углеводородов требует использования новых технологий, для разработки которых необходимы современные методы и инструменты. В последние годы активное развитие получили микрофлюидные исследования. В статье демонстрируются возможности и преимущества использования микрофлюидных чипов для изучения пластовых систем и оптимизации методов увеличения нефтеотдачи (МУН). На основе обзора публикаций и результатов собственных изысканий показано, как микрофлюидные технологии помогают ускорить и улучшить качество лабораторных тестов. Кроме того, в статье рассмотрены примеры успешного внедрения микрофлюидных лабораторных решений ведущими нефтяными и сервисными компаниями мира в процесс исследований пластовых систем. Приведены примеры применения микрофлюидики в области подбора и оптимизации различных МУН, изучения низкопроницаемых коллекторов, оптимизации дизайна гидравлического разрыва пласта, изучения PVT-характеристик пластовых флюидов, создания анализаторов и устройств на базе микрофлюидных чипов. Кратко описаны результаты совместных исследований компании «Газпром нефть» и ООО «ЛАБАДВАНС» с применением микрофлюидных технологий, включая определение точки росы газоконденсатной смеси, скрининг ПАВ и определение минимального давления смесимости. Статья направлена на продвижение и популяризацию микрофлюидики как современного и эффективного инструмента для решения новых исследовательских задач в области изучения пластовых систем.

Список литературы

1. Mostowfi F., Molla S., Tabeling P. Determining phase diagrams of gas–liquid systems using a microfluidic PVT // Lab on a Chip. – 2012. – V. 12 (21). – P. 4381–4387. - http://doi.org/10.1039/c2lc40706j

2. A Novel Method to Measure the Phase Behavior of Black Oils: Saturation Pressure and Liquid-Vapor Fractions / S. Ahitan, A. Abedini, T. Latorre [et al.] //

SPE-214948-MS. – 2023. - http://doi.org/10.2118/214948-MS

3. Molla S., Mostowfi F. Novel microfluidic device for dew point pressure measurement of retrograde gas condensates // Energy & Fuels. – 2021. – V. 35 (14). –

P. 11154–11161. - http://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.1c00150

4. A new fluidics method to determine minimum miscibility pressure / F. Ungar, S. Ahitan, S. Worthing [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 208(2). – P. 109415. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109415

5. Experiments on imbibition mechanisms of fractured reservoirs by microfluidic chips / Fuwei Yu, Zhendong Gao, Wenhao Zhu [et al.] // Petroleum Exploration and Development. – 2021. – V. 48(5). – P. 1162–1172. - https://doi.org/10.1016/S1876-3804(21)60099-X

6. Geo-material microfluidics at reservoir conditions for subsurface energy resource applications / M.L. Porter, J. Jiménez-Martínez, R. Martinez [et al.] //

Lab on a Chip. – 2015. – V. 15(20). – P. 4044–4053. - http://doi.org/10.1039/c5lc00704f

7. Direct visualization of fluid dynamics in sub-10 nm nanochannels / Huawei Li, Junjie Zhong, Yuanjie Pang [et al.] // Nanoscale. – 2017. – V. 9 (27). – Р. 9556–9561. - http://doi.org/10.1039/C7NR02176C

8. Kim J., Willmott E., Quintero L. Microfluidics Technology for Visualizing Surfactant Performance in Enhanced Oil Recovery // Proceedings of IOR 2019 – 20th European Symposium on Improved Oil Recovery. – 2019. – V. 2019. – No. 1. – Р. 1–18. - http://doi.org/10.3997/2214-4609.201900088

9. Study on dynamic interfacial tension behaviors in surfactant selection for improving oil production / Limin Xu, Ming Han, Dongqing Cao, Jinxun Wang // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 209(5). – P. 109978. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109978

10. Microfluidic-based optimization of polymer flooding for heavy oil recovery / Z. Qi, X. Fan, A. Abedini, D. Raffa // SPE-212758-MS. – 2023. - http://doi.org/10.2118/212758-MS

11. Alkali/cosolvent/polymer flooding of high-TAN oil: using phase experiments, micromodels, and corefloods for injection-agent selection / B. Schumi, T. Clemens,

J. Wegner [et al.] // SPE-195504-PA. – 2020. - http://doi.org/10.2118/195504-PA

12. High-temperature high-pressure microfluidic system for rapid screening of supercritical CO2 foaming agents / A. Gizzatov, S. Pierobon, Z. AlYousef [et al.] // Scientific Reports. – 2021. – V. 11(1). – P. 3360. - https://doi.org/10.1038/s41598-021-82839-4

13. Screening high-temperature foams with microfluidics for thermal recovery processes / T.W. de Haas, B. Bao, H.A. Ramirez [et al.] // Energy & Fuels. – 2021. –

V. 35 (9). – P. 7866-7873. - http://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.1c00332

14. Nanomodel visualization of fluid injections in tight formations / J. Zhong, A. Abedini, L. Xu [et al.] // Nanoscale. – 2018. – V. 10(46). – Р. 21994–22002. - http://doi.org/10.1039/C8NR06937A

15. ASTM D7996-15. Standard Test Method for Measuring Visible Spectrum of Asphaltenes in Heavy Fuel Oils and Crude Oils by Spectroscopy in a Microfluidic Platform.

16. A Microfluidic and Numerical Analysis of Non-equilibrium Phase Behavior of Gas Condensates / D.B. Dorhjie, D. Pereponov, T. Aminev [et al.] // Scientific Reports. – 2024. – V. 14 (1). – P. 9500. - http://doi.org/10.1038/s41598-024-59972-x

17. Visualization of Surfactant Flooding in Tight Reservoir Using Microfluidics / A. Scerbacova, D. Pereponov, M. Tarkhov [et al.] // SPE-214419-MS. – 2023. - http://doi.org/10.2118/214419-MS

18. Digital core on a chip: Surfactant flooding in low-permeability reservoir / D. Pereponov, V. Kazaku, A. Scerbacova [et al.] // Journal of Molecular Liquids. – 2024. – V. 414. – P. 126073. - http://doi.org/10.1016/j.molliq.2024.126073

19. Microfluidic Studies on Minimum Miscibility Pressure for N-Decane and CO2 / D. Pereponov, M. Tarkhov, D.B. Dorhjie [et al.] // Energies. – 2023. – V. 16 (13). –

P. 4994. - http://doi.org/10.3390/en16134994

20. Repetition of the void space structure in microfluidic chip based on a complex of the core lithological and mineralogical data of Achimov tight gas reservoirs /

M. Latypova, D. Pereponov, V. Kazaku [et al.] // InterPore 2024 Book of Abstracts. – 2024. – p. 770.

21. Wang W., Chang S., Gizzatov A. Toward Reservoir-on-a-Chip: Fabricating Reservoir Micromodels by in Situ Growing Calcium Carbonate Nanocrystals in Microfluidic Channels // ACS Appl. Mater. Interfaces 9. – 2017. – Р. 29380-29386. - http://doi.org/10.1021/acsami.7b10746

22. Patent US8028562B2, High pressure and high temperature chromatography / J. Shah, N.W. Bostrom, O. Zhdaneev, B. Raghuraman, K,G. Paso.

В статье рассматриваются автоматизированные подходы к морфометрическому анализу, применяемые для изучения палеорусловых систем, установленных в интервале плиоценовых отложений Паннонского бассейна. Палеорусловые системы представляют поисковый интерес, так как ассоциируются с литологическими ловушками нефти и газа. Объектами исследования являются сейсмообразы палеоканалов плиоценового возраста, закартированные по результатам интерпретации данных сейсмической съемки 3D в регионе Северный Банат (Воеводина, Сербия). В работе приводятся обоснование морфометрического типа выделенных объектов, а также сопоставление результатов расчета толщин палеорусловых отложений по двум альтернативным числовым зависимостям с фактическими данными по скважинам. В ходе исследования протестированы две зависимости, установленные между шириной пояса руслоформирования и толщиной русловых отложений для современных меандрирующих рек (Collinson, 1978 г.) и речных палеосистем (Fielding и Сrane, 1987 г.). Сопоставление рассчитанных значений с фактическими толщинами русловых отложений, проинтерпретированными по скважинным данным, позволяет рекомендовать использование в регионе зависимости Fielding и Сrane (1987 г.). Внедрение автоматизированных инструментов анализа при изучении палеорусловых отложений способствует снижению субъективности в общих оценках локальных геологических событий и минимизации трудозатрат.

Список литературы

1. Ольнева Т.В, Овечкина В.Ю. Объектно-ориентированная корреляция как новый методический подход в процессе подготовки данных для сейсмофациального анализа // Геофизика. - 2016. - № 4. - С. 9-14.

2. Olneva T., Zhukovskaya E. Innovative approaches to seismic data interpretation: building reliable depositional models of fluvial systems // Proceedings of 78th EAGE Conference and Exhibition - 2016. - http://doi.org/10.3997/2214-4609.201600881

3. Ольнева Т.В., Жуковская Е.А. Сейсмовидение геологических процессов и явлений: русловые отложения континентальных обстановок осадконакопления // Геофизика. - 2016. - № 2. - С. 2-9.

4. Морфометрический подход к количественной оценке мощности отложений меандрирующих палеорусел тюменской свиты Западно-Сибирского нефте газоносного бассейна / Т.В. Ольнева, М.Ю. Орешкова, А.В. Буторин, А.С. Егоров // Георесурсы. - 2024. - № 26 (3). - С. 143-150. – https://doi.org/10.18599/grs.2024.3.15

5. Обстановки осадконакопления и фации: В 2-х т. Т. I: Пер. с англ./ X.Г. Рединг, Дж.Д. Коллинсон, Ф.А. Аллен [и др.]. - М.: Мир, 1990. - 352 с.

6. Gibling M.R. Width and thickness of fluvial channel bodies and valley fills in the geological record; a literature compilation and classification // Journal of Sedimentary Research. - 2006. - V. 76/5-6. - Р. 731-770. - http://doi.org/10.2110/jsr.2006.060

7. Fielding K.R., Crane R.S. Application of statistical modeling to predict hydrocarbon recovery coefficients in riverbed reservoirs // SEPM, Special Publication. - 1987. - V. 39. - P. 321-327.

8. Reynolds A.D. Dimensions of Paralic Sandstone Bodies // AAPG Bulletin. - 1999. - V. 83. - P. 211-229. - http://doi.org/10.1306/00AA9A48-1730-11D7-8645000102C1865D

9. Живков Е., Белатович М., Ристович А. Геологическая модель нефтяной залежи VI месторождения Кикинда Варош // Сборник тезисов, 15 Конгресс геологов Сербии, 2010. - С. 289-295.

10. Ольнева Т.В., Жуковская Е.А. Комплексное изучение толщи неогеновых отложений Паннонского бассейна на основе сейсмостратиграфических подходов с элементами сейсмофациального анализа // Записки Горного института. - 2017. - Т. 228. - С. 631-640. - https://doi.org/10.25515/pmi.2017.6.631

11. High-resolution palaeogeographic mapping of the fluvial-lacustrine Patchawarra Formation in the Cooper Basin, South Australia / P.C. Strong, G.R. Wood, S.C. Lang [et al.] // APPEA Journal. - 2002. – V. 42 (1). – P. 65–82. - http://doi.org/10.1071/AJ01005

Прогноз рентабельности разработки месторождения на стадии Greenfield является основной задачей для нефтедобывающих предприятий. На рентабельность проекта влияют: геологические характеристики пласта, фильтрационные свойства флюидов и затраты на бурение и обустройство. Наиболее сложными с точки зрения прогноза рентабельности добычи являются карбонатные коллекторы. Оценка запасов углеводородов сопряжена с решением ряда сложных задач, одной из которых является оценка ключевых параметров, так как большинство коллекторов имеют очень сложную структуру, и их поведение трудно спрогнозировать из-за их высокой неоднородности. Изменчивость минералогического состава и структуры пор затрудняет определение пористости, проницаемости и водонасыщенности по данным геофизических исследований скважин. Часто оценка рентабельности проекта занимает весьма длительное время, в общей сложности до года. Для повышения эффективности и скорости работы были разработаны скрипты, которые позволяют экспортировать данные из гидродинамической модели, что дает возможность сократить общее время работы над проектом на 20 %, исключить влияние человеческого фактора на результаты работ, рассчитать основные экономические параметры и объединить данные расчета NPV в итоговый файл для дальнейшего анализа и выбора наиболее экономически привлекательных объектов.

Список литературы

1. Van Golf-Racht T.D. Fundamentals of Fractured Reservoir Engineering. – Elsevier, 1982.

2. Lucia F.J. Carbonate Reservoir Characterization: An Integrated Approach. – Germany, Springer Berlin Heidelberg, 2007. – 336 p.

3. Rock Flow Dynamics. Auto-adaptation User Manual. September 2022.

4. Bodmer E. Corporate and project Finance Modeling: theory and practice. - New Jersey, John Wiley & Sons, Inc., Hoboken, 2014. - 624 p.

5. McNamee P., Celona J., Decision analysis for the professional — with supertree, The Scientific Press, Redwood City, CA, 1987. – 256 p.

6. Dake L.P. The practice of reservoir engineering. - 2nd ed. - Elsevier, 2001. – 556 p.

7. Ahmed T.H., Reservoir engineering handbook. – Elsevier, 2006. - 1376 p.

8. Conroy M.J., Peterson J.T. Decision making in natural resource management: A structured, adaptive approach. - Wiley-Blackwell, 2013. - 480 p.

9. Beazley D.M. Python essential reference (Developer’s library). - Addison-Wesley, 2009. - 717 p.

Водоносные горизонты, содержащие минерализованную пластовую воду, являются хорошим объектом для долговременного размещения СО2. Растворяясь в воде и утяжеляя пластовый флюид, СО2 создает в пласте малоподвижный плюм, который по расчетам может сохраняться в пределах определенной площади в течение длительного времени без миграции. При подборе водоносных резервуаров для закачки СО2 важны не только наличие надежного флюидоупора и отсутствие разломов, но и минерализация пластовой воды. Крайне важны также фильтрационно-емкостные свойства, которые обеспечивают нужную приемистость и охват пласта СО2. Современные исследования показывают, что не все терригенные коллекторы, содержащие углеводороды и успешно разрабатываемые с высокими показателями продуктивности, подходят для размещения СО2. Фактически для проектов улавливания и хранения углерода (CCS) целесообразно использовать только коллекторы прибрежно- и мелководно-морских отложений, которые обладают всей совокупностью геологических характеристик, обеспечивающих высокоэффективную работу нагнетательных скважин при размещении СО2 в водоносных горизонтах с начальным пластовым давлением. В статье рассматриваются результаты сравнительного анализа эффективности коллекторов различного генезиса и моделирования параметра эффективности закачки СО2 (Es), а также входящих в него компонентов (Ev, Ed, Ea), и делаются выводы о влиянии геологических параметров пласта на данный показатель.

Список литературы

1. IPCC. Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. – Cambridge, 2005.

2. U.S. DOE Methodology for Development of Geologic Storage Potential for Carbon Dioxide at the National and Regional Scale / A.L. Goodman [et al.] // International Journal of Greenhouse Gas Control. – 2011. – V. 5(4). – Р. 925–965. - http://doi.org/10.1016/j.ijggc.2011.03.010

3. Bachu S. Sequestration of CO2 in geological media: criteria and approach for site selection in response to climate change //Energy conversion and management. – 2000. – Т. 41. – №. 9. – P. 953–970. - http://doi.org/10.1016/S0196-8904(99)00149-1

4. Reservoir simulation of the CO2 storage potential for the depositional environments of West Siberia / A. Afanasyev, A. Penigin, M. Dymochkina [et al.] // Gas Science and Engineering. – 2023. – V. 114. – P. 204980. - http://doi.org/10.1016/j.jgsce.2023.204980

5. Жемчуrова В.А. Практическое применение резервуарной седиментологии при моделировании углеводородных систем. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. – 344 с.

В настоящее время цифровизация является глобальным технологическим трендом во всем мире и распространяется на все сферы деятельности. Нефтяные компании ведут активную работу в данном направлении с целью автоматизации процессов. Разработан программный модуль, позволяющий проводить комплексный анализ данных для планирования и оценки эффективности нестационарного заводнения на месторождении, включающий определение оптимального периода полуцикла и расчет фактического и прогнозного эффектов от применения нестационарного заводнения. Программный модуль реализован на языке Python с возможностью интеграции в программный комплекс для проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений, что дает возможность легко выбирать анализируемый район и загружать информацию по скважинам, блокам или ячейкам заводнения как напрямую из рабочего окна программного комплекса, так и подгружаемым списком. На основе загруженных данных проводится расчет рекомендуемого периода временной остановки закачки по скважине/группам скважин, расчет прогнозного эффекта от этой остановки (сокращение непроизводительных отборов), а также эффективное планирование программы капитального ремонта скважин (КРС), входящих в фонд поддержания пластового давления (ППД). Программный модуль широко применяется при решении практических задач планирования программы КРС на фонде ППД на месторождениях группы компаний «Газпром нефть». Применение данного программного модуля позволяет автоматизировать рутинные операции по сбору и анализу данных для принятия более быстрых и качественных решений, касающихся управления разработкой месторождения.

Список литературы

1. Сургучев М.Л. Об увеличении нефтеотдачи неоднородных пластов // Тр. ВНИИ. – М.: Гостоптехиздат, 1959. – Вып. 19. – С. 102-110.

2. Абрамова Л.Ю. Метамодели нейролингвистического программирования на примере исключений // Инновации. Наука. Образование. - 2022. - № 51. -

С. 2112-2117.

3. Алексашина А.А. Информационные технологии решения задач линейного программирования // Современная школа России. Вопросы модернизации. - 2022. - № 6 (43). - С. 78-79.

4. Базилевский М.П. Способ определения параметра M в задаче частично-булевого линейного программирования для отбора регрессоров в линейной регрессии // Вестник Технологического университета. - 2022. - Т. 25. - № 2. - С. 62-66. - https://doi.org/10.55421/1998-7072_2022_25_2_62

5. Жорняк А.Г., Морозова Т.А. Специализированный дистрибутив Python(x,y) языка программирования Python для научных и инженерных вычислений // Научно-технический вестник Поволжья. - 2022. - № 7. - С. 39-42.

6. Уиллхайт Г.П. Заводнение пластов. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2009. – 788 с.

Целью работы является повышение эффективности глушения скважин на месторождениях с карбонатными трещиновато-пористыми коллекторами, высоким газовым фактором, наличием сероводорода и зон аномально низких пластовых давлений. Для проведения операций глушения скважин в таких условиях применяются различные мероприятия, в том числе закачка в определенной последовательности различных объемов неньютоновских вязкоупругих и эмульсионных блокирующих составов, а также солевых растворов с целью предотвращения газонефтеводопроявлекний. Результат достигается за счет недопущения поглощения технологических составов призабойной зоной пласта и обеспечения противодавления на пласт столбом жидкости в стволе скважины. Ключевой проблемой при этом является выбор оптимального состава и объемов жидкости глушения, обеспечивающих минимальное число неуспешных случаев проведения работ. В качестве способа решения поставленной задачи было выбрано гибридное моделирование, объединяющее методы машинного обучения с классическими методами математического (физического) моделирования. Гибридный подход позволяет, с одной стороны, улавливать сложные и неочевидные зависимости в данных, с другой - опираться на физические принципы, лежащие в основе математических моделей фильтрации жидкости в трещиновато-пористых средах. Разработанные модели дают возможность прогнозировать необходимые для успешного глушения объемы технологических составов с точностью от 2 до 50 м3 в зависимости от вида состава и скважины, при этом коэффициент детерминации R2 достигает 0,7, что указывает на высокую предсказательную способность регрессионных моделей.

Список литературы

1. Особенности глушения скважин в условиях трещинно-поровых карбонатных коллекторов Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения / Ю.В. Овчаренко, Р.Р. Гумеров, И.Ш. Базыров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 52–56. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-12-52-55

2. Моделирование инициации трещин в наклонных и горизонтальных скважинах в трещиноватом коллекторе / И.Ш. Базыров, А.С. Гунькин, Ю.В. Овчаренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 56-59. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-56-59

3. Расчет объемов поглощения технологических составов глушения в условиях трещинно-поровых коллекторов на основе физико-математического моделирования и статистического анализа / С.Р. Кармушин, К.Э. Лежнев, Р.Р. Гумеров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. –С. 30–33. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-30-33

4. Хасанов М.М., Булгакова Г.Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. – 288 с.

5. Hecht F. New development in FreeFem++ // J Numer Math. – 2012. –V. 20 (3–4). – P. 251–266. - https://doi.org/10.1515/jnum-2012-0013

6. Bernabe Y. Permeability and pore structure of rock under pressure. – Massachusetts: Massachusetts Institute of Technology, 1985.

7. Жуков В.С. Влияние трещинной пустотности на проницаемость горных пород при росте эффективного давления // Труды конференции «Новые идеи в геологии нефти и газа». – М.: Изд-во «ПЕРО», 2019. – С. 179-1874.

8. Жуков В.С., Моторыгин В.В. Влияние межзерновой пористости и трещинной пустотности на проницаемость // Вести газовой науки. – 2019. – № 1 (38). – С. 82–88.

9. https://catboost.ai/en/docs/concepts/python-reference_catboostregressor

10. https://shap.readthedocs.io/en/latest/

11. https://fastapi-tutorial.readthedocs.io/en/latest/

В статье приведено описание проведения полевых опытно-промышленных работ по ограничению водопритока в условиях тонкой нефтяной оторочки объекта ПК1 месторождения Т. Выполнено сопоставление реологических характеристик промысловых и лабораторных проб химических реагентов. Разработаны критерии применимости, подобраны скважины-кандидаты, проведены опытно-промышленные работы по ограничению водопритока в скважинах, эксплуатирующих объект ПК1 месторождения Т. Технологическая успешность реализованных технологий подтверждена снижением объемов попутно добываемой воды, в отдельных случаях сопровождающимся ростом дебита нефти. Разработаны новые типовые дизайны ограничения водопритока. Испытаны как изученные ранее в лабораторных условиях реагенты АК-642, Изопласт-Д, так и типовые дизайны ограничения водопритока в горизонтальных и многозабойных скважинах.  По результатам опытно-промышленных работ по ограничению водопритока достигнута технологическая эффективность по двум скважинам, выражающаяся в снижении объемов попутно добываемой воды и приросте дебита нефти. Недостижение технологической эффективности по одной скважине связано с отклонением от первоначального дизайна ограничения водопритока. Запланирован следующий этап работ по ограничению водопритока, предполагающий снижение операционных затрат на подготовку (нормализацию забоя) скважины и проведение промыслово-геофизических исследований.

Список литературы

1. Ограничение водопритока в условиях тонкой нефтяной оторочки Т НГКМ. Оценка технологий, лабораторные исследования / О.Л. Смоляров, Е.В. Шамсутдинова, А.И. Неволин, В.Ю. Хорюшин // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2024. – № 9. – С. 120–128. - https://doi.org/10.51890/2587-7399-2024-9-3-120-128

2. Хасаншин Р.Н., Маликов И.М., Большаков А.Н. Опыт применения технологий по ограничению водопритока на горизонтальных скважинах компании

ПАО «Газпром нефть»// Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 7. – С. 85–87.

3. Хасаншин Р.Н. Разработка технологии изоляции попутно-добываемых вод в скважинах (на примере Тевлинско-Русскинского месторождения):

автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 2005.

В статье представлен новый подход к усреднению замеров обводненности в процессе добычи нефти, основанный на автоматизированном алгоритме с использованием математических методов. Основной целью исследования является повышение точности и скорости анализа данных об обводненности, что позволяет минимизировать влияние человеческого фактора, сократить трудозатраты и стандартизировать процесс обработки данных. Ключевая задача заключается в сокращении количества незначительных шумовых отклонений, вызванных погрешностями замеров, и выделении только значимых отклонений, требующих внимания. Алгоритм состоит из двух этапов. На первом этапе выполняется линейная аппроксимация данных методом наименьших квадратов и построение диапазонов допустимых отклонений. На втором этапе уточняются ширина диапазонов с использованием стандартного отклонения и проводится верификация данных, что позволяет выделять только ключевые отклонения. Такой подход обеспечивает фильтрацию нефизичных выбросов и автоматизацию аппроксимации фактических значений, приближая результаты анализа к экспертной оценке. Автоматизация процесса анализа способствует применению системного подхода к мониторингу параметров обводненности скважин, оперативной реакции на изменения дебита нефти, выявлению проблемных скважин и устранению причин отклонений. Внедрение предложенного метода улучшает качество данных, стандартизирует процесс их обработки и снижает трудоемкость анализа, обеспечивая эффективное управление производственными процессами.

Список литературы

1. Анализ интерференции скважин на основе алгоритмов комплексирования промысловых данных / А.В. Чорный, И.А. Кожемякина, Н.Ю. Чуранова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – №1 – С. 36–39. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-1-36-39

2. Автоматизация анализа нефтепромысловых замеров / Р.Н. Асмандияров, А.Е. Кладов, Е.В. Юдин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6 – С. 58–61.

3. Using Deep Learning Algorithms to Monitor Well Performance and Restore Well Rate Dynamics/ E.V. Yudin, A.M. Andrianova, D. Isaev [et al.] // SPE-217526-MS. – 2023. - http://doi.org/10.2118/217526-MS

4. Short-Term Forecasting of Well Production Based on a Hybrid Probabilistic Approach / A.S. Evseenkov, D.K. Kuchkildin, K.I. Krechetov [et al.] // SPE-206519-MS. – 2021. - http://doi.org/10.2118/206519-MS

5. Информационная система «Шахматка и Техрежим» для повышения эффективности процессов нефтедобычи / А.Н. Дроздов, Р.Д. Хамидуллин, А.Д. Шестаков [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2015. – № 10. – С. 34–41.

6. Новые подходы к оценке потенциала добычи / Е.В. Юдин, Д.С. Воробьев, А.А. Слабецкий [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 11. – С. 114–119. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-11-114-119 

7. Intelligent Methods for Analyzing High-Frequency Production Data to Optimize Well Operation Modes / E.V. Yudin, A.M. Andrianova, T. Ganeev [et al.] // SPE-212118-MS. – 2022. - http://doi.org/10.2118/212118-MS

8. Базив В.Ф. Геолого-промысловые основы управления отбором жидкости и режимами нефтяных залежей при их заводнении: дис. ... д-ра техн. наук. –

М., 2008. – 250 с.

9. Автоматизация мониторинга и факторного анализа отклонений по добыче / Д.Ю. Власов, А.А. Занчаров, Е.В. Юдин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 6. – С. 78–82. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-6-78-82

10. Improving the Approach to Assessing the Production Potential from Well Interventions for Mature Fields with a Large Well Stock / D. Sun, E.V. Yudin, A. Slabetsky [et al.] // SPE-212065-MS. – 2022. - http://doi.org/10.2118/212065-MS

11. Неверов А.Н., Селиверства О.В. Обработка результатов измерения. – М: МАДИ, 2021. – 62 с.

12. Коломиец Л.В., Поникарова Н.Ю. Метод наименьших квадратов измерения. – Самара: Изд-во Самарского университета, 2017. – 32 с.

13. Modeling and Optimization of ESP Wells Operating in Intermittent Mode / E.V. Yudin, G.A. Piotrovsky, N.A. Smirnov [et al.] // SPE-212116-MS. – 2022. - http://doi.org/10.2118/212116-MS

Моделирование процесса разработки месторождения является трудоемкой задачей, требующей многократных расчетов модели: сначала происходит адаптация к исходным данным, далее рассчитывается множество возможных прогнозных сценариев разработки месторождения. В результате для получения итогового решения может потребоваться несколько месяцев. Поэтому весьма актуальны исследования, направленные на изучение возможности ускорения расчетов. В современных гидродинамических симуляторах решаются достаточно сложные нелинейные дифференциальные уравнения с помощью численных методов: выполняется аппроксимация и в результате получается система алгебраических уравнений, которая решается с помощью итерационных методов. При помощи итерационных методов происходит постепенное приближение к истинному решению. Чем больше итераций, тем точнее решение, однако это увеличивает время расчета. Таким образом, возникает баланс между точностью и временем счета. Регулировать его можно с помощью настроек итерационного процесса, которые есть во всех гидродинамических симуляторах. Параметры итерационного процесса в гидродинамических симуляторах заданы так, чтобы обеспечить корректное решение в течение оптимального времени для большинства моделей. В то же время для какой-либо конкретной модели эти параметры могут оказаться не самыми подходящими, но их можно скорректировать при сохранении погрешности в пределах допустимой. В представленной работе изучается возможность автоматизированного подбора параметров итерационного процесса на примере симулятора тНавигатор.

Список литературы

1. ИРМ. Техническое руководство тНавигатор, 2024.  - https://irmodel.ru/

2. Differential Evolution: генетический алгоритм оптимизации функции. – https://habr.com/ru/articles/171751/

3. Метод Нелдера–Мида. - https://en.wikipedia.org/wiki/Nelder-Mead_method

4. ИРМ. Руководство пользователя тНавигатор. Адаптация и Оптимизация, 2024. - https://irmodel.ru/

В статье описаны подходы к проведению опытно-промышленных испытаний противотурбулентных присадок на объектах нефтегазодобывающих предприятий. Обсуждаются вопросы редкого использования лабораторных испытаний в процессе допуска противотурбулентных присадок к промышленному применению в связи с ограниченностью лабораторных установок при моделировании реальных условий трубопроводного транспорта. Даны рекомендации по формированию программы опытно-промышленных испытаний, получению фактических данных о трубопроводе и выполнению гидравлического расчета объекта. Приведены формулы расчета эффективности присадки, коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от числа Рейнольдса. Рассматриваются ключевые показатели эффективности, такие как наличие и актуальность технической документации на реагент, соответствие показателей качества при входном контроле, получение технологического эффекта в виде снижения давления или повышения объема перекачки, устойчивой работы дозирующего оборудования, отсутствия негативного влияния на процесс перекачки и качественные характеристики транспортируемого углеводорода. Даны рекомендации в отношении последовательности проведения работ на объекте: подготовительный этап, оценка совместимости реагентов, фиксация базового режима перекачки без присадки, испытание дозировок с заполнением трубопровода и выдержкой стационарного режима. Затрагиваются вопросы, связанные с товарной формой суспензионных противотурбулентных присадок – подготовки реагента к испытаниям, применение специализированных установок для подачи реагента.

Список литературы

1. Burger E.D., Munk W.R., Wahl H.A. Flow increase in the Trans Alaska Pipeline through use of a polymeric drag reducing additive // Journal of Petroleum Technology. – 1982. – V. 34. – № 2. – P. 377–386. – https://doi.org/10.2118/9419-PA

2. AL-Dogail A., Gajbhiye R., Patil S. A Review of Drag-Reducing Agents (DRAs) in Petroleum Industry // Arab J Sci Eng. – 2023. – V. 48 (6). – P. 8287–8305. – http://doi.org/10.1007/s13369-022-07184-8

3. Drag reduction in transportation of hydrocarbon liquids: from fundamentals to engineering applications / G.V. Nesyn, R.Z. Sunagatullin, V.P. Shibaev, A.Y. Malkin //

J. Pet. Sci. Eng. – 2018. – V. 161. – P. 715–725. - http://doi.org/10.28999/2541-9595-2018-8-3-309-325

4. Ivchenko P.V., Nifant’ev I.E., Tavtorkin A.V. Polyolefin drag reducing agents (Review) // Pet. Chem. – 2016. – V. 56. – P. 775–787. - http://doi.org/10.1134/S096554411609005X

По материалам геолого-геофизических исследований Среднего Приобья на территории Западной Сибири выявлены участки развития так называемого «аномального разреза» (АР) на границе юрских и нижнемеловых отложений. При этом результатами опробования глубоких скважин подтверждена взаимосвязь открытых залежей нефти и газа в нижнемеловых отложениях (особенно в ачимовских резервуарах) с местоположением зон развития АР. В статье представлены основные существующие к настоящему времени гипотезы и модели формирования таких разрезов – от подводно-оползневой, седиментологической до геодинамической. Сейсмотектоническая активность в районе локальных участков с размерами в первые сотни метров обусловливает образование взбросовых и оползневых структур осадков. Интерпретация материалов 3D сейсморазведки позволяет выделять на временных разрезах субвертикальные зоны деструкции горных пород, связанные с каналами глубинной дегазации и флюидопотоков, по которым происходят вертикальная миграция углеводородов и заполнение ловушек во всем интервале геологического разреза. Единство пластов комплекса ачимовских и верхнеюрских отложений предполагает их гидродинамическую связь, поэтому на участках развития АР резервуары ачимовской толщи представляют собой перспективный объект поиска углеводородов. На основе комплексного анализа геолого-геофизического материала и промысловых данных на площади исследований построены модели формирования залежей углеводородов, предложены основные закономерности размещения продуктивных участков, определены направления для дальнейшего уточнения геологического строения территории и перспектив нефтеносности. Наличие зоны АР верхнеюрских отложений является поисковым признаком для обнаружения залежей углеводородов в пластах ачимовской толщи.

Список литературы

1. Лисицын А.П. Закономерности осадкообразования в областях быстрого и сверхбыстрого осадконакопления (лавинной седиментации) в связи с образованием нефти и газа в мировом океане // Геология и геофизика. - 2009.– Т. 50. – № 4. – С. 373–400.

2. Бембель Р.М., Бембель С.Р.  Геологические модели и основы разведки и разработки месторождений нефти и газа Западной Сибири / Тюмень: ТИУ, 2022. – 220 с.

3. Бембель С.Р., Задоенко Л.А. Природа аномальных разрезов баженовской свиты на Южно-Ватьеганской площади (верхняя юра Западной Сибири) // Бюл. МОИП, разд. Геология. –  1993. – Т. 68. – Вып. 1. – С. 115–119.

4. Нежданов А.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири для целей прогноза и картирования неантиклинальных ловушек и залежей УВ: автореф. дис. ... докт. геол.-минерал. наук. - Тюмень: 2004. – 36 с.

5. Зарипов О.Г., Сонич В.П. Новый тип разреза баженовской свиты и перспективы увеличения извлекаемых запасов на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО IV научно-практической конференции. – Ханты-Мансийск, 2001. – C. 143–153.

6. Мкртчян О.М. О некоторых седиментационных моделях продуктивных пластов верхнеюрского васюганского комплекса Западной Сибири // Вестник недропользователя ХМАО, 2005. – № 15. – С. 19–24.

7. Лаптей А.Г. Типы взаимодействия пород ачимовской толщи и баженовской свиты // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2022. – № 1. –С. 24–37. - https://doi.org/10.31660/0445-0108-2022-1-24-37

8. Некоторые аспекты совместного моделирования отложений ачимовской толщи и аномальных разрезов баженовской свиты / В.Ф. Гришкевич, В.Е. Касаткин, С.В. Лагутина [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2017. – № 9. – С. 27–42.

9. Судакова В.В. Аномальные разрезы баженовской свиты на примере Федоровского месторождения нефти и газа. Модель их формирования и нефтеносность // Известия вузов. Нефть и газ. - 1997. – № 6. – С. 14–16.

10. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа» / Под ред. Э.А. Ахпателова [и др.]. – Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2004. – 148 с. 

11. Ключевые моменты интерпретации сейсмических данных внутри зон аномального разреза баженовской свиты на примерах Поточной, Спорышевской, Выинтойской и Ватинской зон / Н.Н. Гатина, М.Ф. Сариева, О.С. Мухутдинова [и др.] // Russian Journal of Earth Sciences, 2023. – № 2. – С. 1–17. - https://doi.org/10.2205/2023ES000851

12. Бембель С.Р., Цепляева А.И. К вопросу о продуктивности ачимовских ловушек на участках аномального строения баженовской свиты в Среднем Приобье // Нефтегазовая геология и геофизика - 2014: материалы международной научно-практической конференции. 26.05-30.05.2014. – Калининград:

ООО «Изд. Герс», 2014. – С. 239–241.

Карбонатные отложения являются важными и перспективными объектами изучения, однако особенности их геологического строения и значительная изменчивость свойств горных пород создают определенные трудности при выделении продуктивных интервалов. При традиционном подходе интервалы коллекторов выделяются на основе петрофизического моделирования и применения данных расширенного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС). Петрофизическое моделирование позволяет определить основные характеристики пород по результатам лабораторных исследований образцов керна. Тем не менее, в ряде случаев (например, при отсутствии в скважине данных специальных методов каротажа и керновых исследований) качество прогноза коллекторских свойств существенно снижается вплоть до невозможности применения моделей на практике. Для решения таких задач на изучаемых месторождениях необходимо использование новых методов интерпретации данных ГИС. В статье предлагается подход к восстановлению данных акустического и плотностного каротажей на основе применения методов искусственного интеллекта в автоматизированном многоскважинном режиме. Это позволит автоматизировать процесс интерпретации геофизической информации и повысить эффективность петрофизического моделирования в карбонатном разрезе. Полученные результаты открывают перспективы для дальнейшего применения искусственного интеллекта в геофизике.

Список литературы

1. Влияние аномальной радиоактивности на выделение эффективных толщин в карбонатных отложениях артинского яруса / А.Р. Сербаева, Е.А. Качкаева, Д.Д. Сулейманов, Г.Р. Аминева // Нефтяное хозяйство. – 2023. –№ 11. – С. 73–77. –http://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-11-73-77

2. Комплексная интерпретация материалов ГИС каширо-подольских отложений с применением нейронных сетей / О.Р. Привалова, Д.Д. Гаделева, Г.И. Минигалиева  [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т.19. – № 1. – С. 69–76. – http://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-1-69-76.

3. Плас Д.В. Python для сложных задач: наука о данных и машинное обучение. – СПб.: Питер, 2018. – 576 с. – ISBN 978-5-496-03068-7.

4. Казарян А.А., Лубянская Е.А. Подходы к автоматизации поиска интервалов разрушенного ствола скважины при построении интерпретационной модели по данным ГИС // Сборник научных материалов XXIV Уральской молодежной научной школы по геофизике. – 2023. – С. 89–93. – ISBN 978-5-903258-47-5.

5. Казарян А.А., Лубянская Е.А., Марков А.В. Выделение коллекторов с применением алгоритмов машинного обучения // Сборник материалов международной научно-практической конференции «ГеоСочи-2024. Новые идеи и технологии разведочной и промысловой геофизики». – 2024. – C. 110–113. –

ISBN 978-5-6051693-3-8.

6. Кузнецова И.О., Малютов Д.А. Принцип работы и архитектура нейронных сетей // Евразийская интеграция: современные тренды и перспективные направления. – 2024. – Т.7. – С. 106–111. – http://doi.org/10.24412/cl-37031-2024-2-106-111

7. Применение методов машинного обучения для петрофизической интерпретации сложнопостроенного геологического разреза / М.А. Басыров,

А.В. Сергейчев, И.Д. Латыпов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 3. – С. 20–25. – http://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-3-20-25

При разработке месторождений с применением систем поддержания пластового давления с течением времени происходит ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП). Целью настоящей работы был подбор эффективной технологии обработки призабойной зоны нагнетательных скважин, эксплуатирующих низкопроницаемый терригенный коллектор. В процессе проведенных исследований определен состав основных кольматантов, выполнена оценка рисков выпадения карбонатных солей в ПЗП. Применительно к рассматриваемым объектам выделены три основных типа кольматантов, привносимых закачиваемыми водами: твердые взвешенные частицы, остаточные нефтепродукты и неорганические соли, выпадающие из нагнетаемой воды вследствие изменения термобарических условий и при смешении с различными несовместимыми технологическими жидкостями. Сформирован перечень перспективных для применения реагентов для восстановления проницаемости ПЗП в зависимости от типа кольматанта. Проведены фильтрационные эксперименты по воздействию на керн кислотными составами, растворителями и поверхностно-активными веществами. Определено, что восстановление проницаемости образцов породы наилучшим образом обеспечивается при применении технологии, включающей последовательную закачку растворителя и составов на основе соляной кислоты и глинокислоты. Разработаны рекомендации для проведения обработки ПЗП в нагнетательных скважинах в условиях рассматриваемых объектов.

Список литературы

1. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия: Т. 3. Призабойная зона пласта и техногенные факторы ее состояния. – М.: Интерконтакт Наука, 2010. – 650 с.

2. Влияние твердых взвешенных частиц в закачиваемой воде на коллекторские свойства низкопроницаемых пластов / И.Р. Сафиуллин, М.Г. Волков,

А.И. Волошин [и др.]. // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 2. – С. 84–89. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-2-84-88

3. Оценка влияния различных загрязняющих компонентов и агентов вытеснения нефти на проницаемость низкопроницаемых пластов ачимовских отложений / Р.И. Сирбаев, Д.Р. Нурлыев, А.К. Макатров [и др.]. // Нефтегазовое дело. – 2022. – Т. 20. – № 6. – С. 39–49. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-6-39-49

4. Адаптация технологии обработки призабойной зоны скважин для условий низкопроницаемых терригенных коллекторов / А.Е. Фоломеев, А.Р. Хатмуллин, А.А. Имамутдинова [и др.]. // Нефть. Газ. Новации. – 2022. – № 8 (261). – С. 77–82.

5. Tomson M.B., Oddo J.E. The prediction of scale and CO2 corrosion in oil field systems // NACE Сorrosion. – NACE, 1999. – NACE-99041.

Применение деконволюции при интерпретации промысловых данных о давлениях и дебитах, полученных по газовым скважинам, требует использования нелинейных функций влияния, а также учета зависимостей вязкости и сверхсжимаемости газа от давления. Алгоритм деконволюции основан на известном подходе фон Шрётера, содержит модификации Левитана, снимающие ограничения на решение при малых временах, а также позволяет использовать актуальные PVT-корреляции газа для объекта исследования. Диагностический график после применения деконволюции дает возможность преобразовать исторические промысловые данные, в том числе за периоды добычи и остановки, в кривую стабилизации давления при добыче с постоянным дебитом, что увеличивает временной диапазон данных на диагностическом графике по сравнению с традиционным анализом наиболее протяженного периода остановки. Деконволюция получила широкое распространение среди зарубежных исследователей, однако в России она практически не применяется из-за недостаточного развития методической базы, редко встречаются работы с результатами апробации на основе промысловых данных по низкопроницаемым газовым пластам. В данной статье рассмотрены результаты апробации инновационного подхода к мониторингу газовых скважин, реализованного в корпоративном программном комплексе «РН-ВЕГА». Результаты апробированы на основе фактических данных по газовым скважинам АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ». Сопоставление диагностических графиков после применения деконволюции и анализа добычи и давления, адаптированных к промысловым данным, показывает их хорошую сходимость.

Список литературы

1. Von Schroeter T., Hollaender F., Gringarten A.C. Deconvolution of Well-Test Data as a Nonlinear Total Least-Squares Problem // SPE Journal. – 2004. – V. 9 (04). – P. 375–390. - http://doi.org/10.2118/71574-MS

2. Levitan M.M. Practical Application of Pressure/Rate Deconvolution to Analysis of Real Well Tests // SPE 84290-РА. – 2005. - http://doi.org/10.2118/84290-PA

3. Levitan M.M., Wilson M.R. Deconvolution of Pressure and Rate Data From Gas Reservoirs With Significant Pressure Depletion // SPE 134261-РА-2012. –

DOI: 10.2118/134261-PA.

4. Ковалев А.Л. Интерпретация газодинамических исследований скважин Мыльджинского ГКМ на нестационарных режимах фильтрации с использованием функции влияния // Вести газовой науки. – 2013. – № 1 (12). – С. 192–198.

5. Well-Test Deconvolution Analysis of Gas Condensate Layered Reservoirs / R. Geravand, J. Foroozesh, A. Nakhaee, M. Abbasi // Offshore Technology Conference, 2020. DOI: 10.4043/30291-MS.

6. Production Analysis of a Shale Gas Reservoir Using Modified Deconvolution Method in the Presence of Sorption Phenomena / J. Kim, Y. Jang, T. Ertekin,

W.M. Sung // SPE-177320-MS. – 2015. - DOI: http://doi.org/10.2118/177320-MS

7. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. – М.: Недра, 1984. – 269 с.

8. Гидродинамические исследования скважин в низкопроницаемых коллекторах / А.Я. Давлетбаев, Г.Ф. Асалхузина, Р.Р. Уразов, В.В. Сарапулова –

Новосибирск: ООО «ДОМ МИРА», 2023. – 176 с.

9. Комбинирование анализа добычи и недослеженных ГДИС методом КВД в условиях низкопроницаемых пластов для газовых скважин / Д.З. Ишкин,

Р.И. Нуриев, А.Я. Давлетбаев, Р.Р. Исламов [и др.] // SPE-181974-RU. – 2016. - http://doi.org/10.2118/181974-RU

В настоящее время для ведущих нефтяных компаний актуальна проблема оперативного контроля фонда скважинных штанговых насосных установок (СШНУ), связанная со значительными трудозатратами на проведение визуального осмотра технического состояния станков-качалок и диагностические исследования СШНУ методом динамометрирования, большим числом одиночных скважин, несовершенством системы автоматизации, низким охватом телеметрией, отсутствием информации о фактическом потреблении электроэнергии СШНУ. В статье рассматривается создание в автоматизированной системе управления технологическим процессом (АСУ ТП) алгоритмов автоматического определения аварийных режимов работы СШНУ по данным активной мощности, не требующих дополнительных капитальных вложений. Достоинство метода состоит в том, что алгоритмы обрабатываются в программном обеспечении (ПО) АСУ ТП, а не в контроллере станции управления (СУ). Таким образом, отпадает необходимость массово проводить закупку и замену СУ СШНУ или контроллеров к СУ. Для ПО АСУ ТП основные требования заключаются в необходимости выгрузки в табличные значения и обработки массива данных активной мощности (определение максимальных, минимальных значений, их амплитуды и среднего значения, а также возможности визуализации и оповещения пользователей при срабатывании условия алгоритмов).

Список литературы

1. Корреляционная экстремальная система контроля начала неисправностей оборудования нефтяных промыслов путем анализа их ваттметрограммы и динамограммы / Т.А. Алиев, Г.А. Гулуев, А.Г. Рзаев [и др.] // Мехатроника, автоматизация, управление. – 2023. – С. 249–259. - https://doi.org/10.17587/mau.24.249-259

2. Тимофеев А.О., Ясовеев В.Х. Анализ корреляции между скважинной динамограммой и энергией, потребляемой электродвигателем станка-качалки // Электротехнические и информационные комплексы и системы. – 2016. – № 2. – Т. 12. – С. 85–89. - https://usptu-edpfs.ru/article/view/10669

3. Бубнов М.В., Зюзев А.М. Средства диагностирования оборудования установок штанговых глубинных насосов // Первая научно-техническая конференция молодых ученых Уральского энергетического ин ститута. – Екатеринбург: Уральский федеральный университет, 2016. – С. 175–178. - http://elar.urfu.ru/handle/10995/40576

4. Сравнительный анализ возможностей отечественных и импортных систем автоматизации скважин, эксплуатируемых ШГН/ М.И. Хакимьянов, С.В. Светлакова, Б.В. Гузеев [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2008. – № 2. – С. 16–26. - https://ogbus.ru/article/view/sravnitelnyj-analiz-vozmozhnostej-otechestvenyx-i-importnyx-si

5. Хакимьянов М.И. Удельный расход электроэнергии при механизированной добыче нефти штанговыми глубинно-насосными установками // Вестник Уфимского государственного авиационного технического университета. – 2014. – Т. 18. – № 1 (62). – С. 124–130. - http://journal.ugatu.su/index.php/Vestnik/article/view/1725/1589

6. Хакимьянов М.И., Пачин М.Г. Мониторинг состояния штанговых глубинно-насосных установок по результатам анализа ваттметрограмм // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 5. – С. 26–36. - https://ogbus.ru/article/view/monitoring-sostoyaniya-shtangovyx-glubinnonasosnyx-ustanovok-p

7. Манахов В.А, Цветков А.Н. Определение состояния и функционирования оборудования штанговых скважинных насосных установок в процессе эксплуатации по параметрам ваттметрограммы// Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. – 2021. – Т. 23. – № 3. - https://doi.org/10.30724/1998-9903-2021-23-3-127-139

8. Косилов Д.А., Миронов Д.В, Наумов И.В. Корпоративная информационная система «Мехфонд»: достигнутые результаты, среднесрочные и долгосрочные перспективы // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 70–73. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-11-70-73

9. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2019617213. Программа информационной системы управления механизированным фондом скважин; заявитель и правообладатель ПАО «НК «Роснефть»; заявл. 29.03.19 № 2019613352; опубл. 04.06.19 г.

10. Повышение эффективности эксплуатации осложненных нефтяных скважин с помощью интеллектуальных алгоритмов / Р.М. Еникеев, А.В. Пензин,

Б.М. Латыпов [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2023. – № 8 (368). – pp. 50-58. - https://doi.org/10.33285/0130-3872-2023-8(368)-50-58

Механизированная добыча нефти обеспечивается технологическим режимом эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН). Исторически распространенным является режим установившихся отборов, или, согласно промысловой терминологии, постоянно действующего фонда (ПДФ). За последние десятилетия в промысловой практике получили широкое распространение различные нестационарные режимы эксплуатации скважин: периодическое кратковременное включение (ПКВ); автоматическое повторное включение (АПВ); чередование частот. Одной из причин перехода с режима ПДФ на периодические режимы эксплуатации является неустановившийся приток флюидов из пласта в скважину. К настоящему времени остаются малоизученными характеристики надежности глубиннонасосного оборудования (ГНО) и их зависимости от различных режимов работы УЭЦН. Актуальна задача выявления взаимосвязи ресурса работы ГНО и технологических режимов эксплуатации постоянного и периодического фондов скважин, оборудованных УЭЦН, с целью прогнозирования надежности скважинных насосных установок. В работе представлены результаты анализа технологических режимов эксплуатационного фонда скважин, оборудованных УЭЦН, применительно к условиям разработки одного из месторождений Западной Сибири с десятилетней ретроспективной оценкой (2014–2023 гг.). Изучено влияние эксплуатационных параметров и режимов работы скважин на надежность ГНО. Определена взаимосвязь изменения режима работы УЭЦН в скважинах и величины средней наработки на отказ. В результате верхнеуровневого анализа выявлены особенности работы УЭЦН в режимах ПДФ, ПКВ и АПВ с учетом трансформации технологических процессов и бизнес-процессов.

Список литературы

1. Исследование преимуществ эксплуатации УЭЦН в периодическом режиме на скважинах, осложненных выносом песка / С.Б. Якимов, М.Н. Каверин,

И.М. Голубь [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2017. – № 5. – С. 16–20.

2. Влияние концентрации абразивных частиц в добываемой жидкости на надежность работы электроцентробежных погружных насосов / С.Б. Якимов,

А.А. Шпортко, А.А. Сабиров, А.В. Булат // Территория Нефтегаз. – 2017. – № 6. – С. 50–53.

3. Тимашев Э.О., Халфин Р.С., Волков М.Г. Статистический анализ наработок на отказ и коэффициентов подачи скважинного насосного оборудования в диапазонах параметров эксплуатации скважины // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 46–49. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-2-46-49 

4. Волков М.Г., Смолянец Е.Ф. Особенности эксплуатации нефтяных скважин в условиях повышенного содержания свободного газа в добываемой продукции // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 120–124. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-11-120-124

5. Мельниченко В.Е. Оценка влияния основных технологических характеристик добывающих скважин на ресурс погружных электроцентробежных насосов: дис. … канд. техн. наук. – М.: 2017. – 170 с.

6. Видинеев А.С., Никифоров О.В. Целесообразность работы УЭЦН в режиме чередования частот // Neftegaz.RU. – 2021. – №6. – С. 76–78.

7. Надежность погружных нефтяных насосов при периодической эксплуатации / Е.А. Лихачёва, В.Г. Островский, Н.А. Лыкова [и др.] // PROНефть. Профессионально о нефти. – 2021. – Т. 6. – № 1. – С. 54–58.

8. Исследование влияния периодического режима работы электроцентробежных насосов на ресурс подземного оборудования / А.А. Макеев, С.Г. Мишагин, А.Н. Юрьев [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2024. – №7 (667). – С. 37–42.

9. Методика определения надежности погружного оборудования и опыт ее применения / О.М. Перельман, С.Н. Пещеренко, А.И. Рабинович, С.Д. Слепченко. – Пермь: ЗАО Новомет-Пермь, 2005. – 17 с. - https://www.novomet.ru/science_files/452610572005.pdf

10. Слепченко С.Д. Оценка надежности УЭЦН и их отдельных узлов по результатам промысловой эксплуатации: дис. … канд. техн. наук. – М., 2011. – 146 с.

11. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 816 с. – ISBN 5-7246-0234-2.

12. Индивидуальный подход при расчете энергоэффективного режима эксплуатации электроцентробежных насосов в малодебитных скважинах /

Н.П. Сарапулов, Н.М. Катрич, А.А. Шушаков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 12. – С. 69–71.

13. Периодическая эксплуатация нефтяных скважин / В.А. Сахаров, И.Т. Мищенко, Г.И. Богомольный, М.А. Мохов – М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина,

1985. – 71 с.

В работе изучены особенности многопоточного эжектора, оснащенного звеньями переменной длины для управления вектором тяги. Впервые с общих позиций рассмотрены условия, когда угол отклонения вектора тяги может меняться в диапазоне от 180 до -180° в любом направлении в пределах полной геометрической сферы. В рамках концептуального проектирования с использованием технологий вычислительной гидродинамики (CFD-технологий) рассматриваются кинематические схемы со звеньями переменной длины и с гибкими звеньями. Показаны технические возможности для контролируемого распределения энергии по разнонаправленным каналам эжектора при сохранении постоянства давления на входе в сопловой аппарат. Рассмотрены варианты модернизации сопла Лаваля с поворотным диффузором. Результаты исследований патентуются и ориентированы на применение в учебном процессе при подготовке конструкторов с опорой на философию науки и техники и на методологию Эйлера в рамках работ междисциплинарного характера. Полученные данные главным образом используются для развития научных исследований и опытно-конструкторских работ при создании энергоэффективных технологий добычи нефти и газа, в том числе подводного скважинозавода и раздельного транспорта товарной продукции на береговые комплексы.

Список литературы

1. Recent Advances in Ejector-Enhanced Vapor Compression Heat Pump and Refrigeration Systems–A Review / S. Gruber, K. Rola, D. Urbancl, D. Goričanec // Energies. – 2024. – V. 17. – Р. 4043. - https://doi.org/10.3390/en17164043

2. Performance Analysis of an Ejector-Enhanced Heat Pump System for Low-Temperature Waste Heat Recovery Using UHVDC Converter Valves / M. Jin, X. Zhang, J. Zhou, L. Zhang // Energies. –  2024. – V. 17. – Р. 3589. - https://doi.org/10.3390/en17143589

3. Experimental Investigation of the Performance of a Novel Ejector–Diffuser System with Different Supersonic Nozzle Arrays / D. Xu, Y. Gu, W. Li, J. Chen // Fluids. –2024. – V. 9. – P. 155. - https://doi.org/10.3390/fluids9070155

4. Patent US 10837463. Systems and methods for gas pulse jet pump // A. Hesami, P. Kazempoor, V.J. Acacio, J.D. Van Dam. - Publication Date: 11/17/2020. https://www.freepatentsonline.com/10837463.pdf

5. Patent US 11078766. Jet pump controller with downhole prediction / М.С. Knoeller, E. Robison, M. Agarwal, B.A. Paulet. - Publication Date: 08/03/2021. https://www.freepatentsonline.com/11078766.pdf

6. Modeling and Control of Ejector-Based Hydrogen Circulation System for Proton Exchange Membrane Fuel Cell Systems / Z. Xu, B. Liu, Y. Tong [et al.] // Energies. – 2024. – V. 17. – P. 2460. - https://doi.org/10.3390/en17112460

7. A Review of the Research Progress and Application of Key Components in the Hydrogen Fuel Cell System / J. Li, T. Wu, C. Cheng [et al.] // Processes. – 2024. – V. 12. – P. 249. - https://doi.org/10.3390/pr12020249

8. Li C., Sun B., Bao L. Coupling Global Parameters and Local Flow Optimization of a Pulsed Ejector for Proton Exchange Membrane Fuel Cells // Sustainability. – 

2024. – V. 16. – P. 4170. - https://doi.org/10.3390/su16104170

9. Design and characterization of an electronically controlled variable flow rate ejector for fuel cell applications / D.A. Brunner, Sh. Marcks, M. Bajpai [et al.] // International Journal of Hydrogen Energy. – 2012. – V. 37. – P. 4457–4466. - https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2011.11.116.

10. Efficiency Optimization of an Annular-Nozzle Air Ejector under the Influence of Structural and Operating Parameters / I.A. Lysak, G.V. Lysak, V.Y. Konyukhov

[et al.] // Mathematics. – 2023. – V. 11. – P. 3039. - https://doi.org/10.3390/math11143039

11. Patent US 10072674. Suction jet pump / M. Völker, A. Sausner. - Publication Date: 11/09/2018. - https://www.freepatentsonline.com/10072674.pdf

12. Effects of Pulsed Jet Intensities on the Performance of the S-Duct / C. Wang, Н. Lu, X. Kong [et al.] // Aerospace. – 2023. – V. 10. – P. 184. - https://doi.org/10.3390/aerospace10020184

13. High-Strouhal-number pulsatile flow in a curved pipe / F. Ahmed, I. Eames, E. Moeendarbary, A. Azarbadegan // Journal of Fluid Mechanics. – 2021. – V. 923. – https://doi.org/10.1017/jfm.2021.553

14. Brethouwer G. Turbulent flow in curved channels // Journal of Fluid Mechanics. – 2022. – V. 931. – P. A21. - https://doi.org/10.1017/jfm.2021.953

15. Jesudasan R., Müeller J.-D. High-Resolution CAD-Based Shape Parametrisation of a U-Bend Channel // Aerospace. – 2024. – V. 11. – P. 663. - https://doi.org/10.3390/aerospace11080663

16. Thrust Vector Control within a Geometric Sphere, and the Use of Euler’s Tips to Create Jet Technology / Y.A. Sazonov, M.A. Mokhov, I.V. Gryaznova [et al.] // Civil Engineering Journal (C.E.J). – 2023. – V. 9 (10). – P. 2516–2534. - https://doi.org/10.28991/CEJ-2023-09-10-011.

17.Сазонов Ю.А. Разработка методологии проектирования насосно-эжекторных установок на основе более широкого применения численных экспериментов // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 8. – С. 83-85.

18. Разработка технологий для рационального использования пластовой энергии на морских нефтяных месторождениях / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов,

В.В. Бондаренко, В.В. Воронова // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 8. – С. 108-111.

19. Разработка компрессорных технологий с эжекторами высокого давления для добычи нефти и газа / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, Х.А. Туманян [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 5. – С. 78-82. – https://doi.org/0.24887/0028-2448-2018-5-78-82.

20. Еремин Н.А., Еремин А.Н. Современное состояние и перспективы развития интеллектуальных скважин // Нефть. Газ. Новации. – 2015. – № 12. –

С. 51–54. – EDN VGHVNV

21. Qualification and Application of All Electric and Topside Less Subsea Multiphase Pump Technology in Subsea Factory Mission to Minimise the Life Cycle Cost /

K. Ilangovan, M. Dindi, A. Fuglesang, B. Van Der Rest // Proceedings of International Petroleum Technology Conference, Virtual, March 2021. - https://doi.org/10.2523/iptc-21803-ms

22. Пат. на полезную модель № 135709 U1 РФ, МПК E21B 43/00. Погружная насосная установка / А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еремин, М.А. Мохов, Ю.А. Сазонов; заявитель Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН), № 2013134654/03: заявл. 24.07.2013: опубл. 20.12.2013. –

EDN HHOAQY

23. Математическое моделирование насосных систем / Ю.А. Сазонов, М.А. Мохов, К.И. Клименко, Н.А. Еремин // Нефть, газ и бизнес. – 2013. – № 8. –

С. 62–65. – EDN QYVTXB

В статье рассмотрены особенности глушения скважин, в которых высока вероятность прорыва газа. Определены основные причины данного явления, включающие несоответствие технологии глушения рассматриваемым условиям, высокие риски поглощения жидкостей глушения и прорыва газа в уже заглушенной скважине. Описаны применяемые в промысловой практике технологии глушения скважин с высоким газовым фактором – традиционные технологии глушения различными жидкостями на водной и углеводородной основах, использование водных оторочек для оттеснения газа от скважины в пласт и применение блокирующих составов глушения. Оценена эффективность технологий по доле скважин, заглушенных с первой попытки. Отмечено, что наиболее целесообразно применение вязких жидкостей глушения скважин, а наименее эффективна технология закачки водной оторочки для оттеснения газа в пласт без блокирования призабойной зоны пласта. Использование большеобъемных водных оторочек для оттеснения газа из газовой шапки возможно в условиях низкотемпературного терригенного коллектора и нормального пластового давления. Установлено, что высоковязкие составы для блокирования прорыва газа в 1,3–1,5 раза более действенны, чем суспензионные. Предложены пути повышения эффективности технологий. Разработаны рекомендации по выбору объемов водных оторочек и блокирующих составов для глушения скважин в условиях высоких газовых факторов добываемой продукции. Конечный выбор технологии должен основываться на результатах анализа данных лабораторных исследований и промысловых испытаний выбранных реагентов.

Список литературы

1. Особенности глушения скважин в условиях карбонатного коллектора и высокого газового фактора / В А. Шайдуллин, В.Ю. Никулин, С.А. Вахрушев

[и др.] // Нефтегазовое дело. – 2024. – Т. 22. – № 3. – С. 69–80. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-3-69-80

2. Features of killing wells operating fractured formations with abnormally low formation pressures and high gas factor / V.A. Shaydullin, S.A. Vakhrushev, N.R Magzumov. [et al.] // SPE-202071-MS. - 2020. - https://doi.org/10.2118/202071-MS 

3. Опыт периодической эксплуатации и закачки дегазированной нефти для расформирования конуса газа / К.И. Приз, А.С. Алексеев, Н.А. Черкасов

[и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 5. – С. 69–73.

4. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»: утв. Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору № 534 15.12.20 г. (в ред. Приказов Ростехнадзора № 10 от 19.01.2022 г., № 24 от 31.01.2023 г.) https://base.garant.ru/400156750.

5. Доктор С.А., Бадовская В.И., Сваровская Л.С. Обеспечение безопасности работ при глушении скважин товарной нефтью // Бурение и нефть. – 2008. –

№ 11. – С. 56–58.

6. Рябоконь С.А., Мартынов Б.А., Доктор С.А. Технологические решения при заканчивании и ремонте скважин, направленные на сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов // Бурение и нефть. – 2008. – № 9. – С. 4–7.

7. Краевский Н.Н., Исламов Р.А., Линд Ю.Б. Выбор технологии глушения скважин для сложных геолого-технологических условий // Нефтегазовое дело. – 2020. – № 4. – С. 16–26. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2020-4-16-26

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

9. Обзор перспективных технологий глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и рисков прорыва газа. Часть 2. Опыт применения эмульсионных и дисперсных жидкостей и сравнительные результаты лабораторного тестирования составов / В.Ю. Никулин, Р.Р. Мукминов, Ф.Х. Мухаметов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2022. – Т. 20. – № 4. – С. 82–93. - https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-4-82-93

В статье представлен концептуальный подход к математическому моделированию пробозаборных устройств (ПЗУ) с использованием теоретического и эмпирического методов исследования. Теоретический метод заключался в разработке модели ПЗУ, позволяющей воспроизводить его характеристики в процессе эксплуатации, а также количественно оценивать текущие значения характеристик при изменении условий эксплуатации. Математическая модель разработана с использованием метода конечных элементов. Модель верифицировалась на предмет соответствия результатам экспериментальных исследований, проведенных с использованием стендового оборудования и в трассовых условиях. Проведенные исследования дают возможность оптимизировать конструкцию проточных частей ПЗУ для достижения оптимальной представительности проб. Оптимизация конструкции проточных частей проводится с целью определения расчетной площади входного поперечного сечения ПЗУ, предусмотренной алгоритмом расчета нефти через ПЗУ по РМГ 109-2011. Кроме того, в качестве объекта оптимизации может применяться форма отверстия ПЗУ, предусмотренная ГОСТ 2517-2012. В данном случае оптимизации подвергались ПЗУ с одним и пятью отверстиями щелевого типа. Исследования проводились для среды товарная нефть по ГОСТ Р 51858 и дизельное топливо по ГОСТ 32511. Дополнительно математическое моделирование было осуществлено для воздушных клапанов, эксплуатируемых в составе систем измерения количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Полученные результаты позволили установить необходимость наличия щелей разного профиля в составе ПЗУ, а также оценить их влияние на представительность проб, отбираемых с использованием этого устройства.

Список литературы

1. Жолобов В.В., Морецкий В.Ю. Математическая модель расслоенного режима течения двухфазной двухкомпонентной жидкости в трубопроводе // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов – 2011. – № 3. – C. 50-57.

2. Основные результаты исследования пробозаборных устройств / И.В. Буянов, О.В. Аралов,

А.М. Короленок [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 4. – C. 86-89. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-4-86-89

В статье анализируется влияние парниковых газов, образующихся в результате деятельности предприятий нефтегазовой отрасли, и способы их поглощения. Большая часть выбросов парниковых газов обусловлена сжиганием ископаемых видов топлива и утечками метана при добыче, транспортировке и распределении нефти и газа. Утечки при добыче газа, как правило, происходят из старых вертикальных скважин из-за коррозии труб и негерметичности уплотнений. В статье рассмотрены возможности и технологии снижения выбросов парниковых газов на нефтегазовых месторождениях. Особое внимание уделено технологии биологического улавливания CO2 с использованием микроводорослей, которая является новой концепцией в стратегиях снижения выбросов CO2. На основании проведенных экспериментов по поглощению смеси СО2 и углеводородных газов показано, что технология биофиксации морскими микроводорослями Tetraselmis suecica и Isochrysis galbana, а также пресноводной Chlorella vulgaris позволяет поглощать не только CO2, но и легкие углеводороды, в том числе метан. Показано, что эффективность улавливания метана достигает 90 %. Технология поглощения парниковых газов в нефтегазовой отрасли осложнена ингибированием активности микроводорослей серосодержащими примесями в газе. Предлагается проводить предварительную очистку природного и/или растворенного нефтяного газа от сероводорода методом хемосорбции с использованием поглотителя сероводорода.

Список литературы

1. A comparative study of CO2 utilization in methanol synthesis with various syngas production technologies / M.T. Luu, D. Milani, A Bahadori., A. Abbas // Journal of CO2 Utilization. – 2015. – № 12. – P. 62–76. – https://doi.org/10.1016/j.jcou.2015.07.001

2. Pollution to solution: Capture and sequestration of carbon dioxide (CO2) and its utilization as a renewable energy source for a sustainable future / F.A. Rahman,

M.M. A. Aziz, R. Saidur [et al.] // Renewable and Sustainable Energy Reviews. - 2017. - № 71. - P.112–126. – https://doi.org/10.1016/j.rser.2017.01.011

3. Recent progress of fillers in mixed matrix membranes for CO2 separation: A review / M. Vinoba, M. Bhagiyalakshmi, Y. Alqaheem [et al.] // Separation and Purification Technology. – 2017. – № 188. – P. 431–450. – https://doi.org/10.1016/j.seppur.2017.07.051

4. Релаксация полимерных композиционных материалов под длительным действием статической нагрузки и климата (обзор). Ч. 1. Связующие / Е.Н. Каблов, А.Б. Лаптев, А.Н. Прокопенко, А.И. Гуляев // Авиационные материалы и технологии. – 2021. – № 4 (65). – http://www.journal.viam.ru (дата обращения: 10.05.2024). - https://doi.org/10.18577/2713-0193-2021-0-4-70-80

5. Каблов Е.Н., Старцев В.О., Лаптев А.Б. Старение полимерных композиционных материалов – М. НИЦ «Курчатовский институт» - ВИАМ, 2023. – 520 с.

6. Современные тенденции развития испытаний материалов на стойкость к климатическим факторам (обзор) Ч. 2. Основные тенденции. / А.Б. Лаптев,

М.Р. Павлов, А.А. Новиков, А.В. Славин // Труды ВИАМ. – 2021. – № 2 (96). - https://doi.org/10.18577/2307-6046-2021-0-2-99-108

7. Каблов Е.Н., Старцев В.О. Измерение и прогнозирование температуры образцов материалов при экспонировании в различных климатических зонах // Авиационные материалы и технологии. –. 2020. – № 4 (61). – С. 47–58. - https://doi.org/10.18577/2071-9140-2020-0-4-47-58

8. Старцев В.О., Нечаев А.А. Влияние натурных и ускоренных климатических испытаний на прочность наномодифицированного углепластика // Авиационные материалы и технологии. – 2023. – № 3(72). – С. 134–151. - https://doi.org/10.18577/2713-0193-2023-0-3-134-151

9. Inedible saccharides: a platform for CO2 capturing / A.K. Qaroush, H.S. Alshamaly, S.S. Alazzeh [et al // Chemical Science. – 2018. – №9(5). – P.1088–1100. - https://doi.org/10.1039/c7sc04706a

10. Grant D., Zelinka D., Mitova S. Reducing CO2 emissions by targeting the world’s hyper-polluting power plants // Environmental Research Letters. – 2021. – V. 16 (9). - Р. 1-10. - http://doi.org/10.1088/1748-9326/ac13f1

11. Kiehl J.T., Trenberth K.E. Earth’s Annual Global Mean Energy Budget // Bulletin of the American Meteorological Society. – 1997. – V. 78. – No. 2. – P. 197–208. - http://doi.org/10.1175/1520-0477(1997)078%3C0197:EAGMEB%3E2.0.CO;2

12. Декарбонизация в нефтегазовой отрасли: международный опыт и приоритеты России. – М.: Центр энергетики Московской школы управления Сколково, 2021. - 158 с.

13. Jiang K., Ashworth P. The development of Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) research in China: A bibliometric perspective // Renewable and Sustainable Energy Reviews. – 2021. – V. 138. - Р. 1-16. - https://doi.org/10.1016/j.rser.2020.110521

14. Приказ Министерства природных ресурсов и экологии от № 300 30.06.2015 г. «Об утверждении методических указаний и руководства по количественному определению объема выбросов парниковых газов организациями, осуществляющими хозяйственную и иную деятельность в Российской Федерации». – М.: Министерство природных ресурсов, 2015. – 54 с.

15 Bruns F., Babadagli T., Heavy-oil recovery improvement by additives to steam injection: Identifying underlying mechanisms and chemical selection through visual experiments // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – V. 188. - Р. 1-15. - https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106897

16. Mathimani T., Pugazhendhi A. Utilization of algae for biofuel, bio-products and bio-remediation // Biocatalysis and Agricultural Biotechnology. – 2018. – V. 17. - P. 326-330. – http://doi.org/10.1016/j.bcab.2018.12.007

17. Zhao B.-T., Su Y.-X. Process effect of microalgal-carbon dioxide fixation and biomass production: A review // Renewable and Sustainable Energy Reviews. – 2014. – № 31. – P.121–132. - http://doi.org/10.1016/j.rser.2013.11.054

18. Chaudhary R, Dikshit A.K., Tong Y.W. Carbon-dioxide biofixation and phycoremediation of municipal wastewater using Chlorella vulgaris and Scenedesmus

obliquus // Environmental Science and Pollution Research. –2018. – № 25. – P.20399–20406. - https://doi.org/10.1007/s11356-017-9575-3

19. Утилизация углекислого газа с учетом климатических особенностей региона / О.Р. Латыпов, А.Б. Лаптев, Ф.Б. Шевляков [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2023. – № 2(142). – С. 174–194. - https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2023-2-174-194

20. Технология декарбонизации топочных газов нефтеперерабатывающих предприятий / О.Р. Латыпов, А.Б. Лаптев, Ф. Б.Шевляков [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2022. – № 6. – С. 231-263. – https://doi.org/10.17122/ogbus-2022-6-231-263

21. Шевляков Ф.Б., Литвяков И.С., Мирсаяпова И.Р. Очистка углеводородных природных газов от сероводорода в трубчатом турбулентном аппарате // Нефтегазовое дело. – 2023. – № 6. – С. 34–56. - https://doi.org/10.17122/ogbus-2023-6-34-56