В настоящее время вопрос о перспективах нефтегазоносности Курганской области остается открытым. Группа исследователей из Тюмени, объединенная идеей найти месторождения нефти и газа в Зауралье, А. А. Арсеньев и Д. С. Леонтьев решила продолжить поиски самостоятельно, вкладывая в это нелегкое дело собственные время и средства. Реализация идеи поисков началась в 2020 году, были намечены маршруты и организованы экспедиции в Курганскую область по поиску поверхностных нефтегазопроявлений и пробуренных поисковых скважин. К настоящему времени авторами опубликовано более 40 научных работ, 6 из которых — монографии. С начала организации исследований, за 5 лет, было совершено 20 экспедиций, по дорогам наезжено около 12,5 тыс. км. Было посещено 6 выходов нефтегазопроявлений, найдены устья пробуренных глубоких скважин, собрана обширная база свидетельств о нефтепроявлениях от местных жителей. Кроме того, все эти сведения были объединены и включены в запатентованную авторами электронную базу данных по Курганской области. Некоторые специалисты считают, что недра Курганского Зауралья не представляют интереса с точки зрения добычи углеводородов, но не предоставляют убедительных доказательств. В настоящей статье авторы проводят историческую оценку перспектив нефтегазоносности южной и юго-восточной частей Курганской области, представляют данные самостоятельного исследования Курганской области на нефть и газ и обобщенную карту исследовательских поездок по области.

Изучаемые отложения тюменской свиты характеризуются сложностями при подтверждении значений коэффициента нефтенасыщенности, определенного по данным геофизических исследований скважин с учетом удельного электрического сопротивления. Возможность альтернативного определения нефтенасыщенности по капиллярной модели затруднена, поскольку указанные отложения имеют сложное строение залежей, которые в ряде случаев ограниченны условно принятым уровнем по абсолютной отметке нижнего нефтенасыщенного интервала, без обоснования отметок зеркала чистой воды. По этой причине возникает необходимость опосредованной оценки высот залежей только по данным исследований керна. Цель статьи — разработка косвенных методов оценки высоты залежи в условиях ограничений по геологическим моделям. Для достижения цели на начальном этапе проводилось обобщение и анализ капиллярных характеристик в атмосферных и термобарических условиях. Использование прямых признаков наличия нефтенасыщенных интервалов по данным свечения керна в ультрафиолетовом свете для зоны предельного насыщения позволило уточнить граничные значения фильтрационно-емкостных свойств прямым способом. Далее подбирались соответствующие значения остаточной водонасыщенности, при использовании которых на сопоставлениях открытой пористости с эффективной и динамической, получают аналогичные граничные значения. По установленным значениям остаточной водонасыщенности и имеющимся капиллярным кривым определялись значения капиллярных давлений и высот залежей. Результаты показали, что для создания остаточной водонасыщенности отложений тюменской свиты изучаемых участков достаточно создания капиллярных давлений порядка 7 и 12 атм, что соответствует высотам залежи от 90 до 160 м. Этот подход открывает возможность оценки коэффициента нефтенасыщенности по капиллярной модели в залежах с УПУ и может быть применен в качестве дополнительного при обосновании отдельных линз и блоков в геологических моделях.

Статья посвящена проблеме оценки особенностей геохимического состава гидротермальных минеральных вод Тюменского региона в сравнении с минеральными водами термальных источников Кавказа, Восточной Сибири и Дальнего Востока. Актуальность обусловлена интенсивным экономическим освоением источников минеральных геотермальных вод Тюменского региона, а отсутствие знаний о гидрогеохимических характеристиках может привести к существенному снижению эффективности вложения финансовых средств. Сделаны выводы, что наименьшая связанность между анионами и катионами наблюдается в геотермальных минеральных водах предгорной равнины Кавказа при отсутствии каких-либо ассоциаций между собой как среди различных анионов, так и среди катионов. При этом содержание сульфат-аниона и катионов кальция и магния не коррелировало с другими проанализированными параметрами. Ассоциативные связи между анионами и катионами были выше в дальневосточных минеральных водах и водах Восточной Сибири. Наибольшая связанность и гармоничность содержания анионов и катионов наблюдается в термах Западно-Сибирской геосинеклизы, в частности в глубокозалегающих гидрогеологических комплексах Тюменского региона. При сравнении различных геотермальных вод России можно сказать, что в водах Тюменского региона распределение главных ионов имеет выраженную катион-анионную связь, указывающую на ее сбалансированный состав.

Добыча жидких углеводородов в России осуществляется в основном в сибирских бассейнах с дополнительными ресурсами на арктическом шельфе. Условия в этих районах сложные как с технической, так и с логистической точки зрения, что влияет как на проектирование скважин, так и на планирование месторождений. Исследование определяет случаи, когда многоствольные скважины обеспечивают лучшие технические и экономические показатели в данной ситуации. Систематический обзор PRISMA 2020 включал английские и русские источники, опубликованные в период с 2017 по 2025 год. Были задействованы такие базы данных, как: Scopus, Web of Science, OnePetro, ScienceDirect, eLIBRARY.ru и CyberLeninka. Отбор и анализ данных осуществлялись по структурированному шаблону. Экономические результаты были стандартизированы по ценовому году и ставке дисконтирования. Результаты показывают, что многоствольные скважины применимы в различных вариантах. Наилучшие результаты достигаются при точном размещении, надежности соединений, активном контроле на уровне ответвлений и сокращении времени бурения за счет накопления опыта. Экономические показатели улучшаются, когда производственные цели достигаются с меньшим количеством наземных объектов и когда мониторинг позволяет избежать затратного водоснабжения. Стоимость наиболее чувствительна к ценам на нефть, срокам прорыва воды и надежности соединений. Исследования показали, что применять многоствольные скважины можно только там, где гарантированы целостность соединений и мониторинг проводки ответвлений. Следует начать с целенаправленного пилотного проекта, количественно оценить полученные знания и масштабировать после сокращения цикла и снижения отклонений. Затем необходимо стандартизировать экономическую оценку и стресс-тесты ценовых траекторий, сроков подачи воды и целостности, а также снизить логистические риски в Арктике за счет заранее размещенных запасов и графиков, согласованных с ледовыми и погодными условиями.

В условиях истощения легкодоступных запасов углеводородов в России высокую значимость приобретает оптимизация методов интенсификации притока, в частности гидравлического разрыва пласта. Основная проблема традиционного подхода к подбору скважин-кандидатов заключается в субъективности экспертных оценок и неспособности классических табличных критериев учитывать скрытые нелинейные зависимости между геолого-техническими параметрами. Цель работы — разработка и апробация интеллектуальной системы прогнозирования эффективности ГРП на основе больших данных. Ведущим методом исследования выступает машинное обучение, реализованное через гибридную архитектуру нейронных сетей. Предложенная модель сочетает полносвязные слои для обработки статических характеристик пласта и рекуррентные блоки типа LSTM для анализа динамических временных рядов добычи. В качестве эмпирической базы использованы сведения о более чем 2 000 операциях ГРП. Результаты исследования демонстрируют преимущество предложенного алгоритма над традиционными методами: точность классификации успешных операций увеличилась с 56 до 70 %. Модель показала высокую устойчивость при ранжировании объектов по потенциалу продуктивности, даже при наличии погрешностей в количественном прогнозе дебита. Практическая значимость работы заключается в создании эффективного инструмента поддержки принятия решений, позволяющего минимизировать риски неэффективных капиталовложений и автоматизировать процесс предварительного отбора скважин. Внедрение подобных систем способствует цифровой трансформации нефтегазовой отрасли в рамках концепции «Индустрия 4.0».

В условиях совместной эксплуатации нескольких пластов процесс контроля и регулирования разработки существенно усложняется, в значительной степени — из-за необходимости разделения общей добычи нефти между всеми пластами, перфорированными в скважине. На текущий момент эта задача не имеет общепринятого удовлетворительного решения. Одним из активно внедряемых подходов для решения проблемы разделения добычи нефти является применение геохимических методов. Цель представленной работы — оценка применимости и адаптация геохимических методов разделения добычи в условиях совместной эксплуатации двух пластов на одном из месторождений Западной Сибири. В результате проведенных исследований получено подтверждение того, что геохимические методы могут быть использованы на этом месторождении. Разделение добычи выполнено на двух скважинах с совместной эксплуатацией, результаты согласуются с геологофизической характеристикой пластов и подтверждаются исследованием профиля притока. Практическая значимость исследования состоит в распространении успешного опыта разделения добычи нефти с помощью геохимических методов в условиях совместной эксплуатации.

В статье изучена актуальная проблема повышения эффективности работы полурегенеративных установок каталитического риформинга за счет увеличения межрегенерационного пробега катализаторов с рассмотрением возможности абсорбционной очистки водородсодержащего газа от углеводородов для минимизации отложений кокса на поверхности катализатора. Целью работы явилось обоснование возможности реализации абсорбционного концентрирования на установке с достижением целевых показателей по степени концентрирования циркулирующего водородсодержащего газа на уровне 98 %. В задачи входил анализ насадочных контактных устройств с выработкой рекомендаций по их выбору для осуществления целевого процесса. Для решения задач использовали комплекс расчетно-аналитических методов, включающих анализ характеристик насадок разных типов, технологические и гидравлические расчеты с определением размерных характеристик насадочных слоев. Проведен сравнительный анализ ряда моделей регулярных и нерегулярных насадок, отличающихся размерными характеристиками, материалами и численными значениями ключевых характеристик — удельной поверхности и свободного объема. На основе выполнения параметрического анализа установлена взаимосвязь между показателями эффективности контактных устройств и размерными характеристиками абсорбционных колонн, что можно использовать при решении прогнозных задач при выборе типа насадок. На этой основе предложен методический подход сравнительного анализа и выбора насадок с учетом конкретных условий массообмена; предложен критерий их применимости. Для решения целевых задач с обеспечением заданной степени концентрирования водородсодержащего газа применительно к рассматриваемой установке предложены две наиболее эффективные разновидности насадок с учетом габаритных ограничений, с позиций минимизации объема насадочного слоя, и с учетом введенного коэффициента применимости насадок, что позволит в итоге минимизировать коксоотложение и увеличить межренерационный пробег катализатора.

Функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП) играют важную роль в разработке месторождений углеводородов, они определяют структуру распределения флюидов в пласте, изменение дебитов нефти, воды и газа. ОФП влияют и на продолжительность периода рентабельности эксплуатации месторождения. Поэтому функции ОФП являются настроечными параметрами при создании гидродинамических моделей залежей углеводородов. В связи с этим цель статьи — изучение влияния функций ОФП на структуру решений нефтенасыщенности в неоднородном нефтяном пласте при циклическом заводнении нефтяного пласта. В данной работе функции ОФП задавались степенными функциями, зависящими от двух параметров: показателя степени ОФП и максимального значения ОФП — числового параметра Сi. Для моделирования зависимости коэффициента извлечения нефти от параметров ОФП использовалась двумерная двухслойная модель нефтяного пласта. Описаны расчеты циклического заводнения и стационарного заводнения при вариации параметров задающих ОФП по нефти и ОФП по воде. Показано, что функции относительных фазовых проницаемостей задают конфигурацию распределения нефтенасыщенности, скорость пропитки низкопроницаемой зоны с остаточными нефтяными запасами, скорость движения флюидов, чем и обуславливается зависимость КИН и эффективности циклического заводнения неоднородного пласта от ОФП.

Актуальность исследования обусловлена необходимостью вовлечения в промышленную разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов, составляющих значительную ресурсную базу России, в условиях сжатых сроков действия налоговых льгот. Цель работы — анализ и систематизация инженерно-технологических и инфраструктурных решений, обеспечивающих экономически эффективную разработку ТРИЗ в рамках заданных временных и законодательных ограничений. Методология включает анализ геологопромысловых характеристик месторождений, оценку фильтрационно-емкостных свойств коллекторов баженовской и тюменской свит, моделирование профилей добычи и пропускной способности инфраструктурных объектов. Результаты демонстрируют критическую зависимость экономики проекта от пятнадцатилетнего «налогового окна», требующего максимального ускорения строительства скважин и инфраструктуры. Установлено, что основными источниками ценности проекта служат льготное налогообложение, возможность интеграции в существующую инфраструктуру Назымской группы месторождений и применение отработанных технологий горизонтального бурения с многостадийным гидроразрывом пласта. В статье детально проанализированы узкие места в цепочке подготовки и транспорта нефти, такие как необходимость расширения дожимной насосной станции «Апрельская», магистральных нефтепроводов и головных сооружений коммерческого учета. Выводы работы подчеркивают необходимость скоординированного планирования геологоразведочных работ, промышленного обустройства и развития транспортной сети для реализации потенциала ТРИЗ в сжатые сроки, что имеет значение для аналогичных проектов в регионах со сложнопостроенными коллекторами.

Кафедра машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности Тюменского индустриального университета отмечает свое 55-летие. За эти годы кафедра МОП выпустила огромное количество инженеров-механиков с высшим образованием. Учебная и научная работа кафедры всегда была связана с нуждами нефтяной, газовой промышленности. Выпускники кафедры трудятся практически во всех российских компаниях, преимущественно Тюменской области, добывающих нефть и газ, в сервисных организациях Российской Федерации, СНГ, в странах дальнего зарубежья. Разработанные на кафедре технологии и технические решения, направленные на повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин, а также добычи нефти и газа внедрены на производственных объектах региона и страны.