https://elib.gstu.by/handle/220612/51417 Fri, 24 Jul 2026 23:55:01 GMT 2026-07-24T23:55:01Z https://elib.gstu.by/handle/220612/51439 Tue, 14 Jul 2026 13:29:35 GMT https://elib.gstu.by/handle/220612/51439 2026-07-14T13:29:35Z https://elib.gstu.by/handle/220612/51438 Tue, 14 Jul 2026 13:15:19 GMT https://elib.gstu.by/handle/220612/51438 2026-07-14T13:15:19Z Повжик, Г. П. Повжик, П. П. Демяненко, Н. А. В настоящее время основные нефтяные месторождения Припятского прогиба Республики Беларусь находятся на завершающих стадиях разработки, для которых характерна высокая степень выработки запасов (70–90 %) и обводненность добываемой продукции (до 80–90 %). Около 70 % остаточных извлекаемых запасов нефти относится к категории трудноизвлекаемых. Показано, что наличие значительного объема углеводородов в нетрадиционных карбонатных коллекторах определяет перспективы для наращивания ресурсной базы региона за счет разработки новых подходов к разработке и внедрению новых технологий повышения эффективности выработки сконцентрированных в них запасов. Анализ литературных источников позволил определить факторы, которые могут повысить эффективность повышения нефтеотдачи в залежах с нетрадиционными коллекторами за счет противоточной капиллярной пропитки при внедрении технологии Huff and Puff. Установлено, что наиболее значимыми факторами, определяющими эффективность процесса противоточной капиллярной пропитки, являются капиллярное давление, связанное с поверхностным натяжением и смачиваемостью на границе фаз, проницаемость и пористость среды, начальная водонасыщенность среды. Отмечено, что управляемымифакторами являются капиллярное давление (поверхностное натяжение и угол смачиваемости), состав и подвижность смачивающей фазы (минерализация, вязкость). Currently, the main oil fields of the Pripyat trough of the Republic of Belarus are in the final stages of development, which are characterized by a high degree of reserve depletion (70–90 %) and waterlogging of the produced products (up to 80–90 %). About 70 % of the remaining recoverable oil reserves are classified as difficult to recover. It is shown that the presence of a significant volume of hydrocarbons in unconventional carbonate reservoirs determines the prospects for increasing the resource base of the region through the development of new approaches to the development and implementation of new technologies to increase the efficiency of the production of reserves concentrated in them. The analysis of literature sources allowed us to identify factors that can increase the efficiency of enhanced oil recovery in deposits with unconventional reservoirs due to countercurrent capillary impregnation when implementing the Huff and Puff technology. It has been established that the most significant factors determining the effectiveness of the countercurrent capillary impregnation process are: capillary pressure associated with surface tension and wettability at the phase boundary; permeability and porosity of the medium; initial water saturation of the medium. The controlled factors are capillary pressure (surface tension and wettability angle), composition and mobility of the wetting phase (mineralization, viscosity). https://elib.gstu.by/handle/220612/51437 Tue, 14 Jul 2026 13:04:31 GMT https://elib.gstu.by/handle/220612/51437 2026-07-14T13:04:31Z Бурдули, В. В. Малышко, А. О. Невзорова, А. Б. Представлен вариант разработки утилиты «УПОС – ПХГ» для автоматизированного управления процессом обслуживания скважин и гидравлического разрыва пласта подземных хранилищ газа. Программа обеспечивает централизованный ввод суточных рапортов операторами, хранение данных в реляционной базе, статистический анализ технологических параметров (давление, температура, дебит, время ра- боты и др.) и визуализацию динамики в виде графиков. Решение реализовано на стеке Python + Flask + SQLite + Pandas + OpenPyXL и соответствует требованиям нормативной базы. Показано, что переход от ручного ведения журналов к автоматизированной системе снижает трудозатраты, минимизирует ошибки и повышает оперативность принятия управленческих решений. The paper presents the web application “UPOS – PHG” developed by the author for automated management of well servicing processes at Belarusian underground gas storage facilities. The program provides centralized input of daily reports by GRP operators, data storage in a relational database, statistical analysis of technological parameters (pressure, temperature, flow rate, operating time, etc.) and visualization of dynamics through graphs. The solution is implemented on the Python + Flask + SQLite + Pandas + OpenPyXL stack and fully complies with the requirements of the Belarusian regulatory framework. It is shown that the transition from manual journal keeping to an automated system reduces labor costs, minimizes errors and improves the speed of management decisions. The results are validated through testing on real GRP operation data and demonstrate practical applicability at Belarusian UGS facilities. https://elib.gstu.by/handle/220612/51436 Tue, 14 Jul 2026 12:55:28 GMT https://elib.gstu.by/handle/220612/51436 2026-07-14T12:55:28Z Малышко, А. О. Бурдули, В. В. Невзорова, А. Б. Проведена комплексная оценка ресурса и анализ эксплуатационных особенностей полимерных армированных труб (ПАТ) на объектах нефтегазодобычи. На основе системного обзора научно- технической литературы выявлены ключевые дестабилизирующие факторы, влияющие на прочность ПАТ: пермеация флюидов и газов, температурные деградации полимерной матрицы, расслоение полимерной структуры при циклических нагрузках. Проведен сравнительный анализ методик расчета прочности, демонстрирующий неприменимость классических подходов для стальных труб к анизотропным материалам ПАТ. Предложены технические и технологические решения для повышения надежности, включая методы неразрушающего контроля и распределенные волоконно-оптические системы мониторинга. This article presents a comprehensive assessment of service life and an analysis of operational features of polymer reinforced pipes (PRPs) at oil and gas production facilities. Based on a systematic review of scientific and technical literature, key destabilizing factors affecting PRP strength are identified: fluid and gas permeation, thermal degradation of the polymer matrix, and delamination of the polymer structure under cyclic loading. A comparative analysis of strength calculation methodologies is conducted, demonstrating the inapplicability of classical approaches used for steel pipes to the anisotropic materials of PRPs. Technical and technological solutions for enhancing reliability are proposed, including non-destructive testing methods and distributed fiber-optic monitoring systems. https://elib.gstu.by/handle/220612/51435 Tue, 14 Jul 2026 12:48:07 GMT https://elib.gstu.by/handle/220612/51435 2026-07-14T12:48:07Z Порошина, С. Л. Порошин, В. Д. Повжик, П. П. Используя ранее обоснованную научно-методическую базу и разработанный комплекс новых гидрохимических методов (метод оценки представительности гидрохимических данных, методы изучения интенсивности рассоления продуктивных пород Галит-1 и Галит-1т, а также метод оценки взаимосвязи нагнетательных и добывающих скважин и расчета скоростей фильтрационных потоков), предложена комплексная гидрохимическая методика анализа и контроля разработки нефтяных месторождений с засолоненными коллекторами. Отмечено, что результаты апробации разработанной методики на примере ряда межсолевых и подсолевых залежей нефти Припятского прогиба показали высокую ее эффективность при решении многих непростых, но очень важных нефтепромысловых задач. Using a previously substantiated scientific and methodological base and a developed set of new hydrochemical methods (a method for assessing the representativeness of hydrochemical data, methods for studying the intensity of desalination of productive rocks Galit-1 and Galit-1t, as well as a method for assessing the relationship between injection and production wells and calculating the filtration flow rates), a comprehensive hydrochemical technique for analyzing and monitoring the development of oil fields with saline reservoirs is proposed. The results of testing the developed methodology using a number of intersalt and subsalt oil deposits in the Pripyat Trough demonstrated its high effectiveness in solving many complex, yet crucial, oilfield problems. https://elib.gstu.by/handle/220612/51434 Tue, 14 Jul 2026 12:03:27 GMT https://elib.gstu.by/handle/220612/51434 2026-07-14T12:03:27Z Байковский, Д. И. Проведен комплексный анализ наиболее распространенных и современных методов снижения силы трения при бурении скважин с протяженным горизонтальным окончанием. Рассмотрены механические, технологические и химические методы. Особое внимание уделено перспективной технологии поверхностной осцилляции. Для каждого способа дана критическая оценка эффективности, преимуществ и технологических ограничений. На основе практического опыта и анализа доказывается, что несмотря на существование широкого арсенала технологий, ключевым и наиболее рентабельным методом является оптимизация траектории скважины на стадии проектирования планового профиля. Данный подход не требует прямых дополнительных капиталовложений в технологическое оборудование или реагенты. Отмечено, что он позволяет заложить основу для успешной и безаварийной проводки скважины, а также снизить или минимизировать зависимость от дорогостоящих компенсаторных технологий в процессе бурения. This paper presents a comprehensive analysis of the most common and modern methods for reducing friction when drilling wells with extended horizontal completions. Mechanical, technological, and chemical methods are considered, with particular attention paid to the promising technology of surface oscillation. Each method is critically assessed for its effectiveness, advantages, and technological limitations. Based on practical experience and analysis, it is demonstrated that, despite the existence of a wide range of technologies, the key and most cost-effective method is wellbore trajectory optimization at the planned profile design stage. This approach does not require direct additional capital investment in process equipment or reagents. It lays the foundation for successful and trouble-free wellbore completion, as well as reduces or minimizes dependence on expensive compensatory technologies during drilling. https://elib.gstu.by/handle/220612/51433 Tue, 14 Jul 2026 11:55:00 GMT https://elib.gstu.by/handle/220612/51433 2026-07-14T11:55:00Z Аленькин, И. А. Рассмотрена задача прогнозирования технологических параметров жидкостей гидроразрыва пласта на основе методов машинного обучения. Представлен подход к формированию датасета, включающего реологические характеристики гелей, параметры разрушения и восстановления структуры, а также физико-химические свойства воды и дозировки химических реагентов. Проведен анализ взаимосвязей между входными и целевыми параметрами с использованием корреляционного и регрессионного анализа. Для построения прогнозных моделей применены аддитивная нелинейная регрессия, а также регуляризационные методы Lasso и Ridge. Дополнительно использованы ансамблевые алгоритмы машинного обучения, включая случайный лес и градиентный бустинг. Разработанная модель продемонстрировала высокую точность прогнозирования ключевых параметров, таких как средняя вязкость при закачке, вязкость через 60 и 250 мин, а также время разрушения сшитой системы. Показана возможность практического применения модели для оперативного подбора рецептуржидкостей гидроразрыва пласта и сокращения объемов лабораторных испытаний. The paper addresses the problem of predicting technological parameters of hydraulic fracturing fluids using machine learning methods. An approach to dataset formation is presented, including rheological characteristics of gels, parameters of structure breaking and recovery, as well as physicochemical properties of water and dosages of chemical reagents. Relationships between input and target parameters are analyzed using correlation and regression analysis. Additive nonlinear regression and regularization methods such as Lasso and Ridge regression are applied to build predictive models. In addition, ensemble machine learning algorithms, including random forest and gradient boosting, are used. The developed model demonstrates high accuracy in predicting key parameters such as average viscosity during pumping, viscosity after 60 and 250 min, and breaking time of the crosslinked system. The results confirm the possibility of practical application of the model for rapid selection of hydraulic fracturing fluid formulations and reduction of laboratory testing.