А.И. Использование высоких технологий в процессах диффузионного насыщения поверхности металлических изделий // Перспективы развития технологии переработки углеводородных и минеральных ресурсов: материалы VIII Всерос. науч.-практ. конф. с междунар. участием. Иркутск. – 2018. – С. 31-33.

4. Selective asphaltene removal from heavy oil / K.H. Chung, Z. Xu, X. Sun [et al.] // Petroleum Technology Quarterly. – 2006. – № 11 (5). – October. – 

Р. 99–100, 102–105.

5. Пат. РФ 2054670. Способ экспрессного определения концентрации петропорфиринов в нефтяном сырье / Р.А. Галимов, Л.Б. Кривоножкина,

Г.В. Романов; заявитель и патентообладатель Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского филиала АН СССР. -

№ 93 93013104; заявл. 10.03.1993; опубл. 20.02.1996.

6. Groennings S. Quantitative determination of porphyrin aggregate in petroleum / Anal. Chem. – 1964. – V. 11. – Р. 938–941. - https://doi.org/10.1021/AC60078A025

7. Пат. РФ 2014345. Способ деасфальтизации и деметаллизации остатка от вакуумной перегонки нефти / Ч. Савастано, Р. Чимино, С. Мели; заявитель и патентообладатель Эниричерке С.п.А. - № 5011284/04; заявл. 20.03.1992; опубл. 15.06.1994.

8. Юркинский В.П., Фирсова Е.Г., Батурова Л.П. Коррозионная стойкость сварных соединений ряда конструкционных сплавов в расплаве NaOH // Расплавы. - 2014. - № 4. - С.52-59.

9. Пат. CN 1431276A. Method for removing metal from hydrocarbon oil by using inorganic acid / Zhenhong Xu, Li Tan, Li Yu. Assigned to China Petrochemical Corp., Peop.Rep. China; Research Institute of Petroleum Processing. – 2003.

10. Пат. US4522702A. Demetallization of heavy oils with phosphorus acid / Kukes S., Battiste D. Assigned to Phillips Petroleum Co. – 1985.

11. Issa B., Aleksandrova T.A. Processes of extraction of non-ferrous and precious metals from alternative sources of raw materials // IOP conference series: materials science and engineering. – 2019. – V. 582(1). - http://doi.org/10.1088/1757-899X/582/1/012022

12. Yen T.F., Dickie J.P., Vangham J.B. Vanadium complex and porphyrins in asphaltenes // J. Inst. Petrol. – 1969. – V. 55. – P. 87–99.

13. Сопоставительный анализ экстракционных методов выделения порфиринов из асфальтенов тяжелой нефти / Д.В. Милордов, Г.Ш. Усманова,

М.Р. Якубов [и др.] // Химия и технология топлив и масел. – 2013. – № 3. – С. 29–33.

14. Международные подходы к углеродному ценообразованию. – https://www.economy.gov.ru/material/file/c13068c695b51eb60ba8cb2006dd81c1/13777562.pdf

Для проектирования оснований и фундаментов зданий и сооружений требуется целый ряд характеристик грунтов, определенных требованиями СП 22.13330.2016. Технические регламенты на инженерные изыскания и проектирование предписывают определять характеристики грунтов лабораторными методами и опытным путем – непосредственно в полевых условиях. Лабораторные исследования грунтов – это моделирование природно-техногенных процессов в иной среде, ограниченном пространстве и с рядом допущений. Поэтому они не совсем точно воспроизводят естественные природно-техногенные условия. Полевые испытания грунтов - комплекс работ, включающий исследования в условиях природного залегания грунтов с помощью специальных приборов и установок, т.е. полевые методы более корректны и наиболее близко к реальности моделируют поведение нагруженных фундаментов с грунтовым массивом. Авторы рассматривают возможность определения деформационных характеристик в массиве грунтов методом шарового штампа. Испытания грунта шаровым штампом заключаются в измерении осадки штампа под действием на него постоянной нагрузки. В рамках реализации проекта «Шаровый штамп 1205 см2» специалисты ООО «НК «Роснефть»-НТЦ» провели доработку плоского штампа площадью 600 см2 в шаровый штамп площадью 1205 см2. На основании разработанной конструкторской документации было изготовлено опытное оборудование. Сравнительный анализ полевых и лабораторных испытаний показал высокую сходимость результатов. Отклонение составляет не более 10 %. Это позволяет с уверенностью рекомендовать метод полевых испытаний шаровым штампом для определения деформационных характеристик в массиве грунтов.

Статья посвящена проблемам герметичности затвора задвижек шиберных, выявленным на трубопроводах, по которым осуществлялась транспортировка светлых нефтепродуктов (бензин, керосин, дизельное топливо и др.). Нарушение герметичности затвора, как правило, возникает в связи с отсутствием свободного хода седла (заклинивания) в посадочном месте корпуса запорной арматуры из-за мелкодисперсных включений продуктов коррозии в разъемных соединениях «седло-корпус». В статье рассмотрены результаты проведения дефектации задвижек шиберных с нарушенной герметичностью затвора, результаты анализа конструктивных решений, проанализированы факторы, послужившие причиной выявленных отказов. По итогам описанных в статье аналитических и экспериментальных работ были разработаны и реализованы мероприятия по предотвращению аналогичных нарушений герметичности затвора задвижек шиберных при эксплуатации на нефтепродуктопроводах, включающие: разработку технологии по очистке посадочных поверхностей корпуса под установку седел; проведение стендовых испытаний задвижки шиберной с нанесенным защитным покрытием на места контакта седел с корпусом; апробацию технологии нанесения защитного покрытия в условиях эксплуатации; замену седел на модернизированные с пакетом пружин, обеспечивающих большую величину предварительного прижатия седел к шиберу при проведении среднего ремонта.

Список литературы

1. Исследование металла деталей запорной арматуры и насосного оборудования после длительного срока эксплуатации / В.И. Воронов, И.А. Флегентов, О.А. Задубровская, О.Ю. Жевелев // Нефтяное Хозяйство. – 2019. – № 1. – С. 75–79. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-1-75-79

2. Мероприятия по повышению защитных свойств износостойких металлических покрытий шиберов запорной арматуры / М.Н. Казанцев, И.А. Флегентов, О.Ю. Жевелев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 6. – С. 78–83.

3. Жевелев О.Ю., Флегентов И.А. Сравнительный анализ показателей надежности износостойких защитных покрытий // Нефтяное хозяйство. – 2022. –

№ 10. – С. 60–63. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-10-60-63

Статья посвящена актуальной задаче мониторинга надежности в системах сбора и транспорта углеводородов. Для промысловых систем сбора, транспортирующих смеси различного состава, проблема оценки остаточного ресурса особенно актуальна. В статье представлены особенности построения баз данных, алгоритмы первичной обработки потоков исходной информации и ее анализа для оценки остаточного ресурса. В качестве примера приведены результаты реализации модели для производственных систем в программной среде Python. Разработанная модель реализуется блоком предварительной обработки поступающих в модель потоков данных и блоком системы машинного обучения с модулем оценки достоверности данных. Эти блоки связаны между собой. Система создана на базе градиентного бустинга, который представляет собой комбинированное дерево решений. Изложены математические основы применяемого алгоритма кластеризации, основы оценки достоверности. Выполнен сравнительный анализ результатов оценки с применением новой модели и известных стандартизированных методик с использованием фактических данных. Показано, что при качественной подготовке информации интеллектуальная модель дает возможность получать более точные результаты, чем известные методики, и учитывать произвольное число факторов, определяющих остаточный ресурс системы. Таким образом, новая модель позволяет прогнозировать остаточный ресурс с применением баз данных доступной конфигурации, что особенно важно в условиях недостаточности информации или при расширении баз данных мониторинга промысловых систем.

Список литературы

1. Лисин И.Ю., Короленок А.М., Колотилов Ю.В. Системный подход к формированию интегрированных энергетических систем на платформе интеллектуальных информационно-технологических решений // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 3. – С. 36-40. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-3-36-40

2. Формирование интеллектуальной системы управления интегральным риском и остаточным ресурсом участков линейной части магистральных трубопроводов / И.Д. Аникин, М.А. Белостоцкий, И.М. Гречишников, А.М. Короленок // Тр. РГУ нефти и газа (НИЦ) имени И.М. Губкина. – 2021. – № 3 (304). –

С. 59-67. – DOI 10.33285/2073-9028-2021-3(304)-59-67. – https://doi.org/10.33285/2073-9028-2021-3(304)-59-67

3. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Безопасность средств хранения и транспорта энергоресурсов: Тематический блок «Национальная безопасность» / О.Е. Аксютин, А.А. Александров, А.В. Алешин [и др.]. – М.: Международный гуманитарный общественный фонд «Знание» им. академика К.В. Фролова, 2019. – 928 с. – ISBN 978-5-87633-179-3.

4. Леонович И.А., Васильев Г.Г. Сравнительный анализ подходов к расчету толщины стенки магистральных газопроводов, сооружаемых из труб высоких классов прочности // Газовая промышленность. – 2023. – № 6(850). – С. 56-64.

5. Выдренков А.Д., Земенкова М.Ю. Сравнение методик расчета остаточного ресурса систем сбора на промысловых участках трубопровода // Материалы Международной научно-технической конференции, Тюмень, 1–2 июня 2023 г. – Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2023. – С. 223–226.

6. Бринк Х., Ричардс Дж., Феверолф М. Машинное обучение – СПб.: Питер, 2017. – 336 с.

7. Рашка С. Python и машинное обучение: крайне необходимое издание по новейшей предсказательной аналитике для более глубокого понимания методологии машинного обучения. – М.: ДМК Пресс, 2017. – 414 с.

8. Хайкин С. Нейронные сети. – Изд. 2-е, испр. – М – Санкт-Петербург: Диалектика, 2019. – 1103 с.

9. Земенкова М.Ю., Чижевская Е.Л, Земенков Ю.Д. Интеллектуальный мониторинг состояний объектов трубопроводного транспорта углеводородов с применением нейросетевых технологий // Записки Горного института. – 2022. – Т. 258. – С. 933–944. – https://doi.org/10.31897/PMI.2022.105

10. Кластеризация при анализе комплексной безопасности и эффективности управленческих решений на различных стадиях жизненного цикла систем трубопроводного транспорта / Е.Л. Чижевская, А.М. Обухова, М.Ю. Земенкова, Ю.Д. Земенков // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2023. – № 6(146). – С. 101–111. – https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2023-6-101-111

Статья посвящена проблеме утилизации нефтяных загрязнений в морских акваториях с помощью микроорганизмов. Существуют два основных подхода к биоремедиации нефтезагрязненных вод: биостимуляция аборигенной микробиоты путем внесения минеральных или органических компонентов в достаточной концентрации и биоаугментация – дополнительное внесение микроорганизмов (использование биопрепаратов), эффективно утилизирующих углеводороды. Кроме того, возможно сочетание этих методов. Особое внимание уделено технологической форме микробных препаратов как одному из важнейших факторов, влияющих на успешность биоремедиации: существующие в настоящее время формы препаратов требуют оптимизации для повышения их эффективности – важно предусмотреть возможность внесения микроорганизмов непосредственно на участки акватории, загрязненные углеводородами. Рассмотрены некоторые доступные на современном этапе варианты препаратов, их преимущества и ограничения использования, результаты оценки эффективности применения микроорганизмов для утилизации углеводородов. Показана необходимость потенциального расширения спектра биопрепаратов, в том числе для использования в специфических условиях, например, в акватории арктических морей, характеризующихся низкими среднегодовыми температурами. Несмотря на сложные условия, в которых осуществляется биодеградация углеводородов, на сегодняшний день известны микроорганизмы, пригодные для использования в составе подобных биопрепаратов.

Список литературы

1. Biodegradation of crude oil in seawater by using a consortium of symbiotic bacteria / L.F. Chuah, K.W. Chew, A. Bokhari [et al.] // Environ. Res. – 2022. – V. 213. –

P. 113721. - http://doi.org/10.1016/j.envres.2022.113721

2. Bioremediation technologies for polluted seawater sampled after an oil-spill in Taranto Gulf (Italy): A comparison of biostimulation, bioaugmentation and use of a washing agent in microcosm studies / F. Crisafi, M. Genovese, F. Smedile [et al.] // Mar. Pollut. – 2016. – V. 106 (1-2). – P. 119–126. - http://doi.org/10.1016/j.marpolbul.2016.03.017

3. Rosenberg E. Biosurfactants. The Prokaryotes. A Handbook on the Biology of Bacteria 3rd ed. Vol 1 [Dworkin M. (eds)]. – New York: Springer Science+Business Media, 2006. – P. 834–849.

4. Petroleum biodegradation in marine environments / S. Harayama, H. Kishira, Y. Kasai [et al.] // J. Mol. Microbiol. – 1999. – V. 1 (1). – P. 63–70.

5. Head I.M., Jones D.M., Larter S.R. Biological activity in the deep subsurface and the origin of heavy oil // Nature. – 2003. – Vol. 426 (6964) – P. 344–352. - http://doi.org/10.1038/nature02134

6. Hao R., Lu A. Biodegradation of heavy oils by halophilic bacterium // Prog. Nat. Sci. – 2009. – V. 19 (8). – P. 997–1001. - http://doi.org/10.1016/j.pnsc.2008.11.010

7. Bioremediation, biostimulation and bioaugmention: a review / G.O. Adams, P.T. Fufeyin, S.E. Okoro, I. Ehinomen // Int. j. environ. bioremediat. Biodegrade. – 2015. –

V. 3 (1). – P. 28–39. - http://doi.org/10.12691/ijebb-3-1-5

8. Lim M.W., Von Lau E., Poh P.E. A comprehensive guide of remediation technologies for oil contaminated soil—Present works and future directions // Mar. Pollut. Bull. – 2016. – Vol. 109 (1). – P.14–45. - http://doi.org/10.1016/j.marpolbul.2016.04.023

9. Baniasadi M., Mousavi S.M. A comprehensive review on the bioremediation of oil spills //Microbial action on hydrocarbons. In: Kumar V., Kumar M., Prasad R. (eds). Microbial Action on Hydrocarbons. – Springer, Singapore, 2018. – P. 223–254.

10. Effect of Initial Oil Concentration and Dispersant on Crude Oil Biodegradation in Contaminated Seawater / M.A. Zahed, H.A. Aziz, M.H. Isa [et al.] // Bull. Environ. Contam. Toxicol. – 2010. – V. 84. – P. 438–442. - http://doi.org/10.1007/s00128-010-9954-7

11. Enhanced biodegradation of diesel oil in seawater supplemented with nutrients / W.X. Xia, J.C. Li, X.L. Zheng [et al.] // Eng. Life Sci. – 2006. – V. 6 (1). – P. 80-85. – http://doi.org/10.1002/elsc.200620113

12. Microcosm evaluation of autochthonous bioaugmentation to combat marine oil spills / M. Nikolopoulou, P. Eickenbusch, N. Pasadakis [et al.] // New Biotechnol. – 2013. – V. 30. – No 6. – P. 734–742. - http://doi.org/10.1016/j.nbt.2013.06.005

13. Petroleum pollution bioremediation using water-insoluble uric acid as the nitrogen source / O. Koren, V. Knezevic, E.Z. Ron, E. Rosenberg // Appl. Environ.

Microbiol – 2003. – V. 69 (10). – P. 6337–6339. - http://doi.org/10.1128/AEM.69.10.6337-6339.2003

14. Revolutions in algal biochar for different applications: State-of-the-art techniques and future scenarios / Y.D. Chen, F. Liu, N.Q. Ren, S.H. Ho // Chin. Chem. Lett. – 2020. – V. 31 (10). – P. 2591–2602. - http://doi.org/10.1016/j.cclet.2020.08.019

15. Mechanism of degrading petroleum hydrocarbons by compound marine petroleum-degrading bacteria: surface adsorption, cell uptake, and biodegradation / K. Shi,

J. Xue, X. Xiao [et al.] // Energy&Fuels – 2019. – V. 33 (11). – P. 11373–11379. - https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.9b02306

16. Banat I.M. Biosurfactants production and possible uses in microbial enhanced oil recovery and oil pollution remediation: a review // Bioresour. Technol. – 1995. –

V. 51 (1) – P. 1–12. - https://doi.org/10.1016/0960-8524%2894%2900101-6

17. Study on the degradation performance and bacterial community of bioaugmentation in petroleum-pollution seawater / К. Shi, Q. Zhang, J. Xue [et al.] // J. Environ. Chem. – 2020. – V. 8 (4). – P. 103900. - https://doi.org/10.1016/j.jece.2020.103900

18. Bioremediation (bioaugmentation/biostimulation) trials of oil polluted seawater: a mesocosm simulation study / M. Hassanshahian, G. Emtiazi, G. Caruso, S. Cappello // Mar. Environ. Res. – 2014. – V. 95. – P. 28–38. - https://doi.org/10.1016/j.marenvres.2013.12.010

19. Autochthonous bioaugmentation and its possible application to oil spills / R. Hosokawa, M. Nagai, M. Morikawa, H. Okuyama // World J. Microbiol. Biotechnol. – 2009. – V. 25. – P. 1519–1528. - http://doi.org/10.1007/s11274-009-0044-0

20. Garrett R.M., Rothenburger S.J., Prince R.C. Biodegradation of fuel oil under laboratory and arctic marine conditions // Spill Science & Technology Bulletin. – 2003. – V. 8 (3). – P. 297–302. - http://doi.org/10.1016/S1353-2561(03)00037-9

21. Zekri A.Y., Chaalal O. Effect of temperature on biodegradation of crude oil // Energy Sources. – 2005. – V. 27 (1–2). – P. 233–244. - http://doi.org/10.1080/00908310490448299

22. Investigation of Bacillus licheniformis in the biodegradation of Iranian heavy crude oil: A two-stage sequential approach containing factor-screening and optimization / E. Khanpour-Alikelayeh, A. Partovinia, A. Talebi, H. Kermanian // Ecotoxicol. Environ. Saf. – 2020. – V. 205. – P. 111103. - http://doi.org/10.1016/j.ecoenv.2020.111103

23. Bioremediation of polyaromatic hydrocarbons (PAHs) using rhizosphere technology / S. Bisht, P. Pandey, B. Bhargava [et al.] // Braz. J. Microbiol. – 2015. – V. 46 – P. 7–21. - http://doi.org/10.1590/S1517-838246120131354

24. Hambrick III G.A., Delaune R.D., Patrick Jr W.H. Effect of estuarine sediment pH and oxidation-reduction potential on microbial hydrocarbon degradation // Appl. Environ. Microbiol. – 1980. – V. 40 (2). – P. 365–369. - http://doi.org/10.1128/AEM.40.2.365-369.1980

25. Безопасность микроорганизма деструктора нефти, как компонента нового биологического препарата для основных звеньев морских модельных гидробиоценозов / Д.Л. Никифоров-Никишин, Л.А. Гавирова, П.А. Щербакова [и др.] // Рыбное хозяйство. – 2023 – № 6. – С. 42–49. - https://doi.org/10.37663/0131-6184-2023-6-42-49