В статье рассмотрены результаты комплексной оценки перспективности структурных поднятий западного склона Южно-Татарского свода. Исследование актуально в условиях истощения крупных месторождений и ограниченности незадействованных ресурсов. Основная цель – разработка и применение универсального подхода к ранжированию локальных объектов поисково-разведочного бурения на зрелых территориях с использованием интегрального коэффициента перспективности залежи. Объектами анализа стали 22 структуры, изученные по данным 3D сейсморазведки (500 км2), геофизических исследований 235 скважин, керновым и шламовым материалам. В программной среде TNavigator построена трехмерная геологическая модель с интерпретацией сейсмических поверхностей, стратиграфическим расчленением и экстраполяцией фильтрационно-емкостных свойств. Применен геостатистический анализ, позволивший учесть неопределенности в межскважинных интервалах. Построены структурные карты и карты свойств коллекторов (пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, эффективных толщин). Выполнена оценка геологических ресурсов с использованием детерминированного и вероятностного подходов, проведены сценарный анализ разработки и дисконтирование денежных потоков. Введен интегральный коэффициент перспективности, включающий параметры ресурсов, морфологии, инфраструктуры и экономической привлекательности. На его основе выполнено ранжирование структур по приоритетности бурения. Методика показала высокую информативность, позволила выделить наиболее перспективные объекты с учетом как геологических, так и экономических рисков. Полученные результаты применимы при планировании поисково-разведочных работ в условиях высокой степени неопределенности, ограниченного бюджета и поздних стадий освоения. Подход может быть масштабирован для аналогичных регионов, а его интеграция в цифровые платформы управления ресурсной базой позволит повысить эффективность и достоверность геолого-разведочных решений.

Список литературы

1. Камалеева А.И. Исследование возможных источников нефти месторождений Татарстана : автореф. дис. ... канд. геол.-минерал. наук. – М.: ГЕОХИ РАН, 2014. – 26 с. – EDN: XAXLBI

2. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений: в 2-х т. / Р.Х Муслимов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Б. Хисамов [и др.]. – Казань: ФЭН, 2007. – Т.1. – 315 с. – EDN: QKHNUX

3. Дерюшев А.Б. Опыт трехмерного геологического моделирования перспективных структур с применением результатов сейсмо- и литолого-фациального анализов, а также данных месторождений-аналогов // Вестник Пермского научно-исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 7. – С. 18-23. – https://doi.org/10.15593/2224-9923/2013.7.2. – EDN: SGLWQB

4. Levin M.Sh. Combinatorial framework for planning in geological exploration. – Text: electronic // arXiv. – 2018. – № 1801.07229. – 14 р. – http://arxiv.org/abs/1801.07229v1 (date of access: 10.06.2025).

5. Learning 3D Mineral Prospectivity from 3D Geological Models Using Convolutional Neural Networks / H. Deng [et al.]. – Text: electronic // arXiv. – 2021. – №2109.00756. – URL: http://arxiv.org/abs/2109.00756 (date of access: 10.06.2025).

6. Bloem H., Curtis A., Tetzlaff D. Introducing Conceptual Geological Information into Bayesian Tomographic Imaging. – Text: electronic // arXiv. – 2022. –

№ 2210.07892. – http://arxiv.org/abs/2210.07892 (date of access: 10.06.2025).

7. Вероятностно-статистическая оценка запасов и ресурсов по международной классификации SPE-PRMS / Р.С. Хисамов [и др.] // Георесурсы. – 2018. – Т. 20. – № 3. – Ч. 1. – C. 158-164. – https://doi.org/10.18599/grs.2018.3.158-164. – EDN: XZLFVZ

8. Zhang Yucheng, Liu Hao, Wang Zemin Probabilistic reservoir modeling under data scarcity: integration of seismic attributes and geostatistics // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2025. – V. 224. – Р. 112456.

9. Алтунин А.Е., Семухин М.В., Ядрышникова О.А. Вероятностные и нечеткие модели оценки неопределенностей и рисков при подсчете запасов углеводородов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2017. – Т. 3. – № 2. –

С. 85-99. – https://doi.org/10.21684/2411-7978-2017-3-2-85-99. – EDN: ZHDOMN

10. Емельянова И.М., Пороскун В.И. Суммирование вероятностных оценок ресурсов нефти и газа локальных объектов с учетом геологического риска // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 2. – С. 30-38. – https://doi.org/10.30713/2413-5011-2019-2-30-38. –

EDN: VUXTEM

11. Семерикова И.И. Использование динамических характеристик продольных сейсмических волн для повышения разрешающей способности сейсморазведки // Горное эхо. – 2020. – № 4. – С. 75-80. – https://doi.org/10.7242/echo.2020.4.15. – EDN: DTYSYM

Проблема вторичного вскрытия пласта при добыче углеводородов с использованием кумулятивных перфораторов связана с рядом технологических и геологических сложностей. Традиционные кумулятивные заряды имеют существенный недостаток - уплотнение породы вокруг перфорационного канала. В статье описан способ повышения эффективности вторичного вскрытия пласта за счет увеличения площади фильтрации. Для этого разработан химически активный элемент (ХАЭ), устанавливаемый перед кумулятивным зарядом, состоящий из твердого топлива (энергонасыщенный материал), которое при взрывчатом превращении выделяет высокотемпературные кислоты, воздействующие на стенки перфорационного канала и увеличивающие его проницаемость. Конструкция ХАЭ включает осевой канал и коническую полость, что позволяет кумулятивной струе формироваться без контакта с активным элементом. В качестве основы состава использован перхлорат аммония (ПХА) – сильный окислитель, выделяющий при разложении соляную кислоту. Для увеличения кислотности в состав добавлены хлор- и фторсодержащие компоненты. Эксперименты показали, что каналы, образованные зарядом с ХАЭ, имеют большие геометрические размеры и зону разуплотнения породы, что улучшает фильтрацию. Газообразные продукты горения ХАЭ (10–12 л на 12 г состава) насыщены кислотами и равномерно распределяются по каналу, не повреждая обсадную колонну. Результаты испытаний подтвердили эффективность предложенного решения: каналы с ХАЭ имеют увеличенные размеры, а также улучшенные фильтрационные характеристики. Внедрение ХАЭ в кумулятивные перфорационные системы является эффективным решением для повышения качества вторичного вскрытия пластов и снижения затрат на последующие обработки скважин.

Список литературы

1. Полимеризация акриламида, инициированная ударными волнами / Г.А. Ададуров [и др.] //Физика горения и взрыва. – 1972. – № 4. – С. 566-570.

2. Бацанов С.С. Твердофазные химические реакции в ударных волнах: кинетические исследования и механизм // Физика горения и взрыва. – 1996. – № 1. – С. 115-128. – EDN: MOUQTD

3. Анисичкин В.Ф. О фазовых превращениях и химических реакциях в ударных волнах // Физика горения и взрыва. – 1980. – № 2. – С. 140-143. –

EDN: YNIZEP

4. Production of polymer nanomembranes by super deep penetration method / O. Figovsky [et al.] // Chemistry and Chemical Technology. – 2012. – V. 6. – № 4. – P. 393-396. – https://doi.org/10.23939/chcht06.04.393. – EDN: RGGUZF

5. Изучение параметров функционирования коаксиально-слоевого кумулятивного заряда промышленного назначения / В.Я. Базотов [и др.] // Взрывное дело. – 2015. – № 114-71. – С. 242-251. – EDN: VCIELN

6. Продукты горения твердотопливных зарядов: оценка эффективности действия на карбонатные породы / Д.К. Гильмутдинов [и др.] // Научно-технический прогресс: актуальные и перспективные направления будущего : сб. материалов IV Междунар. науч.-практ. конф., г. Кемерово, 30 нояб. 2016 г. – Кемерово: ЗапСибНЦ, 2016. – С. 10-13. – EDN: XVYIMB

7. Пат. 2287667 РФ, МПК E21B 43/117 (2006.01). Способ заканчивания скважины (варианты) / А.А. Марсов, А.А. Мокеев, И.Ф. Садыков, И.Г. Мингулов,

М.Р. Хайрутдинов // патентообладатели И.Ф. Садыков., А.А. Марсов; № 2004129888/03; заявл. 13.10.2000; опубл. 20.11.2006.

8. Исследование физической стабильности энергонасыщенных составов химически активного элемента, предназначенного для обработки нефтяных скважин / А.А. Мокеев [и др.] // Взрывное дело. – 2012. – №107-64. – С. 49-59. – EDN: NLRJJS

9. Экспериментальная оценка эффективности кислотогенерирующих твердотопливных зарядов в комплексе с зарядом скважинного перфоратора /

Я.О. Павлова [и др.] // Взрывное дело. – 2023. – № 138-95. – С. 103-113. – EDN: KEAREG

В статье рассматриваются ключевые аспекты планирования графика бурения с учетом необходимости первоочередного ввода в эксплуатацию наиболее перспективных скважин. Проанализированы параметры ранжирования скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), включая бурение, и выделено несколько групп критериев, которые могут быть использованы для оценки их эффективности. С целью минимизации рисков ошибочного выбора скважин-кандидатов для проведения ГТМ эффективным является рассмотрение не единичных, а комплексных параметров, сформированных на основе нескольких геологических и технологических критериев. Каждому критерию может быть присвоен весовой коэффициент, определяющий его приоритетность. Ранжирование скважин-кандидатов можно осуществлять по прогнозным параметрам эффективности, полученным с использованием моделей машинного обучения. В статье приведено описание существующих алгоритмов, разработанных авторами в рамках проекта в ПК Epsilon, которые позволяют оптимизировать процесс выбора скважин. Проведен сравнительный анализ двух вариантов ранжирования кустов проектных скважин: по суммарным абсолютным параметрам (остаточная нефтенасыщенная толщина, прогнозный дебит нефти, чистый дисконтированный доход (ЧДД)) и удельным параметрам (индекс доходности дисконтированных затрат (ИДДЗ), накопленная добыча на одну скважину, ЧДД на 1 руб. инвестиций). Показано, что ранжирование единичных проектных скважин можно проводить по абсолютным параметрам, в то время как ранжирование кустов проектных скважин следует осуществлять по относительным (удельным) параметрам скважин куста. Предложенные подходы и методы направлены на повышение точности и эффективности планирования ГТМ, в том числе бурения.

Список литературы

1. Тюльков А.Т., Пермяков А.В., Шакиров Р.Р. Методика ранжирования скважин-кандидатов ГТМ на газоконденсатном месторождении с существенной выработкой запасов для ввода в разработку из длительной консервации // Сфера. Нефть и газ. – 2021. – № 3. – С. 30-34.

2. Синицына Т.И., Галеев А.А. Методика автоматизированного выбора кандидатов для гидравлического разрыва пласта на месторождениях ООО «Харампурнефтегаз» // Нефтяная провинция. – 2022. – № 4. – С. 239–251. – https://doi.org/10.25689/NP.2022.4.239-251. – EDN: FOMKZU

3. Синицына Т.И., Горбунов А.Н. Автоматизация процессов ранжирования скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий на Красноленинском НГКМ // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2021. – Т. 6. – № 4. – С. 116–122. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2021-6-4-116-122. – EDN: DQJYRB

4. Комплексный подход к выбору скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий (на примере Талинского лицензионного участка Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения) / Т.И. Машканцева, А.В. Князев, А.Г. Олюнина, C.П. Канайкин // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – № 1. – С. 34–37. – EDN: VQURXR

5. Разработка комплексной методики прогноза эффективности геолого-технических мероприятий на основе алгоритмов машинного обучения / А.А. Кочнев, Н.Д. Козырев, О.Е. Кочнева, С.В. Галкин // Георесурсы. – 2020. – Т. 22. – № 3. – С. 79–86. – https://doi.org/10.18599/grs.2020.3.79-86. – EDN: GKUIJJ

6. Подбор скважин-кандидатов для проведения гидроразрыва пласта на основе математического моделирования с использованием методов машинного обучения / А.Ф. Азбуханов, И.В. Костригин, К.А. Бондаренко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 11. – С. 38–42. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-11-38-42. – EDN: COEFTP

7. Андронов Ю.В. Методика оперативной оценки перспективности скважин для методов интенсификации притока нефти с применением нейронных сетей и деревьев решений: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – М., 2019. – 24 с. – EDN: NCPUDI

8. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2020665887 РФ. Программный комплекс поддержки принятия решений по формированию множества предпочтительных вариантов геолого-технических мероприятий (ввода скважин в эксплуатацию) при разработке нефтяного месторождения / А.С. Катасев, Д.В. Катасева, И.В. Аникин, В.М. Трегубов, Л.Ю. Емалетдинова, Л.Р. Шайхразиева, Р.Г. Гирфанов, О.В. Денисов, Р.Г. Лазарева, Ф.М. Латифуллин, Р.З. Саттаров, Р.Р. Хафизов, А.В. Чирикин, М.А. Шарифуллина, А.В. Насыбуллин, Д.Р. Хаярова, Р.М. Шакирзянов; правообладатель ГБОУ ВО «Альметьевский государственный нефтяной институт». - № 2020665114; заявл. 23.11.2020; опубл. 02.12.2020.

9. О методике автоматизированной генерации сценариев разработки длительно эксплуатируемого нефтяного месторождения / Р.С. Хисамов, Б.Г. Ганиев, И.Ф. Галимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 7. – С. 22–25. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-7-22-25. – EDN: BDOLBM

10. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2020616438 РФ. Программный комплекс автоматического кустования скважин / Н.А. Ахметов, Ф.Г. Бояров, В.А. Васютин, Р.С. Гильманов, Д.М. Гилаев, А.Р. Закиев, А.Р. Ибрагимов, И.С. Каримов, С.М. Кухаркин, Т.А. Муртазин,

Д.К. Нургалиев, Р.В. Сахаутдинов, В.А. Судаков, Д.В. Шевченко, А.Д. Яруллин; правообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – № 2020615603; заявл. 09.06.2020; опубл. 17.06.2020..

Скважина представляет собой многофункциональный комплекс системы единого жизненного цикла с набором неопределенностей. При проектировании бурения любой скважины (добывающей, нагнетательной) необходимо оценивать все возможные неопределенности или риски уже на этапе планирования и их дальнейшее возможное влияние на эффективность работы самой скважины и разработки рассматриваемого месторождения в целом. Такие факторы, как наличие промытых зон, выработанность запасов, литолого-фациальная изменчивость, неподтверждение величины пластового давления, структурного плана, преждевременное обводнение по системе трещин (для карбонатных пород), конусообразование (для терригенных пород), технологические параметры бурения, существенно влияют на конечные показатели работы скважины. Грамотная оценка рисков специалистами в области геологии, геофизики, разработки и других направлений, а также предлагаемые ими мероприятия по снижению возникновения тех или иных рисков позволят избежать получения незапланированной продукции, осложнений, а следовательно, уменьшить затраты на возможные ремонтные работы. В статье рассмотрены подробная схема описания рисков, их разделение, категоризация в зависимости от назначения скважины (добывающая или нагнетательная), возможные мероприятия по исключению и снижению рисков на этапе планирования бурения скважины. Представлены критерии оценки рисков, рассмотрена возможность их цифровизации и автоматизации для принятия дальнейших решений о бурении проектных скважин.

Список литературы

1. Шевелев В.В. Оценка факторов риска в инвестиционных проектах разработки нефтяных и газовых скважин // Бизнес-образование в экономике знаний. – 2019. – № 3. – С. 117–124. http://bibs-science.ru/articles/ar979.pdf. – EDN: LPYKPW

2. Гранатуров В.М. Экономический риск: сущность, методы измерения, пути снижения. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Дело и Сервис, 2010. – 208 с.

3. Риск-менеджмент инвестиционного проекта / Под ред. М.В. Грачевой, А.Б. Секерина. – М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2017. – 544 с.

4. Управление рисками инвестиционных проектов нефтеперерабатывающей промышленности / К.Р. Нургалеева [и др.] // Управление экономическими системами. – 2017. – № 2. – 17 с. – EDN: XXIKXH

5. Хабибуллин, Т.Д., Ступак И.А. Оценка геологических рисков при бурении скважин с применением секторных геолого-гидродинамических моделей //

Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли : сборник докладов трех научно-практических конференций журнала «Нефтяное хозяйство», Москва, 14 апреля – 19 ноября 2021 г. – М.: Нефтяное хозяйство, 2022. – С. 166–180. – EDN: CYSTZY

6. Фаттахов И.Г. Классификация объектов разработки с использованием метода главных компонент // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 4. – С. 6–9. – EDN: KBDEBF

7. Фаттахов И.Г., Кулешова Л.С., Мусин А.И. О методе экспресс-обработки неограниченного массива непрерывно поступающих промысловых данных // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2009. – № 3. – С. 26–28. – EDN: KDSBHP

Требования к показателям производимых и используемых при строительстве нефтяных скважин марок цемента определены в государственных стандартах. Основным показателем является прочность на изгиб при различных температурах применения. Тем не менее остается открытым вопрос, насколько достаточны прочностные свойства цемента для диапазона нагрузок при эксплуатации скважин конкретных объектов разработки. В работе образцы для одной из применяемых в производственной практике марок цемента созданы при термобарических условиях разрабатываемых пластов, прочностные свойства исследованы для диапазона нагрузок интервалов окрестности скважины. Для экспериментов использована установка псевдотрехосного нагружения. Построены паспорта прочности цемента с разделением образцов по условиям формирования. Значения угла внутреннего трения по результатам исследований составляют 29–31 °, предел прочности цемента - 53,9–102,6 МПа, наблюдается характерное увеличение прочности при увеличении давления обжима. Полученные значения прочности являются достаточными для сохранения целостности цементного камня в скважинах при технологических операциях в процессе разработки. Для численного моделирования напряженно-деформированного состояния окрестности скважины требуются в том числе упругие свойства цементов, для части задач необходимы зависимости данных свойств от изменения давления. В работе определены модуль Юнга и коэффициент Пуассона для условий характерных нагрузок разрабатываемых нефтяных месторождений Республики Татарстан. Интервалы изменения пределов прочности и упругих свойств для двух условий формирования образцов цемента различаются незначительно, следовательно, применим общий паспорт прочности с единой предельной границей состояний.

Список литературы

1. Нуцкова М.В., Алхаззаа М. Обзор проблем крепления скважин и применяемых тампонажных материалов // Neftegaz.RU. – 2023. – № 11. – С. 90–96. –

EDN: DQSNHH

2. Тампонажные смеси и добавки для крепления участков скважин в условиях ММП. Анализ составов / В.В. Никишин [и др.] // Neftegaz.RU. – 2023. –

№ 8. – С. 94–101. – EDN: WDRECS

3. Аслзода М., Азизов Р.О. Тампонажный цемент для обеспечения качественного крепления нефтегазовых скважин // Доклады Академии наук Республики Таджикистан. – 2015. – Т. 58. – № 8. – С. 721–725. – EDN: WACLZT

4. Применение облегченных тампонажных материалов при строительстве скважин ПАО «Татнефть» / А.Р. Исхаков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – №. 7. – С. 14–17. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-7-14-17. – EDN: XCJVOU

5. Катеев Т.Р. Повышение качества крепления скважин на нефтяных месторождениях Республики Татарстан // Записки Горного института. – 2004. –

Т. 159. – № 2. – С. 11–14.

6. Кожевников Е.В. Исследование свойств тампонажных растворов для крепления скважин и боковых стволов с наклонными и горизонтальными участками // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 17. – С. 24–31. – https://doi.org/10.15593/2224-9923/2015.17.3. – EDN: VBHRAN

7. ГОСТ 1581-2019. Портландцементы тампонажные. Технические условия: межгосударственный стандарт. – М.: Стандартинформ, 2019. – 8 с.

8. ГОСТ 21153.2-84. Породы горные. Методы определения предела прочности при одноосном сжатии. – М.: ИПК Издательство стандартов, 2001. – 8 с.

9. Petroleum Related Rock Mechanics / E. Fjaer, R.M. Holt, P. Horsund [et al.]. – Elsevier, 2008. – 514 p.

Выбор способов повышения продуктивности добывающих скважин, разрабатывающих терригенные отложения, весьма ограничен. В большинстве случаев в нефтяных компаниях применяют гидроразрыв пласта, однако это дорогостоящий метод с риском подключения обводненных прослоев на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки. Вариантом повышения продуктивности для данного типа коллекторов является применение волнового воздействия на призабойную зону. Для оценки эффективности данного метода в ПАО «Татнефть» выполнены гидродинамические исследования до и после обработки призабойной зоны (ОПЗ) в восьми добывающих и двух нагнетательных скважинах, вскрывших терригенные отложения. Для решения задачи определялись кратности изменения продуктивности скважины по жидкости и нефти, которые рассчитывались по изменению скин-фактора и обводненности после проведения ОПЗ. Прирост накопленной добычи и среднего дебита определялся путем моделирования в программе Topaze и по фактическим данным. Полученные результаты свидетельствуют о существенном разбросе значений прироста дебита и продуктивности (коэффициента приемистости), что вызвано различием исходных данных по скважинам. В среднем для добывающих скважин получен прирост продуктивности по жидкости 83 %, по нефти – 62 %. Индексы доходности для моделируемого и фактического приростов дебита выше 1,3, что свидетельствует об успешном испытании технологии. Подтверждено, что наибольший эффект от волновой ОПЗ достигается при наибольших значениях скин-фактора до ОПЗ, невысокой обводненности и пластовом давлении, близком к первоначальному. Эффективность технологии повышается при наличии качественной исходной информации.

Список литературы

1. «ПЕТРОБУСТ» обещает вторую жизнь скважинам. - https://sk.ru/news/petrobust-obeschaet-vtoruyu-zhizn-skvazhinam/

2. Корженевский А.А., Корженевский А.Г., Корженевская Т.А. Импульсно-волновые технологии трещинорасчленения продуктивных пластов – реальная основа вывода нефтегазовых скважин на потенциальную продуктивность // Нефтепромысловое дело. – 2021. – № 3. – С. 13–18. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2021-3(627)-13-18. – EDN: TJKFDU

3. Прогнозирование проницаемости призабойной зоны пласта при волновом воздействии / Ци Чэнчжи [и др.] // Записки Горного института. – 2022. –

Т. 258. – С. 998–1007. – https://doi.org/10.31897/PMI.2022.59. – EDN: HYOLZJ

4. Mardegalyamov M.M., Marfin E.A., Vetoshko R.A. Change in Permeability of a Porous Medium at Ultrasonic Action // Innovations in Geosciences-Time for Breakthrough : EAGE 8th International conference and exhibition, 9-12 April 2018, Saint Petersburg, Russian Federation / European Association of Geoscientists &

Engineers. – 2018. – P. 1–5. – https://doi.org/10.3997/2214-4609.20180025834. – EDN: YBZTHF

5. Laboratory observations of permeability enhancement by fluid pres-sure oscillation of in situ fractured / J.E. Elkhoury [el at.] // Journal of Geophysical Research. – 2011. – V. 116. – P. 2–16. – https://doi.org/10.1029/2010JB007759. – EDN: IXWNOW

6. Барабанов В.Л., Николаев А.В. Проблема спектра доминантных частот при сейсмическом воздействии на нефтяные залежи // Elastic Wave Effect on Fluid in Porous Media : International Conference (EWEF-2012), Moscow, 2012. – P. 30–33.

7. Свалов А.М. Условия эффективного применения технологий ударно-волнового воздействия на продуктивные пласты // Технологии нефти и газа. – 2019. – № 5. – С. 53–57. – https://doi.org/10.32935/1815-2600-2019-124-5-53-57. – EDN: FVPDVL

8. Ганиев Р.Ф., Украинский Л.Е. Нелинейная волновая механика и технологии. Волновые и колебательные явления в основе высоких технологий. – 2-е изд., доп. – М.: Институт компьютерных исследований, 2011. – 780 с.

9. Ганиев О.Р., Ганиев Р.Ф., Украинский Л.Е. Резонансная макро- и микромеханика нефтяного пласта. Интенсификация нефтедобычи и повышение нефтеотдачи : наука и практика. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. – 255 с.

10. Иктисанов В.А., Сахабутдинов Р.З. Оценка технологической эффективности методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи при помощи анализа динамики добычи // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 5. – С. 72–76. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-5-72-76. – EDN: RWLVUI

11. Dynamic Data Analysis : v. 5.20 / O. Allain [et al.]. – KAPPA, 2018. – 757 p.

12. Иктисанов В.А. К вопросу об отрицательном скин-факторе // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 12. – С. 101–105. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-12-101-105. – EDN: BACCUL

Метод межскважинных трассерных исследований является прямым методом изучения фильтрационных потоков от нагнетательных скважин и определения фильтрационно-емкостных свойств межскважинного пространства. Кроме того, он позволяет достоверно выявить зоны низкого фильтрационного сопротивления и определить наличие прорыва закачиваемой воды. При этом наличие опережающего обводнения будет зафиксировано в относительно непродолжительный срок наблюдения, что не требует длительного периода мониторинга выхода трассера для фиксации его основной части. Наличие высокоактивных зон опережающего обводнения является отрицательным фактором при разработке нефтяных месторождений и, кроме того, важным критерием при размещении точек дополнительного бурения. Возможность использования трассерного метода при реализации уплотняющего бурения – важная опция, так как бурение новых скважин – ресурсозатратное мероприятие, и наличие рисков несоответствия фактических показателей прогнозным приводит к снижению экономической эффективности. Поэтому поиск и использование инструментов для предварительного изучения участка дополнительного бурения с целью снижения возможных рисков и неопределенностей является ключевой задачей, решение которой повышает успешность ввода новых скважин. В данной работе для изучения зон фильтрации представлен новый вариант использования трассерных тестов, направленных на решение обозначенной задачи. Результаты выполненных исследований могут быть использованы для решения задач при уплотняющем бурении и снижения неопределенности/риска обводнения новых добывающих скважин.

Список литературы

1. A Field Case Study of an Interwell Gas Tracer Test for GAS-EOR Monitoring / S. Modiu [et al.] // SPE-188363-MS. – 2017. – https://doi.org/10.2118/188363-MS

2. РД 39-014-7428- 235-89. Методическое руководство по технологии проведения индикаторных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля процесса заводнения нефтяных залежей. 1989. – Грозный: СевКавНИПИнефть, 1989. – 87 с.

При изучении геологии нефтяных месторождений наряду с выделением нефтяных прослоев в разрезе месторождения важной задачей является локализация водонефтяного контакта, или условного подсчетного уровня во вновь открытых залежах, а также месторождениях, находящихся в разведке. Месторождения Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна включая традиционные месторождения и залежи с трудноизвлекаемыми запасами в основном характеризуются сложным геологическим строением и разнообразием типов продуктивных пластов-коллекторов. Точное определение межфлюидального контакта играет существенную роль при оценке запасов объемным методом и значительно влияет на распределение объемов начальных геологических запасов на месторождениях. В ряде случаев определение межфлюидального контакта осложняется переходной зоной, в частности, в карбонатных коллекторах. Исходя из результатов исследований диапазон переходной зоны может изменяться от первых метров до более 10 м. Данный факт существенно осложняет установление контакта нефть – вода. Целями работы являются анализ ранее изученных подходов при определении межфлюидального контакта, рассмотрение алгоритмов и методов для установления водонефтяного контакта, уточнение контакта нефть – вода посредством капиллярной модели. В данной статье рассмотрены подходы к выделению водонефтяного контакта и основные проблемы, затрагивающие обоснование межфлюидального контакта. Результаты исследований позволят использовать методику определения межфлюидальных контактов при выполнении работ в области подсчета запасов, при составлении проектов на бурение поисковых и разведочных скважин, а также при планировании геолого-разведочных работ.

Список литературы

1. Геология и геохимия нефти и газа / О.К. Баженова [и др.]. – М.: Недра, 2012. – 460 с. – EDN: RBBHFD

2. Геология нефти и газа /Э.А. Бакиров, В.И. Ермолкин, В.И. Ларин [и др.] Под ред. Э.А. Бакирова. – 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1990. - 240 с.

3. Брод И.О., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа. – 3-е изд., перераб. – М.: Гостоптехиздат, 1957. – 480 с.

4. Гридин В.А., Туманова Е.Ю. Геология нефти и газа. – Ставрополь: СКФУ, 2018. – 202 с.

5. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 536 с.

6. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. – 414 с. – EDN: ZZBWKD

7. Ковешников А.Е. Геология нефти и газа. – Томск: Томский политехнический университет, 2011. – 168 с.

8. Кожевникова Е.Е. Геология и геохимия нефти и газа. – Пермь: Пермский гос. технический университет, 2020. – 90 с. http://www.psu.ru/files/docs/science/books/uchebnie-posobiya/kozhevnikova-geologiya-i-geoximiya-neft...

9. Cавельев В.А., Токарев М.А., Чинаров А.С. Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи. – Ижевск: Удмуртский университет, 2008. – 147 с. – EDN: VZMGUZ

10. Смелков В.М., Ганиев Р.Р. Геология и геохимия горючих ископаемых: курс лекций. – Казань: Изд-во Казанского университета, 2018. – 288 с.

11. Геология нефти и газа. / В.О. Соловьев, В.А. Терещенко, И.М. Фык, А.О. Яковлев. – Харьков: НТУ «ХПИ», 2012. – 148 с.

12. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. – М.: Госгеолтехиздат, 1963. – 298 с.

13. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна,

Г.Г. Яценко // М. – Тверь: ВНИГНИ; НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 258 с.

14. Методические рекомендации по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов (утверждены распоряжением Минприроды России № 3-р от 01.02.2016). – М.: Минприроды России, 2016. – 33 с.

15. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. – М.: Российский гос. геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе, 2013. – 95 с.

16. Косков В.Н., Косков Б.В. Геофизические исследования скважин и интерпретация данных ГИС : учеб. пособие. – Пермь : Пермский гос. технический университет, 2007. – 317 с.

17. Мараев И.А. Комплексная интерпретация результатов геофизических исследований скважин. – М., 2013. – 95 с.

18. Шаймарданова Р.Р. Определение ВНК методами ГИС // Международный журнал гуманитарных и естественных наук. – 2017. – № 12. – С. 56–58. –

EDN: YMGQOG

19. Бачков А.П., Базаревская В.Г., Аношин Д.В. Особенности геологического строения залежей сверхвязкой нефти, осложненных преднеогеновым

врезом // Георесурсы. – 2022. – Т. 24. – № 3. – C. 77–83. – https://doi.org/10.18599/grs.2022.3.6. – EDN: ASCFET

20. Геологические основы поисков и разведки месторождений сверхвязкой нефти в центральной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / Р.С. Хисамов [и др.] // Казань: Наследие нашего народа, 2022. – 183 с.

21. Геология и освоение залежей природных битумов Республики Татарстан / Р.С. Хисамов [и др.]. – Казань: ФЭН, 2007. – 295 с. – EDN: IXBRFJ

22. Условия размещения внутриконтурных вод в залежах сверхвязкой нефти / Р.С. Хисамов [и др.]. – Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. – С. 22–26. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-6-22-26. – EDN: YSMBOP

23. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. Исторический обзор и современное состояние // Известия АН СССР.

Сер. геологическая. – 1967. – № 11. – С. 137–142.

24. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1982. – 311 с. –EDN: SZELBM

25. Проблемы петрофизического обоснования по керну и ГИС начальной нефтенасыщенности негидрофильных коллекторов / Т.Ф. Дьяконова [и др.] // Каротажник. – 2019. – № 1. – С. 85–97. – EDN: POHIAF

Статья посвящена исследованию возможностей улучшения технологий проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) на нефтяных месторождениях путем внедрения современных энергонасыщенных материалов (ЭНМ). Рассматриваются проблемы, возникающие при традиционном подходе, основанном на применении насосно-компрессорных труб (НКТ): длительные сроки выполнения работ, недостаток ремонтных бригад, сложности транспортировки и обслуживания оборудования, а также недостаточные надежность и контроль качества проводимых операций. Предложена инновационная технология, включающая использование геофизического кабеля и ЭНМ нового поколения. Описаны конструкция и принцип работы новой технологии, включая применение термогазогенераторов на основе ЭНМ, обеспечивающих создание необходимого давления для установки пакеров в скважинах. Приводятся данные лабораторных исследований и полевых испытаний, демонстрирующие работоспособность и эффективность предложенного метода. Особое внимание уделено преимуществам новой технологии перед традиционным методом, основанным на применении НКТ: сокращение сроков проведения работ, снижение финансовых расходов, повышение надежности и безопасности операций. Представлены технические характеристики используемого оборудования и материалы экспериментальных исследований, подтверждающие перспективность и практическое значение технологии. Отмечена важность дальнейшего развития и расширения области применения новой технологии, а также необходимость проведения дальнейших научных работ и реализации инженерно-технологических решений для полного раскрытия потенциала инновационных методов проведения ГТМ на нефтяных месторождениях.

Список литературы

1. Эксплуатация пакера-гильзы ПГД-ГРИ-122(140)-35 : инструкция : EРБ 2270-2023. – ­ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина; ТатНИПИнефть. – Бугульма, ТатНИПИнефть. 2023. – 46 с.

2. Исследование физической стабильности энергонасыщенных составов химически активного элемента, предназначенного для обработки нефтяных скважин / А.А. Мокеев [и др.] // Взрывное дело. – 2012. – № 107-64. – С. 49-59. – EDN: NLRJJS

3. Продукты горения твердотопливных зарядов: оценка эффективности действия на карбонатные породы / А.А. Косарев [и др.] // Вестник Технологического университета. – 2015. – Т. 18. – № 17. – С. 77-79. – EDN: UOSQDD

Расход ингибиторов коррозии и деэмульгаторов на различных нефтяных месторождениях может составлять 60–100 % общего количества нефтепромысловых реагентов, используемых в технологическом процессе добычи и подготовки нефти. Весьма актуальным в этих условиях является изучение влияния ингибитора коррозии на процесс деэмульсации, а также подбор эффективных сочетаний деэмульгаторов и ингибиторов коррозии для достижения синергетического эффекта. В статье приведены результаты исследований по определению влияния ингибиторов коррозии марок ТН-ИК-8 и СНПХ-6201А на эффективность действия деэмульгаторов Химтехно-118А2, ТН-ДЭ-10А, Химтехно-118М3, ТН-ДЭИК-5, ТН-ДЭ-16 и ТН-ДЭ-2А в процессе разделения эмульсий нефти девонских и каменноугольных отложений. Анализ полученных данных позволил определить различные сочетания одновременного дозирования ингибиторов коррозии и деэмульгаторов при соответствующих дозировках и температурах отстаивания. Установлено, что последовательность подачи реагентов во многих случаях влияет на эффективность разделения эмульсии и должна подбираться для каждой конкретной марки деэмульгатора и ингибитора. Для снижения дозировок, а следовательно, затрат на деэмульгатор, были подобраны наиболее эффективные сочетания деэмульгаторов и ингибиторов коррозии при использовании их в системах нефтесбора, позволяющие снизить расход деэмульгатора на величину от 2 до 31 % при сохранении соответствующего деэмульгирующего эффекта. Окончательные выводы о возможном снижении дозировок деэмульгатора при совместном их применении с ингибиторами коррозии можно будет сделать после получения результатов опытно-промысловых испытаний.

Список литературы

1. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. – Казань: Фэн, 2000. – 414 с.

2. Исследование совместимости деэмульгаторов и ингибиторов коррозии / Э.И. Ахметшина [и др.] // Интервал. – 2005. – № 6. – С. 46–48.

3. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. – М.: Недра, 1983. – 312 с. – EDN: UCXPVT

4. К вопросу разрушения стабильных водонефтяных эмульсий / А.А. Волков [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 5. – С. 40–42. – EDN: QARKFL

В статье рассмотрены вопросы автоматизации обработки результатов керновых исследований механических свойств горных пород, используемых для решения задач безопасности бурения, эксплуатации скважин, проектирования процессов гидроразрыва и др. В связи с увеличением объема исследований, а следовательно, и объема данных требуется оптимизация рутинных процедур при подготовке результатов экспериментов для анализа. Показан условно разделенный на три этапа опыт ТатНИПИнефти в развитии применяемых подходов – от полностью ручной обработки данных до концепции единой цифровой платформы – для автоматизации исследований упруго-прочностных свойств горных пород. Ключевым является переход от разрозненных программных модулей к интегрированному решению, которое позволяет автоматизировать рутинные операции, обеспечивает комплексный анализ данных и способствует повышению эффективности работы лаборатории. Разработка такого решения потребовала учета специфики используемого оборудования, форматов данных, методик расчета и потребностей пользователей в отчетности и анализе. Необходимость рассмотрения результатов изучения керна совместно с данными геофизических исследований скважин требует наличия определенных цифровых инструментов. Их развитие будет способствовать повышению эффективности геомеханического моделирования и оптимизации процессов разработки нефтегазовых месторождений. Планируется расширение спектра инструментов анализа для углубленного изучения закономерностей механического поведения горных пород. Кроме того, рассмотрена возможность тиражирования накопленного опыта и разработанных алгоритмов на другие направления керновых исследований.

Список литературы

1. Пономарева Е.А. Цифровизация лабораторных комплексов по исследованию керна // Вести газовой науки: научно-технический сборник. – 2021. – № 1. – С. 125–128. – EDN: AOGPJK

2. Концепция цифровизации лабораторных центров ПАО «НК «Роснефть» на примере развития информационной системы «РН-ЛАБ» / Д.В. Каширских, И.А. Вахрушева, С.В. Паромов, М.Ф. Сафин // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 79–83. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-2-79-83. –

EDN: DYNBNZ

3. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ N 2021660419 РФ GMS-CORE / И.И. Гирфанов, И.Т. Усманов, О.С. Сотников,

А.А. Лутфуллин; заявитель и правообладатель ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. - № 2021619422; заявл. 11.06.2021 г.; опубл. 25.06.2021 г.

4. Создание отечественного программного обеспечения для геомеханического моделирования / А.А. Лутфуллин, И.И. Гирфанов, И.Т. Усманов, О.С. Сотников // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 7. – С. 49–52. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-7-49-52. – EDN: DRFQQY

Статья посвящена разработке и применению методов машинного обучения для прогнозирования потенциального дебита нефти скважин на месторождениях сверхвязкой нефти (СВН). Актуальность исследования обусловлена высокой неопределенностью традиционных методов, таких как аналитические (например, метод Батлера) и гидродинамические модели. Предложен инновационный подход, основанный на машинном обучении, позволяющий автоматизировать процесс прогнозирования и повысить его точность за счет анализа исторических и модельных данных. В работе использованы данные по 567 скважинам, включающие фильтрационно-емкостные свойства вскрытых пластов, технологические показатели и параметры геолого-гидродинамических моделей. На этапе предварительной обработки данных исключены аномалии, заполнены пропуски и выполнена кластеризация скважин с помощью алгоритма k-средних. Для прогнозирования дебита нефти протестированы различные алгоритмы машинного обучения, среди которых наилучшие результаты показал CatBoostRegressor с коэффициентом детерминации R² = 0,785. Дополнительный анализ важности признаков и SHAP-анализ подтвердили физическую обоснованность модели с выделением ключевых факторов, таких как нефтенасыщенная толщина пласта и объем нефтенасыщенной породы. Практическая значимость исследования заключается в создании веб-интерфейса, обеспечивающего удобство использования модели для инженеров и геологов. Разработанный подход позволяет оперативно оценивать потенциальный дебит нефти, что способствует оптимизации проектирования разработки месторождений СВН. Результаты исследования демонстрируют значительный прирост точности прогнозирования (на 33 %) по сравнению с традиционными методами, что подтверждает эффективность применения машинного обучения для оценки потенциального дебита нефти скважин на месторождениях СВН Республики Татарстан.

Список литературы

1. Определение оптимального режима освоения парных горизонтальных скважин как одного из важных этапов реализации технологии парогравитационного дренирования / Я.В. Захаров [и др.] // Особенности разведки и разработки месторождений нетрадиционных углеводородов. Международная научно-практическая конференция, Казань, 2–3 сентября 2015 г. – Казань: Ихлас, 2015. – С. 157–160.

2. Butler R.M. Steam-Assisted Gravity Drainage: Concept, Development, Performance and Future // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1994. – V. 33. –

№ 2. – P. 44–50. – https://doi.org/10.2118/94-02-05

3. Биглов Р.Р., Зарипов А.Т., Шайхутдинов Д.К. Новый подход к построению геологических моделей залежей сверхвязкой нефти (СВН) для условий шешминского горизонта Республики Татарстан // Инновации в разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений. Международная научно-практическая конференция, посвященная 100-летию со дня рождения В.Д. Шашина, 7–8 сентября 2016 г., г. Казань : в 2 т. – Т. 1. – Казань: Ихлас, 2016. –

С. 258–260. – EDN: NOLYOQ

4. Butler R.M. Gravity Drainage to Horizontal Wells // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1992. – V. 31. – № 4. – P. 31–37. – https://doi.org/10.2118/92-04-02

5. Шайхутдинов Д.К. Совершенствование системы разработки залежей сверхвязкой нефти Республики Татарстан в условиях высокой неоднородности нефтенасыщенного пласта : автореф. дис... канд. техн. наук. – Бугульма, 2018. – 24 с. – EDN: LSIQVS

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

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

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

В 2025 г. исполняется 60 лет со дня открытия крупнейшего в России Самотлорского нефтегазоконденсатного месторождения - одного из флагманов нефтегазовой отрасли России. В данной статье кратко рассмотрены история освоения Самотлорского месторождения, его современное состояние и перспективы развития. Самотлорское месторождение было открыто в 1965 г. В результате дальнейшей разведки выявлено 376 залежей в 51 продуктивном пласте. На современном этапе геолого-разведочные работы направлены на поиски и разведку новых залежей в горизонте ЮВ1 и ачимовской толще. Ввод месторождения в разработку состоялся в 1969 г. К началу 1978 г. накопленная добыча составила 500 млн т нефти, а начиная с 1984 г. месторождение переходит в стадию интенсивного снижения добычи. Для ее поддержания активно используются горизонтальное бурение, гидроразрыв пласта, современные технологии методов увеличения нефтеотдачи, вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов. Перспективы Самотлорского месторождения связаны с вводом в разработку пластов группы ПК, разбуриванием неосвоенных районов, оптимизацией систем разработки на основе трехмерного цифрового моделирования, проведением геолого-технических мероприятий по запуску неработающего фонда скважин, применением современных технологий интенсификации притока, увеличения нефтеотдачи, в том числе полимерного заводнения и др.

Список литературы

1. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Том 2 / А.К. Багаутдинов, С.Л. Барков, Г.К. Белевич [и др.]. – М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 1996. – 352 с.

2. История Большой нефти. Самотлор. 1965-2015: Фотоальбом.- Красноярск: ООО ИПК, 2015. – 176 c.

3. Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Шпильман К.А. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири. – М.: Недра, 1971. – 463 с.

4. Дополнение к технологическому проекту разработки Самотлорского нефтегазоконденсатного месторождения (л.у. Самотлорский, л.у. Самотлорский (северная часть) и л.у. Южно-Мыхпайский): в 43 книгах. – Тюмень: ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 2023.

5. Янин А.Н. Ретроспективный обзор показателей разработки крупнейших месторождений Западной Сибири // Бурение и Нефть. – 2010. – № 7. – С. 58–61. – EDN: OAJTVV

6. Опыт внедрения малообъемных ФХ МУН в АО «Самотлорнефтегаз» / К.Д. Тагиров, А.Э. Лыткин, Т.А. Поспелова, И.И. Насыров // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – № 10. – С. 22–27. – EDN: NFHKHF

7. Морозовский Н.А., Тагиров К.Д. Обзор применяемых третичных МУН в Компании. Текущие вызовы и перспективы развития // Ежегодная всероссийская научно-практическая конференция «Наука в проектировании и разработке нефтяных месторождений – Новые возможности», 22–23 июня 2023 г. – Тюмень: ООО «ТННЦ», 2023.

8. Результаты промысловых испытаний технологии увеличения нефтеотдачи SPA-Well на Самотлорском месторождении / К.Д. Тагиров, В.С. Гукайло,

Ю.В. Земцов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 2. – С. 40–44. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-2-40-44. – EDN: NAZVAX

В статье рассмотрены вопросы, связанные с изучением смачиваемости коллекторов нефти и газа из различных районов Западной Сибири на примере отложений тюменской свиты. Традиционная технология изучения смачиваемости, основанная на положениях, описанных в ОСТ 39-180-85 «Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородсодержащих пород» отражает в большей степени качество экстракции, а не собственно характер смачиваемости. Внедрение в практику лабораторных работ метода USBM повысило информативность программы лабораторных исследований смачиваемости. Использование изолированной технологии отбора керна и соблюдение требований Методических рекомендаций по отбору и анализу изолированного керна НПП «СибБурМаш» (2022 г.) позволило выполнить комплексные программы исследований керна повышенной информативности. Их результаты подтвердили наличие негидрофильной смачиваемости для части изучаемых образцов коллекторов нефти и газа тюменской свиты. Карбонатизация пустотного пространства, а также повышенное содержание каолинита в глинистом цементе способствуют повышению гидрофобности пород-коллекторов. Внедрение в практику лабораторных петрофизических и фильтрационных исследований технологии восстановления смачиваемости дает возможность определять электрические и фильтрационные свойства пород-коллекторов, приближенные к исходным свойствам пласта-коллектора нефти и газа.

Список литературы

1. Соколов А.В., Шубина А.В. Анализ обеспеченности запасами нефти текущей добычи для различных стратиграфических комплексов Западной Сибири // Георесурсы. – 2023. – Т. 25. – № 1. – С. 45–50. – https://doi.org/10.18599/grs.2023.1.5. – EDN: VARVGP.

2. Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. Геологические факторы смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа // Neftegaz.RU. – 2016. – № 3 (51). – С. 80–90. – EDN: VQZXCH.

3. Смачиваемость и диффузионно-адсорбционная активность осадочных горных пород / В.Г. Мамяшев, Л.М. Задорина, Г.С. Шальных, Ф.Я. Боркун // Геология и геофизика. – 1990. – № 7. – С. 95–103. – EDN: BCHOSK

4. Мамяшев В.Г., Задорина Л.М. Особенности выделения и изучения гидрофобных пород-коллекторов // В сб.: Интерпретация данных геофизических исследований скважин в Западной Сибири // Тр. ЗапСибНИГНИ. – 1992. – С. 163–170.

5. Mamyashev V.G., Zadorina L.M. Effect of Wettability on Electrical and Reservoir Properties of Terrigenous Rocks // International Symposium of the Society of Core Analysts, Proceedings. The Hague 14-16 September 1998 (SCA –9843).

6. Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. Смачиваемость нефтегазовых пластовых систем. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019. – 360 с. – ISBN 978-5-91961-313-8. – EDN: BQMFXR.

7. Петрофизические основы классификации гидрофильных коллекторов нефти и газа Западной Сибири по добывным параметрам / А.Р. Анашкин, Л.М. Дорогиницкая, Т.Н. Дергачева [и др.] // Геофизика. – 2001. – № S. – С. 77–82. – EDN: UCTRFB.

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

9. А/с № 1022005. Способ определения степени гидрофобизации поверхности пор / Л.К. Танкаева, А.Н. Дмитриевский, Л.С. Сечина, Н.В. Приваленко. – 1983.

10. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.С. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. – М.: Недра – Бизнесцентр, 2007. – 592 с. – EDN: QKGWVJ

11. Amott E. Observations Relating to the Wettability of Porous Rock // Trans. AIME. – 1959. – V. 216. – Р. 156–162. – https://doi.org/10.2118/1167-G

12. Donaldson E.C., Thomas R.D., Lorenz P.B. Wettability determination and its effect on recovery efficiency // SPE-2338-PA. – 1969. – https://doi.org/10.2118/2338-PA

13. Гильманов Я.И. Повышение достоверности определения подсчетных параметров сложнопостроенных коллекторов на основе литолого-фациального анализа по данным ГИС: дисс. ... канд. геол.-минер.наук. – Тюмень, 2003. – 260 с. – EDN: QDWHMT.

14. Особенности лабораторных исследований низкопроницаемых продуктивных отложении / А.Г. Ковалев, А.М. Кузнецов, А.М. Дзюбенко, П.Г. Пчелинцев // Геология нефти и газа. – 2001. – № 4. – С. 123-126. – EDN: LPXMHJ.

15. Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения (ТЭО КИН) по Омбинскому месторождению (пласт ЮС2). – Краснодар:

ОАО «РОСНИПИТЕРМНЕФТЬ», 1998.

16. Гильманов Я.И., Саломатин Е.Н., Вахрушева И.А. Опыт ООО «ТННЦ» по исследованию неконсолидированного и слабоконсолидированного керна // Каротажник. – 2019. – № 6(300). – С. 14–22. EDN: DYTCRX.

17. О преобладающем гидрофобном характере коллекторов нефтяных залежей / К.Б. Аширов, Л.В. Цивинская, О.И. Федосова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1982. – № 7.

18. Сахибгареев Р.С. Гидрофобизация песчаников на ранних этапах литогенеза, признаки ее проявления и значение для прогноза коллекторов // В сб. Проблемы регионального и локального прогноза коллекторов. – Минск: БелНИТРИ, 1983. – С. 31–35.

19. Bantignies J.-L., dit Moulin Ch.C., Dexpert H. Wettability Contrasts in Kaolinite and Illite Clays: Characterization by Infrared and X-ray Absorption Spectroscopies // Clays and Clay Minerals. – 1997. – V. 45. – Р. 184–193. – DOI: https://doi.org/10.1346/CCMN.1997.0450206. – EDN: KUSMZI

20. http://www.irocktech.com.cn/en/services/

21. Гильманов Я.И., Шульга Р.С., Шимановский В.А. Опыт ТННЦ в изучении изолированного керна // Каротажник. – 2023. – № 5(325). – С. 37–46. –

EDN: PCQUOF.

22. Методическое руководство по отбору и анализу изолированного керна. – Тюмень: ООО «НПП «СибБурМаш», ООО НовТехСервис, ООО «НПЦ Тюменьгеофизика», ООО «Сибкор», 2022. – 82 с.

Традиционные методы бурения основаны на контроле забойного давления за счет использования бурового раствора в открытой циркуляционной системе в условиях узкого окна градиентов давлений и нестабильной эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП). Бурение с управляемым давлением - Managed Pressure Drilling (MPD) представляет собой инновационный подход, при котором используется замкнутая система циркуляции с возможностью точного регулирования затрубного противодавления. Этот метод обеспечивает контроль ЭЦП на различных участках открытого ствола, предотвращая поступление пластовых флюидов в ствол скважины и исключая вероятность гидроразрыва пласта. Цементирование с управляемым давлением - Managed Pressure Cementing (MPC) применяется при невозможности создания оптимального забойного давления во время крепления скважины. При этом обеспечиваются безопасные условия для спуска обсадной колонны, не происходит поглощения цементного раствора, повышается качество крепления скважины. Внедрение технологий MPD и MPC на месторождениях СП «Вьетсовпетро» обусловлено особенностями геолого-технических условий, включая зоны аномально высокого пластового давления и разуплотненные породы. В статье рассматриваются принципы работы с управляемым давлением, преимущества их применения и практическое значение для повышения эффективности бурения и цементирования скважин в сложных условиях. Приведены примеры использования оборудования, включая роторный устьевой герметизатор и расходомер Кориолиса, а также рассмотрены методы контроля и регулирования ЭЦП. Дополнительно анализируется влияние MPD на механическую скорость бурения, оптимизацию расхода бурового раствора и повышение безопасности работ.

Список литературы

1. Басаргин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 2002. – 680 с.

2. Анализ применения технологии бурения с управляемым давлением на забое при проводке ствола скважины в карбонатных отложениях / В.А. Рябчук, Ю.П. Сердобинцев, В.А. Шмелев, Н.Н. Кривошеева // Молодой ученый. – 2019. – № 22 (260). – С. 138–139. – EDN: YETQQB

3. Войтенко В.С. Управление горным давлением при бурении скважин. – М.: Недра, 1985. – 185 с.

4. Nauduri A.S. Sagar. Managed pressure drilling candidate selection: Dissertation, submitted to the Office of Texas A&M University, 2009. – 134 p. – https://doi.org/10.1016/B978-1-933762-24-1.50016-4

5. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин / А.С. Повалихин, А.Г. Калинин, С.Н. Бастриков, К.М. Солодский. – М: ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. – 647 с. – EDN: QMZCQN

6. Hossain M.E., Islam M.R. Drilling engineering, problems and solutions. – Scrivener Publishing, 2018. – 627 p. – https://doi.org/10.1002/9781118998632

7. Дьяченко К.В. Цементирование под управляемым давлением: методика MPC // Молодой ученый. – 2022. – № 20 (415). – С. 18–19. – EDN: BVCYUF

Способность глинистых пород к спонтанному диспергированию и набуханию в значительной степени осложняет процесс бурения скважин. Осложнения выражаются в виде осыпей и обвалов, сужения стволов скважины, кавернообразования, вызванных набуханием глинистых пород и переходом их в раствор. Там, где применение обычных глинистых растворов вызывает осложнения при бурении, используются ингибированные растворы. Глинистый шлам подвергается пептизации и диспергации, что приводит к загущению раствора и ухудшению его параметров. Цель данного исследования заключалась в оценке применимости нефтеэмульсионного хлоркалиевого термостабилизированного бурового раствора НЭХКТ при разбуровании неустойчивых пород в отложениях красноцветной толщи. Проведенные испытания позволили оценить его способность к предупреждению осложнений в процессе бурения, а также успешность спуска и цементирования эксплуатационной колонны. Опробование бурового раствора НЭХКТ проводили во время бурения в отложениях красноцветной толщи в скв. Y1 площади Небитдаг в интервале залегания 2000-2600 м. Была выявлена устойчивость раствора НЭХКТ к высокой минерализации. Анализ показал, что использование этого раствора позволяет снизить затраты на бурение за счет уменьшения числа аварийных ситуаций и простоев, а также сокращения времени на очистку скважины. Это приводит к значительному снижению общих затрат на буровые работы, т.е. буровой раствор НЭХКТ не только имеет технические преимущества, но и способствует экономии средств, что обеспечивает его привлекательность для нефтегазовых компаний.

Список литературы

1. Environmental impacts related to drilling fluid waste and treatment methods: A critical review / L.B. Pereira, C.M.S. Sad, E.V.R. Castro [et al.]// Fuel. – 2020. – V. 310. – No. 1. – P. 249–256. – http://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.122301

2. Gautam S., Guria C., Rajak V.K. A state of the art review on the performance of high-pressure and high-temperature drilling fluids: Towards understanding the structure-property relationship of drilling fluid additives // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – V. 213. – P. 110–126. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110318. – EDN: YGWSVE

3. Abdelmjeed М., Saeed S., Ramadan A. Significance and complications of drilling fluid rheology in geothermal drilling: A review // Geothermics. – 2021. – V. 93. –

P. 102–115. – http://doi.org/10.1016/j.geothermics.2021.102066

4. Karakosta K., Mitropoulos A.C., Kyzas G.Z. A review in nanopolymers for drilling fluids applications // Journal of Molecular Structure. – 2021. – № 5. – P. 128–141. – https://doi.org/10.1016/j.molstruc.2020.129702. – EDN: YAONAQ

5. Деряев А.Р. Регулирование реологических свойств, утяжеленных тампонажных растворов при цементировании глубоких скважин в условиях аномально высокого пластового давления // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 5. – C. 86–90. – DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-5-86-90. –

EDN: WPSVOR

6. Advanced developments in environmentally friendly lubricants for water-based drilling fluid: a review / X. Zhaoa, D. Lia, H. Zhua [et al.] // RSC Adv. – 2022. – № 12. – P. 22853–22868. – https://doi.org/10.1039/d2ra03888a. – EDN: PNGWEM

7. Saleh Т.A. Advanced trends of shale inhibitors for enhanced properties of water-based drilling fluid // Upstream Oil and Gas Technology. – 2022. – № 8. –

P. 456–478. – https://doi.org/10.1016/j.upstre.2022.100069. – EDN: OOMZCB

8. Nanomaterial-Based Drilling Fluids for Exploitation of Unconventional Reservoirs: A Review / M. Ali, H.H. Jarni, A. Aftab [et al.] // Energies. – 2020. – № 13. –

P. 398–417. – https://doi.org/10.3390/en13133417. – EDN: OZPISS

9. Разработка методики оценки влияния технологических жидкостей на стабильность аргиллитов / В.А. Капитонов, А.Р. Салихов, Д.В. Евдокимов, М.Е. Коваль [и др.] // Нефть, газ, новации. – 2023. – № 10. – С. 51–55. – EDN: OGBTEJ

10. Oseh J.O., Mohd N.M.N.A. Polymer nanocomposites application in drilling fluids: A review // Geoenergy Science and Engineering. – 2023. – V. 222. – No. 3. –

P. 211–416. – http://doi.org/10.1016/j.geoen.2023.211416

11. Li Q., Wang F., Zhang J. Effect of reservoir characteristics and chemicals on filtration property of water-based drilling fluid in unconventional reservoir and mechanism disclosure // Environmental Science and Pollution Research. – 2023. – № 30. – P. 55034–55043. – https://doi.org/10.1007/s11356-023-26279-9. – EDN: BJDRJN

12. Mahmoud H., Hamza A., Nasser M.S. Hole cleaning and drilling fluid sweeps in horizontal and deviated wells: Comprehensive review // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – № 186. – P. 106–121. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106748. – EDN: ZHQWLB

https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0920410519311672

13. Wiśniowski R, Skrzypaszek K, Małachowski T. Selection of a Suitable Rheological Model for Drilling Fluid Using Applied Numerical Methods // Energies. – 2020. –

№ 13. – P. 31–42. – http://doi.org/10.3390/en13123192

14. Nasiru S.M., Teslim O. Insights into the application of surfactants and nanomaterials as shale inhibitors for water-based drilling fluid: A review // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2022. – № 92. – P. 44–49. – http://doi.org/10.1016/j.jngse.2021.103987

15. Jia X., Zhao X., Chen Bin. Polyanionic cellulose/hydrophilic monomer copolymer grafted silica nanocomposites as HTHP drilling fluid-loss control agent for water-based drilling fluids / X. Jia, X. Zhao, Chen Bin [et al.] // Applied Surface Science. – 2022. – № 578. – P. 152–159. – https://doi.org/10.1016/j.apsusc.2021.152089. –

EDN: CTIDKF

16. Utilization of Eco-Friendly Waste Generated Nanomaterials in Water-Based Drilling Fluids; State of the Art Review / R. Ikram, Jan B. Mohamed, A. Sidek [et. al] // Materials. – 2021. – № 14. – P. 41–71. – https://doi.org/10.3390/ma14154171. – EDN: KZJLOH

17. Deryaev A.R. Features of the construction of directed deep wells in Turkmenistan // Italian Journal of Engineering geology and environment. – 2024. – № 1. –

P. 35–47. – https://10.4808/IJEGE.2024-01.O-03

18. Deryaev A.R. Drilling of directional wells in the fields of Western Turkmenistan // Grassroots Journal of Natural Resources. – 2024. – V. 7 (2). – P. 347–369. – https://doi.org/10.33002/nr2581.6853/070218. – EDN: MKKYHH

19. Деряев А.Р. Крепление ствола скважины при пластическом течении солей методом активного сопротивления // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 7. –

C. 89–93. – DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-7-89-93. – EDN: BWDLGZ

В статье рассмотрена модель зависимости эффективной проницаемости проппантной пачки от числа Рейнольдса при течении флюида в поровом пространстве. В процессе разработки модели проведен анализ результатов измерений β-фактора и коэффициента проницаемости для различных проппантов и зависимости эффективной проницаемости проппантов при высоких значениях числа Рейнольдса (при течении флюида практически до возникновения развитого турбулентного режима) на уникальном оборудовании лаборатории Stim-Lab (США). Эти данные были опубликованы в период с 2004 по 2012 г. Основным практически значимым результатом работы является универсальная зависимость для расчета эффективной проницаемости от скорости фильтрации жидкости, учитывающей значение β-фактора. Для расчета возможно использование параметров, измеряемых стандартными средствами, что можно считать преимуществом перед моделью Barree and Conway, в рамках которой необходимо использовать параметры проппанта, определяемые исключительно на уникальном оборудовании (например, эффективную проницаемость при бесконечно большой скорости фильтрации). Представленная зависимость может быть полезна для специалистов, рассчитывающих притоки пластовых флюидов в скважину через трещину ГРП на начальных стадиях эксплуатации, а также притоки газа и разгазированной нефти в течение всего периода эксплуатации.

Список литературы

1. Forchheimer P.H. Wasserbewegung durch Boden // Zeitschrift des Vereins deutscher Ingenieure. – 1901. – V. 45. – No. 1. – P. 1782–1788.

2. Ceramic Proppant / CARBO Ceramics Inc. // CARBO Ceramics. – https://www.carboceramics.com/products/ceramic-proppant

3. Products – ceramic proppants / Sintex International // Sintex Minerals. – https://sintexminerals.com/en/products/proppants

4. Barree R.D., Conway M.W. Beyond beta factors: A complete model for Darcy, Forchheimer, and Trans-Forchheimer flow in porous media // Journal of Petroleum Technology. –2004. – V. 57. – http://doi.org/10.2118/89325-MS

5. Lai B., Miskimins J.L., Wu Yu-Sh. Non-Darcy porous media flow according to the Barree and Conway model: Laboratory and numerical modeling studies //

SPE-122611-MS. – 2012. – http://doi.org/10.2118/122611-MS

6. Lopez-Hernandez H.D. Experimental analysis and microscopic and pore-level flow simulations to compare non-Darcy flow models in porous media. – Colorado: Colorado School of mines. –324 p.

7. Huang H., Ayoub J. Applicability of the Forchheimer equation for non-Darcy flow in porous media // SPE-102715-MS. – 2006. – http://doi.org/10.2118/102715-MS

8. Reynolds O. An experimental investigation of the circumstances which determine whether the motion of water shall be direct or sinuous, and of the law of resistance in parallel channels // Phil. Trans. Roy. Soc. – 1883. – V. 174. – P. 935–982. – http://doi.org/10.1098/rstl.1883.0029

9. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Теоретическая физика. – Т.VI. Гидродинамика. – 3-е изд., перераб. – М.: Наука, 1986. – 736 с.

10. Исследование влияния стесненного сжатия сферических керамических проппантов на пористость и проницаемость проппантной пачки / И.Р. Сафиуллин, А.А. Быков, О.Я. Извеков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 10. – С. 83–87. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-10-83-87. – EDN: IFZEIQ

11. Li D., Engler T.W. Literature review on correlations on the non-Darcy coefficient // SPE-70015-MS. – 2001. – http://doi.org/10.2118/70015-MS

Основными характеристиками сложнопостроенных коллекторов являются высокая неоднородность и анизотропия порового пространства, низкая проницаемость, обусловленная наноразмерными поровыми каналами, влиянием капиллярных сил и диффузии, активным массообменом между фазами и присутствием твердых нерастворимых органических соединений в матрице породы. Эти факторы затрудняют применение существующих физических и математических моделей описания фильтрации флюидов с достаточной точностью и влияют на корректность оценки извлекаемых запасов углеводородов и эффективности различных технологических стратегий разработки, в частности в низкопроницаемых породах. Одним из важнейших параметров многофазного потока через пористую среду является относительная фазовая проницаемость (ОФП). Применение стандартных методик по определению ОФП для низкопроницаемых коллекторов затруднено по причине длительности исследований и значительных погрешностей определения фазовой насыщенности. Целью работы является формирование методических подходов к лабораторному определению ОФП в низкопроницаемых образцах керна с использованием ядерной магнитно-резонансной релаксометрии с профилированием для определения насыщенности при выполнении фильтрационного эксперимента. В статье описывается определение ОФП в системах вода – газ и нефть – газ при поддержании пластового давления, а также изменение структуры порового пространства пород в процессе фильтрации газов. Влияние различных скоростей потока флюидов на параметры фильтрации изучено при проведении стационарных и нестационарных тестов для карбонатных пород и плотного песчаника. Полученные результаты хорошо согласуются с данными рентгеновского сканирования для моделей-дублеров.

Список литературы

1. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ – резерв сырьевой базы углеводородов России / O.M. Прищепа, O.Ю. Аверьянова, A.A. Ильинский,

Д. Морариу // СПб.: ВНИГРИ, 2014. – 323 c. – EDN: ZCOAPN

2. Запасы, ресурсы и перспективы промышленного освоения ачимовского газонефтеносного комплекса севера Западной Сибири / Е.С. Давыдова,

Г.Р. Пятницкая, В.А. Скоробогатов, Д.А. Соин // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». – 2019. – № 4 (41). – С. 121–133. – EDN: VTSOXW

3. Курбанов А.К. Методика расчета относительной фазовой проницаемости нефти при фильтрации смеси нефти, газа и воды // Нефтепромысловое

дело. – 2023. – № 1 (649). – С. 55–59. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2023-1(649)-55-59. – EDN: PQEWWT

4. Sander R., Pan Z., Connell L.D. Laboratory Measurement of Low Permeability Unconventional Gas Reservoir Rocks: A Review of Experimental Methods //

Journal of Natural Gas Science and Engineering. ‒ 2017. ‒ T. 37. – Р. 248–279. ‒ https://doi.org/10.1016/j.jngse.2016.11.041. ‒ EDN: YVYBKJ

5. Mukherjee M., Vishal V. Gas transport in shale: A critical review of experimental studies on shale permeability at a mesoscopic scale // Earth-Science Rev. – 2023. – V. 244. – Р. 104522. – https://doi.org/https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2023.104522

6. Dacy J.M. Core Tests for Relative Permeability of Unconventional Gas Reservoirs // SPE-135427-MS. – 2010. – https://doi.org/10.2118/135427-MS

7. Relative permeability estimation of oil − water two-phase flow in shale reservoir / Y.-L. Su, J.-L. Xu, W.-D. Wang [et al.] // Pet. Sci. – 2022. – V. 19. – P. 1153–1164. – https://doi.org/10.1016/j.petsci.2021.12.024

8. Residual trapping of CO2, N2, and a CO2-N2 mixture in Indiana limestone using robust NMR coreflooding: Implications for CO2 geological storage. / A. Alanazi,

A. Baban, M. Ali [et al.] // Fuel. – 2013. – V. 353. – P. 129221. – https://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.129221

9. Robust NMR Examination of the Three-Phase Flow Dynamics of Carbon Geosequestration Combined with Enhanced Oil Recovery in Carbonate Formations /

A. Baban, M. Hosseini, A. Keshavarz [et al.] // Energy & Fuels. – 2024. – V. 38. – P. 2167–2176. – https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.3c04674

10. Mitchell J., Howe A.M., Clarke A. Real-time oil-saturation monitoring in rock cores with low-field NMR // J. Magn. Reson. – 2015. – V. 256. – P. 34–42. – https://doi.org/https://doi.org/10.1016/j.jmr.2015.04.011

11. Определение относительных фазовых проницаемостей для системы нефть – газ в низкопроницаемых коллекторах ачимовских отложений / А.З. Мухаметдинова, Д.Б. Доржи, Д.А. Бакулин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 7. – С. 98–103. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-7-98-103. –

EDN: NYHNAT

12. Abragam A. The Principles of Nuclear Magnetism. – Clarendon Press, Oxford, 1961. – https://doi.org/10.1063/1.3057238

13. Bloembergen N., Purcell E.M., Pound R.V. Relaxation Effects in Nuclear Magnetic Resonance Absorption // Phys. Rev. – 1948. – V. 73. – https://doi.org/10.1103/PhysRev.73.679

14. Core analysis by low-field NMR / C. Straley, D. Rossini, H.J. Vinegar [et al.] // The Log Analyst. – 1997. – V. 38. – P. 84–94.

В статье представлены результаты углубленного исследования процессов горения аммиачно-селитренного состава, содержащего 72 % аммиачной селитры (NH4NO3), 25 % эпоксидного связующего и 3 % бихромата калия (K2Cr2O7), используемого в качестве смесевого твердого топлива для технологий интенсификации добычи нефти. В отличие от предыдущих работ, сфокусированных на моделировании крупномасштабных энергетических установок, в данном исследовании прогнозируются фундаментальные баллистические характеристики самого энергетического материала. С целью повышения эффективности и надежности эксплуатации зарядов аммиачно-селитренного состава разработан и верифицирован программный модуль на основе многослойной нейронной сети, реализованный в среде NeuroShell. Модуль обеспечивает точное прогнозирование скорости горения (средняя относительная ошибка не превышает 6 %) при различных эксплуатационных параметрах: плотности заряда 1,4-1,46 г/см³, давлении 5-25 МПа и диаметре заряда 36 мм. Продемонстрирована возможность моделирования сложных нелинейных зависимостей, включая снижение скорости горения на 22-23 % при увеличении плотности заряда и росте давления на 75-79 %. Проведен сравнительный анализ экспериментальных данных и выявлены ключевые закономерности, такие как доминирующее влияние давления и структурных изменений на кинетику горения. Выполнено сопоставление полученных зависимостей скорости горения от давления и плотности заряда. Установлено, что кривые зависимости скорости горения от давления имеют схожий нелинейный характер. Полученные результаты открывают перспективы для проектирования высоконадежных твердотопливных систем в условиях, приближенных к реальным нефтепромысловым условиям.

Список литературы

1. Мухутдинов А.Р., Вахидова З.Р., Любимов П.Е. Повышение эффективности работы котла ТПΠ-230 за счет нейросетевых технологий // Вестник Казанского технологического университета. – 2011. – Т. 14. – № 21. – С. 91–94.

2. Мухутдинов А.Р., Вахидова З.Р., Ефимов М.Г. Моделирование процесса горения твердого топлива в топочном устройстве // Вестник Казанского технологического университета. – 2014. – Т. 17. – № 20. – C. 114–116. – EDN: SYAHBT

3. Мухутдинов А.Р., Марченко Г.Н., Вахидова З.Р. Нейросетевое моделирование и оптимизация сложных процессов и наукоемкого теплоэнергетического оборудования. – Казань: Казанский гос. энергетический университет, 2011. – 296 с. – EDN: QMLVLD

4. Программный модуль на основе нейронной сети для прогнозирования скорости горения смесевого твердого топлива / А.Р. Мухутдинов, М.Г. Ефимов, Р.И. Сафиуллин, А.В. Мефодьев // Вестник технологического университета. – 2017. – Т. 20. – № 24. – С. 102–104. – EDN: YLUHEC

5. Mukhutdinov A.R., Lubimov P.E. Application of a neural network model for revealing specific features and regularities of solid fuel burning process // Thermal Engineering. – 2010. – V. 57. – No 4. – P. 336–340. – https://doi.org/10.1134/S0040601510040105. – EDN: MXFDJR

6. Mukhutdinov A.R., Okulin M.V. Development of a neural network programming module for predicting the strength properties of solid fuel // Chemical and Petroleum Engineering. – 2011. – V. 47. – No 3. – P. 266–269. – https://doi.org/10.1007/s10556-011-9457-3. – EDN: OHXCLH

Анализ результатов мини-ГРП представляет собой аналитический метод оценки эффективности жидкости гидроразрыва, давления закрытия, чистого давления в трещине, геометрических размеров трещины и коэффициентов фильтрации по данным тестовой закачки перед проведением основного гидроразрыва пласта. Изначально методология анализа мини-ГРП, которая количественно описывала процесс гидроразрыва на основании оценок измеренного снижения давления, была сформулирована К. Нолти и модифицирована Дж. Кастильо. В 1988 г., а затем и в 1992 г. Б. Майер и Н. Хагель разработали методологию анализа данных мини-ГРП, позволившую решить основополагающие уравнения сохранения массы и импульса для жидкостей, подчиняющихся степенному закону, с использованием уравнений состояния для распространения двумерной трещины. Предложенный ими метод решения не предполагал пропорциональности ширины трещины измеренному давлению. Вместо этого основополагающие уравнения сохранения массы и импульсов комбинировались и решались с учетом измеренного времени закрытия трещины для предсказания характеристик ее распространения трещины. С помощью полученных численными методами геометрии трещины, давления, эффективностей жидкостей и коэффициентов фильтрации стало возможным определение двумерной модели трещины (GDK, PKN или Ellipsoidal), наиболее соответствующей измеренному изменению давления и проницаемости пласта. Полученные аналитическими методами результаты рассматривались совместно с измеренными данными снижения давления с целью соотнесения целого ряда характеристик трещины, возникающих при мини-ГРП, таких как модуль Юнга, коэффициент трещиностойкости, множитель трения, концевые эффекты и др. Время закрытия также может быть оценено более корректно за счет уточнения этих параметров.

Список источников

1. Гидравлический разрыв карбонатных пластов / В.Г. Салимов, Н.Г. Ибрагимов, А.В. Насыбуллин, О.В. Салимов. – М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное

хозяйство», 2013. – 472 с. – EDN: UNFOST

2. Салимов В.Г., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Проектирование гидравлического разрыва пласта в системе Майера. – М.: ВНИИОЭНГ, 2008. – 156 с. –

EDN: URSAFJ

3. Meyer B.R., Hagel M. Simulated mini-frac analysis // Journal of Canadian. Petroleum Technology. – 1988. – V. 28. – no. 5. – http://doi.org/10.2118/89-05-06

4. Hagel M., Meyer B.R. Utilizing mini-frac data to improve design and production // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1994. – V. 33. – no. 3. – http://doi.org/10.2118/94-03-03

5. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 236 с. – EDN: OWBUKA

6. Экспериментальное изучение трещиностойкости горных пород / Р.Р. Ибатуллин, В.Г. Салимов, А.В. Насыбуллин, О.В. Салимов // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 54–57. – EDN: KTNNJF

7. Исследование упругих свойств карбонатных пород каширо-подольских, башкир-верейских и турнейских отложений на месторождениях Республики Башкортостан / А.И. Муллаянов, А.Р. Салихов, Е.Ю. Лобова, В.С. Аржанцев // Нефтегазовое дело. – 2022. – № 6. – С. 139-152. – https://doi.org/10.17122/ogbus-2022-6-139-152. – EDN: DVLSLE

8. Салимов О.В., Насыбуллин А.В., Салимов В.Г. Влияние множественных трещин в дальней зоне на успешность операций гидроразрыва пластов // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 10. – С. 24–27. – EDN: MVURNB

9. Экспериментальное определение коэффициента утечки гелированной жидкости разрыва через карбонатные породы / Р.Р. Ибатуллин, В.Г. Салимов,

О.В. Салимов, А.В. Насыбуллин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2012. – № 6. – С. 22–25. – EDN: PUSYHZ.

В статье рассмотрен комплексный анализ факторов, влияющих на эффективность кислотных обработок на месторождениях Восточной Сибири. Исследование охватывает ряд ключевых параметров, таких как совместимость нефти с солевыми жидкостями глушения и кислотными составами, а также возможность образования эмульсий и их вязкостные свойства. В работе внимание уделяется влиянию изменения температуры нефти при переходе газа из растворенного в свободное состояние, что существенно влияет на протекание кислотных воздействий и их эффективность. В рамках исследования проведены экспериментальные работы по оценке взаимодействия компонентов системы и выявлению условий, при которых снижается риск образования стойких эмульсий и повышается проницаемость пласта. Важной частью работы является использование ПАВ, которые позволяют снизить негативное влияние указанных факторов. Полученные данные демонстрируют, что применение выбранных ПАВ способствует улучшению взаимодействия между кислотой, нефтью и солевыми жидкостями, а также стабилизации вязкостных характеристик эмульсий. В результате внедрения предложенных методов достигается повышение эффективности кислотных обработок, что способствует увеличению дебита скважин и оптимизации разработки месторождений Восточной Сибири. Эти результаты имеют важное значение для повышения технологической надежности и экономической эффективности нефтедобычи в регионе.

Список литературы

1. Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн / В.Н. Глущенко, О.А. Пташко, Р.Л. Харисов, А.В. Денисова. – Уфа: Гилем, 2010. – 392 с.

2. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика: Избранные труды. – М.: Наука, 1978. – 368 с.

В настоящее время наблюдается рост числа нагнетательных скважин, оборудованных системой внутрискважинной перекачки жидкости, используемой для поддержания пластового давления. Одним из важных технологических мероприятий, направленных на повышение эффективности заводнения, является применение технологии выравнивания профиля приемистости (ВПП), причем особый интерес в целом ряде обществ ПАО «НК «Роснефть» представляют «бесподходные» технологии, осуществляемые без извлечения глубиннонасосного оборудования. При этом особенность конструкции скважин с внутрискважинной перекачкой ограничивает применение классических технологий ВПП без детального их тестирования или требует внедрения новых технологий. В работе представлены результаты разработки технологии ВПП для систем с внутрискважинной перекачкой на основе смеси осадкообразующей композиции и ПАВ. Результаты комплексного исследования показали, что при взаимодействии состава, содержащего натриевые соли органических кислот, с минерализованной водой образуется коллоидная суспензия с твердыми мелкодисперсными частицами. Размеры образующейся твердой фазы зависят от концентрации хлористого кальция и минерализации вод. Для удерживания дисперсной фазы во взвешенном состоянии и предупреждения преждевременного оседания коллоидных частиц в композицию вводятся ПАВ. Экспериментально установлено, что разработанный состав обладает регулируемой динамической вязкостью, седиментационной устойчивостью в течение длительного времени при различной степени разбавления, что минимизирует риск образования отложений в надпакерном пространстве. Кроме того, состав стоек к механической деструкции, способен создавать дополнительное фильтрационное сопротивление и не должен оказывать негативного влияния на систему сбора и подготовки нефти.

Список литературы

1. Ардалин А.А., Головачева Е.Г. Внутрискважинная перекачка пластовых вод с целью ППД в ОАО «Самаранефтегаз» // Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». – 2010. – № 4. – С. 8–11. – EDN: NHRZCZ

2. Амиров А., Ардалин А., Тимашев Э. Внутрискважинная перекачка пластовых вод // Нефтегазовая вертикаль. – 2011. – № 11. – С. 80–82.

3. Комплексный подход при составлении программы мероприятий по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин на примере месторождения ПАО «Оренбургнефть» / В.Н. Кожин, Е.В. Сергеева, В.Г. Черепанов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 4. – С. 8–12. – https://doi.org/10.30713/0207-2351-2019-4(604)-8-12. – EDN: ZCDVVJ

4. Алмаев Р.Х., Сафонов Е.Н. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. – Уфа: РИЦ АНК, «Башнефть», 1997. – 245 с.

5. Технология применения волокнисто-дисперсной системы - новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Ю.В. Баранов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 1995. – № 2–3. – С. 65–71.

6. Газизов А.Ш., Галактионова Л.А., Геуюзов А.А. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений с применением полимердисперсных систем и других химреагентов // Нефтепромысловое дело. – 1995. – № 2–3. – С. 29–34.

7. Газизов А.Ш., Муслимов Р.Х. Научно-технологические основы повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана. – Альметьевск, 1996. – С. 36–37.

8. Газизов А.Ш., Николаев В.И. Полимердисперсные композиции для повышения охвата пластов воздействием // В Сб. Состояние и перспективы работ в области создания композиций ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. – М., 1987. – С. 74–83.

9. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. – М.: Недра, 1989. – 160 с.

10. Ковалева Г.А., Манырин В.Н., Швецов И.А. Применение кольматирующих составов для повышения коэффициента охвата // Материалы 4-й научно-производственной конференции «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов» г. Самара, 15–17 июня 2000. – Самара, 2000. – С. 28–31.

11. О выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин / В.В. Кукин, И.А. Швецов, А.Н. Горбатова [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 1967. – Вып. 18. – С. 30–35.

12. Муслимов Р.Х., Газизов А.Ш. Научно-технологические основы повышения нефтеотдачи заводненных коллекторов // Материалы совещания «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения» г. Бугульма, 27–28 мая 1996. – Казань, 1997. – С. 92–115.

13. Пат. 2066743 РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для тампонирования во-допроявляющих скважин / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, Л.А. Стасьева; заявитель и патентообладатель Институт химии нефти СО РАН. – № 93007659/03; заявл. 08.02.1993; опубл. 20.09.1996. – EDN: BPWLEY.

14. Пат. 2125647 РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Состав для добычи нефти и способ его приготовления / Г.Н. Позднышев, В.Н. Манырин [и др.]; заявитель и патентообладатель Г.Н. Позднышев – № 97105229/03: заявл. 01.04.1997; опубл. 27.01.1999. – EDN QLCAVK

15. Пат. 2131513 РФ. МКИ. Е 21 В 43/32, 43/22. Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах / С.В. Абатуров, Д.Ш. Рамазанов, Н.Р. Старкова,

С.Ф. Чернавских; заявитель и патентообладатель ООО Нефтяная компания «Паритет». – № 97120434/03; заявл. 25.11.1997; опубл. 10.06.1999. – EDN ZUCFAJ

16. Пат. 2167281 РФ. МКИ. Е 21 В 43/22. Способ разработки неоднородного пласта / И.А. Швецов [и др.]; заявители и патентообладатели И.А. Швецов,

В.Я. Кабо, В.А. Манырин, А.Н. Досов, В.Н. Манырин, А.Г. Савельев. – № № 99116999/03; заявл. 04.08.1999; опубл. 20.05.2001. – EDN FOUSWW

17. Позднышев Г.Н. Новые эмульсионно-дисперсионные системы для добычи нефти на основе реагента РДН // Материалы 2-й научной конференции

«Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов» г. Самара, 14–16 июня 1998. – Самара, 1998. – С. 19–22.

18. Редькин И.И. Лабораторные и промысловые исследования процесса кольматации проводящих каналов порово-трещиноватых коллекторов. – Куйбышев: Гипровостокнефть, 1984. – С. 70–77.

19. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопритоков / А.В. Тарасюк, И.Н. Галанцев, В.Н. Суханов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1994. – № 2. – С. 64–68.

20. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. – Самара: РОСИНГ, 2000. – 336 с.

21. Новые технологии увеличения охвата пласта заводнением / Р.Р. Ибатуллин, М.Р. Хисаметдинов, Ш.К. Гаффаров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 46–49. – EDN: IAHQIF

22. Герштанский О.С. Интенсификация добычи нефти путем применения временно блокирующих составов // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 9. –

С. 96–98. – EDN: PBFRYR

23. Применение химических реагентов АО «Химеко-ГАНГ» для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти / А.Т. Горбунов, А.М. Петраков, Л.Х. Каюмов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 12. – С. 65–69. – EDN: BJRIHD

Нефть, добываемая на месторождениях СП «Вьетсовпетро», имеет повышенное содержание парафинов и высокую температуру застывания, что приводит к появлению рисков в работе системы добычи, сбора и транспортировки нефти и газа: образованию асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), снижению дебита скважин и пропускной способности трубопроводов, повышению давления транспортировки и в конечном счете непроходимости нефтепроводов. На поздней стадии разработки образование АСПО дополнительно отрицательно влияет на нефтедобычу и приводит к высоким рискам при эксплуатации месторождений. Широко применяемым методом борьбы с АСПО в НКТ, оборудовании и нефтепроводах является обработка нефти реагентами – депрессаторами и ингибиторами АСПО. Однако данный метод не всегда может быть применен для внутрискважинной обработки продукции. В статье проанализированы факторы, влияющие на процесс подготовки продукции скважин, и предложено технологическое решение по обработке парафинистой нефти депрессорной присадкой путем ее подачи в газлифтные линии скважин на морских объектах СП «Вьетсовпетро». Опытно-промышленные работы показали эффективность технического решения, выражающуюся в снижении температуры застывания нефти и увеличении межочистного периода по сравнению с подачей реагента на устье скважин. Кроме того, экономический эффект достигается за счет отсутствия необходимости установки внутрискважинного оборудования подачи реагента.

Список литературы

1. A comprehensive method for determining the dewaxing interval period in gas lift wells / Nguyen Van Thang, Pham Thanh Vinh, M.K. Rogachev [et al.] // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2023. – № 1. – Р. 27–44. – http://doi.org/10.1007/s13202-022-01598-8. – EDN: RPMHWQ

2. Обеспечение оптимального сбора и транспорта продукции малых морских месторождений / А.Г. Ахмадеев, Фам Тхань Винь, Чау Нят Банг, А.И. Михайлов // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 104–107. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-10-104-107. – EDN: YQWCSW

3. Ахмадеев А.Г., Тонг Кань Шон, Фам Тхань Винь. Технологии обработки депрессорными присадками высокопарафинистых нефтей шельфовых месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 10. – С. 115–117. – EDN: WZSTRX

В настоящее время существует необходимость в изменении подходов к управлению процессом добычи нефти, которые сложились более чем за полвека. В статье предложена концепция адаптивного управления фондом нефтяных скважин, оборудованных установками электролопастного насоса, с учетом высокой вероятности осложнений при эксплуатации. В основе концепции лежит интеграция предиктивной аналитики, интернет вещей (IoT) и анализ промысловых данных в режиме реального времени. Проанализированы причины отказов насосного оборудования на одном из месторождений Западной Сибири за период 2018–2020 гг., выявлены основные параметры, предшествующие сбоям, включая колебания тока, температуры и давления. Разработан алгоритм адаптивного управления, позволяющий корректировать режим работы насосов на основе прогнозируемого риска возникновения осложнений. Предложенный подход позволяет не только повысить надежность оборудования, но и сократить эксплуатационные затраты на 25 %, а также снизить длительность простоев скважин на 30 %. Особое внимание уделено вопросам цифровизации управления, верификации сенсорных данных и построению цифровых двойников. Таким образом, представленный подход иллюстрирует потенциал цифровой трансформации в управлении нефтяными скважинами, способствует переходу к интеллектуальным системам принятия решений.

Список литературы

1. Череповицын А.Е., Третьяков Н.А. Разработка новой системы оценки применимости цифровых проектов в нефтегазовой сфере // Записки Горного института. – 2023. – Т. 262. – С. 628–642. – EDN: QYBHMC

2. Автономный актив: концепция и пути решения / М.И. Кузьмин, И.В. Грехов, Р.В. Герасимов [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2023. –

Т. 8. – № 1. – С. 129–137. – https://doi.org/10.51890/2587-7399-2023-8-1-129-137. – EDN: VYJEAT

3. Камалетдинов Р.С. Механизированная добыча нефти: новые вызовы – новые решения // Neftegaz.RU. – 2023. – № 4 (136). – С. 32–37. – EDN: XAZTIR

4. Чернова К.В., Аптыкаев Г.А., Шайдаков В.В. Эксплуатация глубинных электроцентробежных насосных установок в условиях интенсивного солеотложения // Современные наукоемкие технологии. – 2007. – № 10. – С. 17–22. – EDN: IJFERL

5. Шангараева Л.А. Методы предотвращения отложения солей в нефтяных скважинах // Инновации в науке. – 2013. – № 27. – С. 163–167. – EDN: RNGOYP

6. Saychenko L., Tananykhin D., Ashena R. Prevention of scale in the downhole equipment and productive reservoir during the oil well operation // Journal of Applied Engineering Science. – 2021. – V. 19. – No. 2. – P. 363–368. – https://doi.org/10.5937/jaes0-29696. – EDN: KPPQYM

7. Герасимов Р.В., Кузьмин М.И., Дубровин А.Н. Результаты опытно-промысловых испытаний оборудования в рамках проекта «Автономный актив» //

Инженерная практика. – 2024. – № 1–2. – С. 48–50.

8. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2019611336 РФ. Сибинтек. Предиктивная аналитика: программа для ЭВМ: Правообладатель ООО «Сибирская Интернет Компания». № 2019611336; Заявл. 14.01.2019 г.; опубл. 24.01.2019. 500 Кб. https://fips.ru/registers-doc-view/fips_servlet.

9. Patent US №20190317488 Predicting failures in electrical submersible pumps using pattern recognition: 12.04.2018 / Saudi Arabian Oil Company.

10. Patent US №20070252717 System and method for real-time monitoring and failure prediction of electrical submersible pumps: 23.03.2006 / Schlumberger Technology Corporation.

11. Patent CN №112983843 Intelligent control system and method for submersible electric pump: 18.06.2021 / Hefei Hengda Jianghai Pump Co LTD.

12. Patent CN №112785091 Method for carrying out fault prediction and health management on oil field electric submersible pump: 11.05.2021 / Univ Hubei Technology.

13. Patent CN №212407002 Electric submersible pump unit monitoring and fault prediction device: 26.01.2021 / Zhejiang Zhongzi Qing&Aposan New Energy

Tech Co LTD.

В данной статье рассматривается проблема обеспечения надежной и безаварийной эксплуатации морских терминалов в Российской Федерации. Показано, что для таких объектов характерно уникальное сочетание двух факторов, с одной стороны, чрезвычайно малой вероятности аварийных ситуаций, а с другой - высокого размер ущерба, который может возникнуть после наступления аварийной ситуации. На основе ретроспективных исследований различных систем управления техническим состоянием, реализуемых при эксплуатации особо опасных производств, доказано, что наиболее перспективной для морских терминалов нефти является система, построенная на методологии техногенной защищенности, предложенной в работах Н.А. Махутова. В представленной работе показано, что применяемые сегодня на практике методики риск-ориентированного подхода методы, основанные на вероятностных оценках интенсивности отказов и остаточного ресурса, а также практики нормирования коэффициентов запасов при расчетах по предельным состояниям, обладают определенным несовершенством, которое не позволяет гарантировать безаварийную работу морского терминала. Предложен алгоритм формализации, создания и реализации концепции техногенной защищенности морских нефтяных терминалов на основе методологии оценки накопленной дефектности. Установлены основные элементы системы, которая позволит реализовать данный алгоритм.

Список литературы

1. База данных инцидентов с танкерами. – URL: https://incidentnews.noaa.gov/incident/6223 (дата обращения: 25.05.2025).

2. Zanardi-Lamardo E., Bícego M.C., Weber R.R. The fate of an oil spill in São Sebastião channel: A case study // Brazilian Journal of Oceanography. – 2013. – V. 61. –

P. 93-104. – https://doi.org/10.1590/S1679-87592013000200002

3. Statement of Basis: Star Enterprise Terminal, Pickett Road Facility, Fairfax, Virginia (PDF) (Report). Philadelphia, Pennylvania: EPA Region III. April 1998. Retrieved

24 July 2024.

4. Chile oil spill: 40,000 litres of diesel spilled into sea off Patagonia // The Guardian. – 29 July 2019. – URL: https://www.theguardian.com/environment/2019/jul/29/chile-oil-spill-40000-litres-of-diesel-spilled-i...

5. Oil spill from ship reaches East Coast Park, sea activities on Sentosa beaches halted // CNA. Retrieved 15 June 2024. –

URL: https://sg.trendquest.io/trending/2024/06/15/oil-spill-sentosa

6. Johor oil spill at Tanjung Langsat Port Terminal linked to pipeline leak during VLSFO transfer. – URL: https://en.portnews.ru/news/375596/ (дата обращения: 25.05.2025)

7. Махутов Н.А. Актуальные проблемы безопасности критически и стратегически важных объектов // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. – 2018. – Вып. 84(1(I)). – С. 5–9. – https://doi.org/10.26896/1028-6861-2018-84-1-I-05-09;

8. Махутов Н.А., Гаденин М.М. Анализ и управление параметрами прочности, ресурса и рисками безопасной эксплуатации энергоустановок с различными видами энергоресурсов // Проблемы машиностроения и надежности машин. – 2022. – № 1. – С. 47-56. – https://doi.org/10.31857/S0235711922010060. –

EDN VLRSEX.

9. Махутов Н.А., Абросимов Н.В., Гаденин М.М. Обеспечение безопасности – приоритетное направление в области фундаментальных и прикладных исследований // Экономические и социальные перемены: факты, тенденции, прогноз. – 2013. – № 3 (27). – C. 46-70.

10. Перспективы параметрического нормирования механической безопасности зданий и сооружений в нефтегазовом комплексе / Н.Н. Горбань, В.К. Иванец, Г.Г. Васильев, И.А. Леонович // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 9. – С. 137–143. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-9-137-143. – EDN: GNNPBM

11. Приказ Ростехнадзора от 03.11.2022 г. № 387 «Об утверждении Руководства по безопасности «Методические основы анализа опасностей и оценки риска аварий на опасных производственных объектах».

12. Горбань Н.Н., Васильев Г.Г., Леонович И.А. Оценка возможности управления ресурсом резервуара морского терминала путем регулирования интенсивности циклического нагружения // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 6. – С. 107–111. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-6-107-111. – EDN: ROAFWT

13. Руководство по безопасности «Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» (утв. Приказом Ростехнадзора от 29.12.202? N 478).

14. Приказ Ростехнадзора от 12 сентября 2023 г. № 331 «Об утверждении Руководства по безопасности «Методика установления допустимого риска аварии при обосновании безопасности опасных производственных объектов нефтегазового комплекса»

15. Решение Арбитражного суда Краснодарского края от 29 апреля 2022 г. по делу № А32-8101/2022 // Государственная автоматизированная система Российской Федерации Правосудие: интернет-портал. – URL: https://sudact.ru/arbitral/doc/FViay0lslHrZ/ (дата обращения: 25.05.2025).

16. Коптев Д.В. Норильский розлив: уроки и последствия // Бурение и нефть. – 2020. – № 7–8. – С. 3–9. –EDN: ZWUOVM

17. Махутов Н.А., Гаденин М.М. Комплексный анализ ресурса и безопасности ВВЭР в штатных и аварийных ситуациях. – https://textarchive.ru/c-1530834.html (дата обращения: 25.05.2025).

18. Махутов Н.А. Научная база комплексного обоснования безопасности морских подводных трубопроводов и объектов. – https://expertmore.ru/pub_60.html (дата обращения: 25.05.2025).

19. Горбань Н.Н. Разработка методики мониторинга малоцикловой усталости в локальных геометрических дефектах стенки резервуаров морских терминалов нефти: дисс. … канд. техн. наук. – М., 2021. – EDN: CKCKRA

20. Методика количественной оценки параметров цикличности работы резервуаров большого единичного объема морских терминалов / Н.Н. Горбань, Г.Г. Васильев, И.А. Леонович, А.П. Сальников // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 10. – С. 102–107. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-10-102-107. – EDN: ADNJMO

В настоящее время существует потребность в цифровизации отраслевой системы оценки соответствия продукции, применяемой ПАО «Транснефть», посредством автоматизации проверки выполнения требований нормативных документов (НД) в технической документации (ТД) производителей продукции. Для подтверждения соответствия оборудования требованиям НД планируется применять цифровую (SMART) сертификацию. Для функционирования SMART-сертификации необходима разработка соответствующих подсистем и программных модулей, позволяющих использовать НД и ТД в SMART-формате. Для выполнения вышеуказанной задачи в рамках модернизации информационной системы управления нормативной документацией (ИСУНД) планируется разработка подсистемы цифровой сертификации, включающей модули для создания шаблонов SMART-версий ТД и проведения SMART-анализа ТД производителей продукции. Формирование SMART-версий ТД планируется выполнять в сервисе заполнения шаблонов автоматизированной системы управления основными видами продукции (АСУ ОВП). Для передачи шаблонов SMART-версий ТД из ИСУНД в АСУ ОВП с размещением их на открытом ресурсе с целью заполнения/ввода данных сторонними пользователями в сервисе заполнения шаблонов выполняется взаимная интеграция ИСУНД с АСУ ОВП. Одним из основных требований при создании информационной среды для функционирования SMART-сертификации является необходимость соответствия создаваемых в ИСУНД шаблонов SMART-версий ТД и формируемых в АСУ ОВП SMART-версий ТД ПНСТ 864-2023 «Умные (SMART) стандарты. Общие положения». В статье рассмотрены особенности создания подсистемы цифровой сертификации ИСУНД, включающей модули для создания шаблонов SMART-версий ТД, проведения SMART-анализа ТД и модуля формирования SMART-версий ТД АСУ ОВП.

Список литературы

1. Автоматизированный контроль процессов оценки соответствия продукции, применяемой в ПАО «Транснефть» / О.В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2018. – Т. 8. – № 4. – C. 426–435. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2018-8-4-426-435. – EDN: YAJLZJ

2. Вьюнов С.И., Аралов О.В., Тузов В.Ю. Исследование возможности создания SMART-стандарта вида ОТТ ПАО «Транснефть» и последующей SMART-сертификации оборудования // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2024. – Т. 14. – № 5. – С. 470–480. – https://doi.org/10.28999/2541-9595-2024-14-5-470-480. – EDN: FEYCPD

3. Вьюнов С.И., Буянов И.В. Концепция цифрового развития системы управления качеством продукции в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов // XIX Международная научно-практическая конференция «Трубопроводный транспорт – 2024».  Уфа, 20–22 ноября 2024. – Т. 1. – Уфа, 2024. – С. 225–227.

4. «Техэксперт»: путь к SMART-стандартам // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 5 (90). – С. 80–81.

5. Дмитриева С.Ю. Основные принципы разработки умных (SMART) стандартов // Стандарты и качество. – 2021. – № 12 (1014). – С. 22–25. – EDN: ZCETUT

6. Артемова В.Р., Дмитриева С.Ю. Техэксперт SMART: создаем документы в SMART-формате // Стандарты и качество. – 2023. – № 3 (1029). – С. 48–53. – EDN: AZYRHK

7. АО «Кодекс» Промышленность нуждается в умных стандартах. – 2021. – https://kodeks.ru/news/read/promyshlennost-nujdaetsya-v-umnyh-standartah (дата обращения 2023-12-27).

8. Сысоева Е.А., Рожкова Т.А. Цифровые технологии при оценке соответствия продукции // Компетентность. – 2019. – № 8. – С. 20–25. – EDN: AHKBXU

9. Унгурян Е. Умные (SMART) стандарты // Стандарты и качество. – 2021. – № 12. – C. 26-28. – EDN: ZQUINF

10. Колмыков Е.А., Воронцова Ю.В., Воронцова А.Н. Как перейти к умным (машиночитаемым) стандартам // Известия ВолгГТУ. – 2022. – № 1. – С. 17–20. – https://doi.org/10.35211/1990-5297-2022-1-260-17-20. – EDN: BTGBYO

11. Loibl A., Manoaran T., Nagarajan A. Procedure for the transfer of standards into machine-actionability // Journal of Advanced Mechanical Design, Systems, and Manufacturing. – 2020. – V.14. – No. 2. – 13 p. – https://doi.org/10.1299/jamdsm.2020jamdsm0022

12. SMART standards – concept for the automated transfer of standard contents into a machine-actionable form / D. Ehring, I. Luttmer, R. Pluhnau, A. Nagarajah //

31st CIRP Design Conference 2021 (CIRP Design 2021), Published by Elsevier Ltd. – 2021. – 6 p. – https://doi.org/10.1016/j.procir.2021.05.025