На сегодняшний день основные перспективы геологоразведки в Пермском крае сосредоточены на территории Соликамской депрессии. Суммарные локализованные ресурсы нефти подготовленных структур Соликамской депрессии составляют более 50 млн т. Характерной особенностью данной территории является уникальное Верхнекамское месторождение калийно-магниевых солей, в контуре которых в подсолевых отложениях расположены залежи нефти. В южной части Соликамской депрессии наиболее привлекательна подготовленная Зырянская структура, на которой в настоящее время осуществляются поисково-оценочные работы. В связи с этим актуальной проблемой является необходимость проведения анализа геологического строения турнейско-фаменских рифогенных построек, являющихся основой всех обнаруженных залежей углеводородов в данной зоне нефтегазонакопления.
  Геологическое строение данных рифогенных построек определяется особенностями осадконакопления и фациальной зональности. Выделяются фации биогермного ядра, передового склона, верхнего и нижнего шлейфа. Каждая фация обладает своим набором отличительных черт и геологических особенностей, что определяет неоднородность в распределении фильтрационно-емкостных свойств в теле рифогенного массива.
  В статье описаны особенности распределения эффективных нефтенасыщенных толщин и пористости для различных фаций для ряда месторождений Соликамской депрессии. Выделенные закономерности распределения характеристик карбонатных коллекторов согласно фациальным особенностям должны в дальнейшем позволить создать более качественную стратегию поисковых и разведочных работ на перспективных объектах и повысить эффективность геологоразведки в данном районе.
Ключевые слова: Соликамская депрессия, палеоплато, риф, передовой склон, биогермное ядро, шлей­фовая зона, эффективная нефтенасыщенная толщина, коэффициент пористости, фация, фациальное моделирование, рифогенные известняки, смешанный коллектор, нефтеносность, углеводороды.

Лузина Дарья Валерьевна
Перм­скоий национальный исследовательский политехнический университет
dasha-luzina@yandex.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Кривощеков Сергей Николаевич
Пермского национального исследовательского политехнического университета
krivoshchekov@pstu.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Прогнозная оценка нефтегазоносности структур на территории Соликамской депрессии / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, И.А. Козлова, И.В. Ванцева, С.Н. Кривощеков, В.Л. Воеводкин // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 4–7.
2. Кривощеков С.Н. Разработка регионально-зональных критериев прогноза нефтегазоносности территории Пермского Прикамья вероятностно-статистическими методами // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 10–14.
3. Определение перспективных направлений поисков месторождений нефти и газа в Пермском крае с помощью вероятностно-статистических методов / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, С.В. Галкин, В.Л. Воеводкин // Наука производству. – 2006. – № 1. – С. 1–5.
4. Воеводкин В.Л., Галкин С.В., Поплыгин В.В. Прогнозирование дебитов нефти при технико-экономическом обосновании проектов освоения и поисков месторождений территории ВКМКС // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 45–47.
5. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. – М.: Изд-во РРГУ, 1999. – 285 с.
6. Чочиа Н.Г. Геологическое строение Колво-Вишерского края // Тр. ВНИГРИ. Новая серия. Вып. 9. – Л.: Гостоптехиздат, 1955. – 407 с.
7. Wilson J.L. Carbonate facies in geologic history. – Berlin; New York: Springer-Verlag, 1975. – 471 p.
8. О связи характеристик органического вещества пород с плотностью ресурсов углеводо­родов (на примере Пермского Прикамья) / С.В. Галкин, И.А. Козлова, В.И. Галкин, А.В. Расте­гаев, А.А. Козлов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2002. – № 11. – С. 9–13.
9. Tucker M.E., Wright V.P., Dickson J.A.D. Carbonate sedimentology. – Oxford: Blackwell Science, 2002. – 496 p.
10. Wayne M. Ahr geology of carbonate reservoirs: the identification, description and characterization of hydrocarbon reservoirs in carbonate rocks. – New Jersey: Wiley-Interscience, 2008. – 296 p.
11. Галкин С.В. Возможности вероятностной оценки прироста запасов при проектировании поисков нефтегазовых месторождений (на примере платформенной части Пермского края) // Известия вузов. Нефть и газ. – 2004. – № 6. – С. 13–20.
12. Зонально-локальная оценка перспектив нефтегазоносности Соликамской депрессии / В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.В. Галкин, А.В. Растегаев, В.В. Мелкомуков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2007. – № 10. – C. 8–11.
13. Галкин В.И., Кривощеков С.Н. Обоснование направлений поисков месторождений нефти и газа в Пермском крае // Научные исследования и инновации. – 2009. – Т. 3, № 4. – С. 3–7.
14. Клубов В.А. Тектоника и нефтегазоносность Волго-Уральской антеклизы: сб. науч. тр. // Проблемы геологии нефти. – 1977. – № 6. – C. 25–31.
15. Обстановки осадконакопления и фации: в 2 т. Т. 2: пер. с англ. / под ред. Х.Г. Рединга. – М.: Мир, 1990. – 384 с.
16. Путилов И.С., Вилесов А.П., Ракинцева Л.Н. Использование вероятностного статисти­чес­кого анализа для прогноза фациальной зональности турне-фаменского карбонатного комплекса Озерного месторождения // Нефть и газ: материалы науч.-практ. конф. – Тюмень, 2008. – Т. 1. – С. 11–17.
17. Вилесов А.П. Особенности строения карбонатных циклотем фаменского яруса в рифогенных постройках северо-востока Пермского края // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: материалы регион. науч.-практ. конф. – Пермь, 2007. – С. 67–70.
18. Волкова А.С., Кривощеков С.Н. Исследование зональной нефтегазоносности Соликамской депрессии // Научные исследования и инновации. – 2010. – Т. 4, № 2. – С. 12–15.
19. Moore C.H. Carbonate diagenesis and porosity. – Amsterdam: Elsevier, 1989. – 460 p.
20. Flugel E. Microfacies of carbonate rocks: analysis, interpretation and application. – Berlin: Springer, 2004. – 976 p.

  В условиях усложнения поисков месторождений нефти и газа на территории Удмуртии все большее экономическое значение приобретает создание более совершенных моделей для прогноза нефтегазоносности подготовленных и выявленных локальных структур. На территории Северо-Татарского свода накоплен определенный фактический материал как по локальным структурам, содержащим залежи углеводородов, так и по тем структурам, где проведено поисковое бурение, но залежи углеводородов не открыты. На данном статистическом материале можно опробовать методику прогноза нефтегазоносности с помощью построения вероятностно-статистических моделей по характеристикам локальных структур. Особенностью данной методики является то, что в качестве показателей будут использованы те, которые всегда имеются в распоряжении производственников. При этом необходимо отметить, что данные показатели будут применяться комплексно, что является залогом высокой надежности построенных вероятностно-статистических моделей прогноза нефтегазоносности.
  Данная методика прогноза нефтегазоносности может быть реализована в условиях определенной изученности территории, т.е. тогда, когда для анализа может быть использовано некоторое количество поднятий, одни из которых содержат углеводороды, другие их в исследуемых отложениях не содержат, т.е. являются пустыми структурами. Здесь необходимо отметить, что все эти поднятия могут быть охарактеризованы одними и теми же показателями, которые можно определить до организации на них глубокого поискового бурения. Данное обстоятельство позволяет строить вероятностно-статистические модели, которые практически можно будет использовать при оценке нефтегазоносности неразбуренных локальных структур. С помощью данной методики можно планировать очередность бурения на локальных поднятиях, что позволит стабилизировать добычу нефти на территории Удмуртии. Выделение наиболее перспективных поднятий в отношении нефтегазоносности предлагается производить с помощью построения геолого-математических моделей прогноза. При помощи анализа характеристик поднятий будут количественно определены те, которые реально формируют нефтегазоносность структур. Отличительной особенностью данной работы является то, что при построении моделей на первом этапе будут использоваться не сами показатели, имеющие различные размерности, а вероятности, вычисленные по ним. Для этого будут построены уравнения регрессии, по которым будут рассчитаны вероятности.
  По значениям вероятностей с использованием пошаговых линейного дискриминантного и многомерного регрессионного анализов будет разработан комплексный вероятностный критерий. Данный критерий в дальнейшем будет использован для построения многомерной модели уже непосредственно по самим характеристикам структур. На основании разработанной многомерной статистической модели представляется возможным определить первоочередные структуры, рекомендуемые для проведения глубокого поискового бурения.
Ключевые слова: углеводороды, нефтегазоносность структур, прогноз, уравнения регрессии, корреляционные связи, коэффициент корреляции, информативность показателей, линейный дискриминантный анализ, многомерный регрессионный анализ.

Соснин Николай Евгеньевич
ОАО «КамНИИКИГС»
provorov@perm.ru
614000, г. Пермь, ул. Краснофлотская 15

1. К методике оценки перспектив нефтегазоносности Соликамской депрессии по характерис­тикам локальных структур / В.И. Галкин, И.А. Козлова, А.В. Растегаев, И.В. Ванцева, С.Н. Кривощеков, В.Л. Воеводкин // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 12–17.
2. Bartels C.P.A., Ketellapper R.H. Exploratory and explanatory statistical analysis data. – Boston: MartinusNijhoff Publishing, 1979. – 284 p.
3. Davis C.J. Estimation of the probability of success in petroleum exploration // Mathematical Geology. – 1977. – Vol. 9, № 4. – P. 409–427.
4. Watson G.S. Statistic on spheres. – New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983. – 238 p.
5. Unwin D. Introductory spatial analysis. – London: Methuen and Co., Ltd., 1981. – 212 p.
6. Галкин В.И., Шайхутдинов А.Н. Построение статистических моделей для прогноза дебитов по верхнеюрским отложениям Когалымского региона // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 1. – С. 52–54.
7. Додевонские отложения Пермского Прикамья как одно из перспективных направлений геолого-разведочных работ / Т.В. Белоконь, В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Е. Башкова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2005. – № 9–10. – С. 24–28.
8. Прогнозная оценка нефтегазоносности структур на территории Соликамской депрессии / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, И.А. Козлова, И.В. Ванцева, С.Н. Кривощеков, В.Л. Воеводкин // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 4–7.
9. Галкин В.И., Хижняк Г.П. О влиянии литологии на коэффициент вытеснения нефти водой // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 70–73.
10. Оценка точности определения прогнозных запасов нефти в пределах Соликамской впадины / А.В. Растегаев, В.И. Галкин, И.А. Козлова, В.Л. Воеводкин, И.В. Ванцева // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 8–12.
11. Оценка возможностей определения коэффициентов извлечения нефти по обобщенным статистическим моделям (на примере Пермского края) / В.И. Галкин, С.В. Галкин, А.Н. Аношкин, И.А. Акимов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2007. – № 10. – С. 51–53.
12. Исследование влияния геолого-технологических показателей на эффективность гидро­разрыва пласта (на примере Повховского месторождения – пласта БВ8) / С.А. Иванов, К.Г. Скачек, В.И. Галкин, А.В. Растегаев, С.А. Шихов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 10. – С. 42.
13. Кривощеков С.Н., Галкин В.И. Построение матрицы элементарных ячеек при прогнозе неф­тегазоносности вероятностно-статистическими методами на территории Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 8. – С. 20–23.
14. Кривощеков С.Н., Галкин В.И., Волкова А.С. Разработка вероятностно-статистической методики прогноза нефтегазоносности структур // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 28–31.
15. Шайхутдинов А.Н., Галкин В.И. О возможностях прогноза нефтегазоносности юрских отложений вероятностно-статистическими методами (на примере территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 6. – С. 11–14.
16. Путилов И.С., Галкин В.И. Применение вероятностного статистического анализа для изуче­ния фациальной зональности турнейско-фаменского карбонатного комплекса Сибирского месторож­дения // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 9. – С. 112–114.
17. Андрейко С.С. Статистические критерии и результаты оценки закономерностей распре­деления газодинамических явлений на калийных месторождениях // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. – 2003. – № 4. – С. 45–56.
18. Андрейко С.С., Бикмаева Т.А., Иванов О.В. Разработка математической модели метода прогнозирования внезапных разрушений пород почвы горных выработок при очистной выемке карналлитового пласта в условиях Верхнекамского месторождения калийных солей // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2010. – № 4. – С. 191–196.

  С помощью статистического анализа в пределах Башкирского свода выполнено сопоставление данных сейсморазведки 2D и 3D с помощью корреляционного анализа. Данная площадь выбрана, во-первых, в связи с тем, что на ней сейсморазведкой 2D выделено 48 локальных поднятий, во-вторых, в связи с высокими перспективами нефтеносности Башкирского свода. Анализ корреляционного поля между абсолютными величинами погрешности сейсмических построений и плотностью сейсмопрофилирования показал, что при повышении плотности профилирования можно готовить к поисковому бурению малоразмерные объекты. Проанализированный фонд локальных поднятий, выделенных сейсморазведкой 2D, с позиции оценки их подтверждаемости глубоким бурением позволил установить наиболее перспективные объекты. Необходимо отметить, что совместный анализ амплитуд структур и погрешностей сейсмических построений, полученных по методике 2D, в большинстве случаев не может дать однозначные ответы о реальном существовании выявленных структур. Это объясняется тем, что погрешность структурных построений превышает геометрические размеры исследуемого объекта. Поэтому для их подготовки к глубокому нефтепоисковому бурению рекомендуется сгущение сети профилей или в ряде случаев проведение пространственной сейсморазведки  3D.
Ключевые слова: сейсморазведка, плотность сейсморазведки, подготовка локальных  структур, прогноз, уравнения регрессии, корреляционные связи, коэффициент корреляции, математическая модель, информативность показателей.

Морошкин Алексей Николаевич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
moroshkin@permnipineft.com
614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

1. Кривощеков С.Н., Галкин В.И. Построение матрицы элементарных ячеек при прогнозе нефтегазоносности вероятностно-статистическими методами на территории Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 8. – С. 20–23.
2. Галкин В.И., Кривощеков С.Н. Обоснование направлений поисков месторождений нефти и газа в Пермском крае // Научные исследования и инновации. – 2009. – Т. 3, № 4. – С. 3–7.
3. К методике оценки перспектив нефтегазоносности Соликамской депрессии по характеристикам локальных структур / В.И. Галкин, И.А. Козлова, А.В. Растегаев, И.В. Ванцева, С.Н. Кривощеков, В.Л. Воеводкин // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 12–17.
4. Прогнозная оценка нефтегазоносности структур на территории Соликамской депрессии / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, И.А. Козлова, И.В. Ванцева, С.Н. Кривощеков, В.Л. Воеводкин // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 4–7.
5. Оценка точности определения прогнозных запасов нефти в пределах Соликамской впадины / А.В. Растегаев, В.И. Галкин, И.А. Козлова, В.Л. Воеводкин, И.В. Ванцева // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 8–12.
6. Воеводкин В.Л., Галкин В.И., Кривощеков С.Н. Исследование влияния критериев нефтегазоносности и изученности территории Пермского края на распределение месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 6. – С. 30–34.
7. Вероятностно-статистическая оценка инженерно-геологических условий для специального районирования / В.В. Середин, В.И. Галкин, М.В. Пушкарева, Л.О. Лейбович, С.Н. Сметанин // Инженерная геология. – 2011. – № 4. – С. 42–47.
8. Прогнозирование карстовой опасности при инженерно-геологическом районировании терри­тории / В.В. Середин, В.И. Галкин, А.В. Растегаев, Л.О. Лейбович, М.В. Пушкарева // Инженерная геология. – 2012. – № 2. – С. 40–45.
9. Bartels C.P.A., Ketellapper R.H. Exploratory and explanatory statistical analysis data. – Boston: MartinusNijhoff Publishing, 1979. – 284 p.
10. Davis C.J. Estimation of the probability of success in petroleum exploration // Mathematical Geology. – 1977. – Vol. 9, № 4. – P. 409–427.
11. Donnelly K.P. Simulations to determine the reariance and edge effect of total nearest neighbor distance, in Hodder. – 1 ed. // Simulation studies in archeology. – Cambridge: Cambridge Unit. Press, 1978. – P. 91–95.
12. Watson G.S. Statistic on spheres. – New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983. – 238 p.
13. Unwin D. Introductory spatial analysis. – London: Methuen and Co., Ltd., 1981. – 212 p.

  Представлены четыре варианта распределения трехмерного параметра пористости путем задания определенных настроек стохастического алгоритма моделирования. При оценке достоверности построения геологических моделей методом стохастического моделирования по каждому из вариантов был выполнен процесс многократного (32 реализации) перестроения модели, каждая из которых соответствует исходным данным и полевой информации. Перестроение трехмерных моделей проводилось на основе пересчета параметра пористости, куба литологии и привлечения дополнительных исходных данных. Все типы исходных данных являются дополнительными и используются для ограничения стохастического алгоритма, т.е. для получения более реалистичного результата построения трехмерных литолого-фациальных моделей.
  По каждому варианту моделирования с помощью математической статистики были рассчитаны значения t-критерия и уровня значимости (р). Данные значения получены путем последовательного сравнения друг с другом вариантов моделирования. По результатам сравнения было установлено, что для фаций типа протока дельты и дельтовый залив при каждом последующем варианте наблюдается увеличение значения t-критерия и снижение уровня значимости р, т.е. происходит уменьшение дисперсии и значения Кп становятся ближе к среднему значению. Описанная тенденция связана с привлечением к каждому последующему варианту моделирования дополнительных исходных данных. Также было установлено, что трехмерные параметры пористости, полученные по четвертому варианту моделирования, с учетом непрерывной скважинной кривой Кп, данных литолого- и сейсмофациального анализа, результатов фациального моделирования песчаных объектов, трендовых гистограмм непрерывной скважинной кривой пористости, а также с учетом прогнозных схем Кп, подтверждают корректное разделение рассматриваемого в данной работе нижнетиманского циклита на основные фациальные комплексы и являются наиболее информативными и достоверными.
Ключевые слова: нижнетиманские отложения, месторождение, моделирование, стохастическое моделирование, многовариантное моделирование, петрофизическое моделирование, оценка неопределенности, фациальный анализ, сейсмический анализ, кригинг, циклит, фация, протока, залив, пористость.

Дерюшев Александр Борисович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
ABDeryushev@mail.ru
614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, д. 29

Потехин Денис Владимирович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Potekhin@permnipineft.ru
614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, д. 29

1. Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сыртланов В.Р. Оценка качества 3D моделей. – М.: Маска, 2008. – 272 с.
2. Закревский К.Е. Геологическое 3D-моделирование. – М.: Маска, 2009. – 376 с.
3. Капутин Ю.Е. Горные компьютерные технологии и геостатистика. – СПб.: Недра, 2002. – 424 с.
4. Dubrule O. Geostatistics for seismic data integration in earth model. – Tulsa, Oklahoma, 2003. – 273 р.
5. Дерюшев А.Б., Потехин Д.В. Применение стохастического алгоритма при моделировании терригенных отложений девона // Вестник ПНИПУ Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2011. – № 1. – С. 25–31.
6. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторо­ждений. Ч. 1: Геологические модели / ОАО «ВНИИОЭНГ». – М., 2008. – 36 с.
7. Литолого-фациальное строение продуктивной живетско-нижнефранской терригенной толщи Кустовского, Андреевского, Мало-Усинского и Кирилловского месторождений: отчет о НИР / ООО «ПермНИПИнефть». – Пермь, 2009. – 376 с.
8. Руководство пользователя программного продукта IRAP RMS. – М., 2010. – 2966 с.
9. Матерон Ж. Основы прикладной геостатистики. – М., 1968. – 408 с.
10. Yarus J.M. Stochastic modeling and geostatistics / AAPG. – Tulsa, Oklahoma, 1994. – 231 р.
11. Детальное изучение геологического строения Кирилловского месторождения нефти с помощью пространственной сейсморазведки 3D: отчет по НИР / ООО «ПермНИПИнефть». – Пермь, 2009. – 231 с.
12. Selley R.C. Ancient sedimentary environments. – London, 1978. – 287 р.
13. Гаврилов С.С., Славкин В.С., Френкель С.М. Использование данных сейсморазведки при трехмерном геологическом моделировании // Геология нефти и газа. – 2006. – № 5. – С. 44–51.
14. Зюзев Е.С., Глебов А.С. Методические особенности построения дискретной и непрерывной литологической модели // Материалы X науч.-практ. конф. «Геомодель –2008». – Геленджик, 2008. – 67 с.
15. Serra O. Advanced interpretation of wireline logs. – Houston: Shlumberger, 1986. – 295 p.

  Строительство боковых стволов – наиболее эффективная технология, позволяющая повысить добычу нефти на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, и увеличить коэффициент извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию ранее пробуренные нефтяные скважины. При бурении боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки продуктивных пластов, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной.
  Преимущество бурения дополнительных стволов обусловлено отсутствием необходимости строительства новых коммуникационных линий, сокращаются затраты на оборудование и материалы, снижается воздействие на окружающую среду. В то же время для бурения новых скважин требуется отвод земель под строительство и их обустройство, при строительстве боковых стволов используются мобильные установки, поэтому исключается необходимость отвода новых земель.
  Бурение боковых стволов сопровождается проблемой отсутствия надежных технологий: вскрытия, освоения, оценки интервалов и интенсификации притока, проведения геолого-технических мероприятий и ремонтно-изоляционных работ. Их несовершенство негативно отражается на технико-экономических показателях разработки залежей углеводородов.
  В статье определены критерии успешности строительства дополнительных из ранее пробуренных скважин с использованием методов статистики – регрессионного анализа. В полученном уравнении регрессии значения коэффициентов при свободных членах показывают влияние геолого-физических и технологических факторов на успешность проведения операции. По полученным результатам выделены критерии, влияющие на успешность строительства боковых стволов: расстояние от перфорационных отверстий до водонефтяного контакта, обводненность, плотность, проницаемость, вязкость.
Ключевые слова: добывающая скважина, строительство дополнительных стволов, качество крепления, добыча нефти, повышение нефтеотдачи пластов, осложнения при добыче нефти, трудноизвлекаемые запасы.

Устькачкинцев Егор Николаевич
ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
egoruv@mail.ru
614600, г. Пермь, ул. Ленина, д. 62

1. Буслаев В.Ф. Технико-технологические решения по строительству горизонтальных и раз­ветвленных скважин // Бурение скважин. – 1992. – № 10. – С. 8–12.
2. Мелехин А.А., Чернышов С.Е., Турбаков М.С. Расширяющиеся тампонажные составы для ликвидации поглощений при креплении обсадных колонн добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 50–52.
3. Плотников А.А., Курбанов Я.М. Анализ строительства боковых стволов в добывающих скважинах на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. – № 2. – С. 2–6.
4. Токарева Т.В. Опыт и эффективность бурения, эксплуатации боковых стволов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 2. – С. 457–468.
5. Развитие горизонтальной технологии разработки нефтяных месторождений Татарстана / Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, Р.Т. Фазлыев, И.Г. Юсупов // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 8. – С. 46–48.
6. Adnoy B.S., Chenevert M.E. Stability of highly inclined boreholes // SPE, Drlg. Eugrg. – 1987. – December. – P. 364–374.
7. Clements W.R., Yelsma Н.Н. Horisontal wells pose special hydranlic desing considerations // Petroleum Engineer International. – 1989. – Nov. – P. 17–21.
8. Crouse P.C. Horisontal drilling spurs optimism // Wold. Oil. – 1991. – Vol. 212, № 2. – P. 35–37.
9. Gray G.R., Darly H.C., Rogers W.F. Composition and properties of oil well drilling fluids. – 4 ed. – Houston: Gulf Publishing Co., 1987. – P. 62.
10. Skelton J.H. Louisiana horisontal well taps oil in area of salt related fracturing // Oil and Gas J. – 1992. – Vol. 90, № 27. – P. 88–90.
11. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах: учеб. пособие / В.М. Шенбергер, Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, И.С. Матиешин, А.В. Кустышев. – Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. – 573 с.
12. Чернышов С.Е. Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 6. – С. 22–24.
13. Чернышов С.Е., Крапивина Т.Н., Крысин Н.И. Обоснование профиля дополнительного ствола скважины при строительстве в осложненных условиях // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 8. – С. 45–48.
14. Чернышов С.Е., Крысин Н.И. Совершенствование технологии строительства дополни­тель­ных стволов из ранее пробуренных скважин // Научные исследования и инновации. – 2010. – Т. 4, № 1. – С. 38–43.
15. Чернышов С.Е., Турбаков М.С., Крысин Н.И. Основные направления повышения эффек­тив­ности строительства боковых стволов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 8. – С. 98–100.

  В работе с использованием реального кернового материала исследованы процессы фазовых переходов   парафинов в нефти непосредственно в микрообъеме пород. Эксперименты включали измерение импульсным методом ядерного магнитного резонанса (ЯМР) релаксационных, вязкостных свойств и энергии активации нефти при изменении температуры в интервале 5–65 °С. Идентификация точки фазового перехода парафинов производилась по комплексу параметров: временам спин-решеточной релаксации подвижной и связанной фаз углеводородов и относительному объему (населенности) молекул вблизи адсорбционных центров. Объектами исследований являлись три коллекции терригенных и карбонатных коллекторов визейских и башкирских отложений Логовского, Кокуйского и Мосинского месторождений. Коллекторские свойства пород по пористости изменялись от 9,9 до 19,9 %, а по проницаемости – от 7·10–4 до 0,488 мкм2. Анализ экспериментальных данных показал, что фазовые переходы парафинов в ограниченном микрообъеме пород-коллекторов наблюдаются при температуре на 5–15 °С более высокой по сравнению со свободным объемом. При этом зависимость температуры насыщения парафинами напрямую не зависит от проницаемости пород. Существенное влияние на фазовые переходы оказывают физико-химические характеристики поровой поверхности. Для карбонатных коллекторов установлен линейный рост температуры насыщения нефти парафинами с увеличением показателя смачиваемости внутрипоровой поверхности. На модельных системах и реальных образцах керна впервые установлено, что с возрастанием энергии активации молекулярных движений углеводородов в поровом пространстве пород происходит монотонное увеличение температуры насыщения нефти парафинами. Полученные аналитические зависимости позволяют прогнозировать температуру фазового перехода нефтяных парафинов при изменении температурного режима залежи при различных геолого-технологических мероприятиях.
Ключевые слова: метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР), фазовый переход (ФП), кристаллизация парафинов, температура насыщения нефти парафином, энергия активации, смачиваемость поверхности.

Злобин Александр Аркадьевич
Пермский национальный исследова­тельский политехнический университет
ZlobinAA55@gmail.com
614990, г. Пермь, Комсо­мольский пр., 29

1. Злобин А.А., Тульбович Б.И., Борсуцкий З.Р. Изучение фазового состояния парафинов в нефтяных углеводородах импульсным методом ЯМР // Радиоспектроскопия. – 1993. – Вып. 21. – С. 140–148.
2. Злобин А.А., Мордвинов В.А., Юшков И.Р. Энергия активации углеводородов нефти как крите­рий выбора ингибиторов парафиновых отложений // Нефть, газ, бизнес. – 2011. – № 9. – С. 50–54.
3. Злобин А.А., Тульбович Б.И., Борсуцкий З.Р. Способ определения эффективности действия ингибитора парафиноотложения в нефти: пат. России 1804615 G01 N24/08, E21B 43/00. Б.И. № 11 от 23.03.93.
4. Методическое руководство по выявлению залежей нефти, насыщенных парафинами:
РД 39-0147035-226-88 (взамен устаревшего РД 39-9-478-80) / ВНИИнефть, МНТК «Нефтеотдача». – М., 1988. – 11 с.
5. Ефимова Г.Ф. Математическое моделирование температурных процессов в фильтрационно-волновых полях с учетом фазовых переходов: автореф. дис. … канд. физ.-мат. наук. – Стерлитамак, 2004. – 25 с.
6. Шарафутдинов Р.Ф. Многофронтовые фазовые переходы при неизотермической фильтрации газированной парафинистой нефти // Прикладная механика и техническая физика. – 2001. – Т. 42, № 2. – С. 111–117.
7. Вашман А.А., Пронин И.С. Ядерная магнитная релаксация и ее применение в химической физике. – М.: Наука, 1979. – 224 с.
8. Prunelet A., Fleury M., Cohen-Addad J-P. Detection of asphaltene flocculation using NMR relaxometry // C. R. Chimie. – 2004. – Vol. 7. – P. 283–289.
9. Scotti R., Montanari L. Molecular structure and intermolecular interaction of asphaltenes by FT-IR, NMR, EPR // Structures and Dynamics of Asphaltenes / ed. by O.C. Mullins, E.Y. Shen. – N.-Y.: Plenum Press, 1998. – P. 79–84.
10. Сюняев З.И., Сюняев Р.З., Сафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы. – М.: Химия, 1990. – 224 с.
11. Рагулин В.А. Определение температуры насыщения нефти парафинами по изменению объема системы: сб. тр. / БашНИПИнефть. – Уфа, 1972. – С. 64–72.
12. Yen T.F., Erdman J.G., Pollack S.S. Investigation of the structure of petroleum asphaltenes by x-ray diffraction // Anal. Chem. – 1961. – Vol. 33, № 11. – P. 1587–1594.
13. Dickie J.P., Yen T.F. Electron microscopic studies on petroleum asphaltics // ACS Division of Petroleum Chemistry, Preprints. – 1966. – Vol. 11, № 3. – P. 39–47.
14. Злобин А.А. Способ определения эффективности действия ингибитора парафиноотложения в нефти: патент РФ 2238546 G01 N24/08. Бюл. № 29 от 20.10.04.
15. Khadim M.A., Sarbar M.A. Role of asphaltene and resin in oil field emulsions // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 1999. – Vol. 23, № 3–4. – P. 213–221.

  Приведены результаты исследования процесса изменения свойств и размеров призабойной зоны пласта (ПЗП) на примере добывающей скважины Уньвинского нефтяного месторождения, эксплуатирующей терригенный коллектор. Установлено, что при эксплуатации нефтедобывающей скважины снижение забойных и пластовых давлений может приводить к существенному изменению фильтрационных свойств продуктивного пласта. Качественная и количественная оценка состояния призабойной зоны пласта осуществлялась при обработке кривых восстановления давления (КВД), получаемых в процессе гидродинамических исследований (ГДИ) скважины на неустановившихся режимах. Показано влияние различных причин на изменение проницаемости коллектора в ПЗП путем совместного анализа данных гидродинамических исследований и геолого-промысловой информации. Проанализированы данные гидродинамических исследований скважины за период с мая 2001 г. по март 2008 г. Приведен пример обработки полученной в мае 2007 г. КВД несколькими методами с целью комплексной оценки состояния ПЗП. В анализируемый период при изменении пластового и забойного давлений состояние ПЗП также изменялось и характеризовалось различными значениями проницаемости удаленной и призабойной зон пласта. Причиной ухудшения состояния призабойной зоны в заключительный период следует считать деформации коллектора, вызванные снижением забойного и пластового давлений, которое приводит к уменьшению проницаемости горных пород, коэффициентов продуктивности добывающих скважин и повышению степени зональной неоднородности пласта по проницаемости. Ухудшение состояния призабойной зоны, выявленное по методу касательной и детерминированных моментов давления с определением скин-фактора и диагностического признака соответственно, существенно повлияло на продуктивность скважины.
Ключевые слова: добывающая скважина, призабойная зона пласта, кольматация, эффективная проницаемость, пластовое давление, гидродинамические исследования скважин, скин-фактор, деформация коллектора.

Ерофеев Артем Александрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
erofeev.a@bk.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Мордвинов Виктор Антонович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
erofeev.a@bk.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Назаров А.Ю. Влияние изменения пластового давления на показатели разработки нефтяной залежи: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Пермь, 1996. – 20 с.
2. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 9. – С. 52–57.
3. РД 39-100-91. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизи­ческим и физико-химическим методам контроля и разработки нефтяных месторождений. – М., 1991. – 541 с.
4. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. – М.: Гостоптехиздат, 1960. – 319 с.
5. Horner D.R. Pressure build-up in wells // Proceedings, Third World Pet. Congress. – 1951. – Sect. II. – P. 503–521.
6. Ерофеев А.А., Пономарева И.Н., Турбаков М.С. Оценка условий применения методов обработки кривых восстановления давления скважин в карбонатных коллекторах // Инженер-нефтяник. – 2011. – № 3. – С. 12–15.
7. Пономарева И.Н., Савчик М.Б., Ерофеев А.А. Условия применения скин-фактора для оцен­ки состояния прискважинных зон продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7. – С. 114–115.
8. Шагиев Р. Г. Исследование скважин по КВД. – М.: Наука, 1998. – 304 с.
9. Earlaugher R.C. Jr., Kerch K.M. Analysis of short-time transient test data by type-curve matching // J. Pet. Tech. – 1974. – № 26. – P. 793–800.
10. Ерофеев А.А., Пономарева И.Н., Мордвинов В.А. К определению пластового давления при гидродинамических исследованиях скважин в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. – С. 98–100.
11. Pollard P. Evaluation of acid treatments from pressure buildup analysis // Petroleum Technology. – 1959. – № 3. – P. 38–43.
12. Басниев К.С. Подземная гидромеханика. – М.: Недра, 1993. – 415 с.
13. Чодри А. Гидродинамические исследования нефтяных скважин: пер. с англ. – М.: Премиум Инжиниринг, 2011. – 687 с.
14. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В. Изменение продуктивности добывающих скважин при сни­же­нии пластовых и забойных давлений // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 8. – С. 120–122.
15. A new set of type curves simplifies well test analysis / D. Bourdet [et al.] // World oil. – 1983. – May. – P. 95–106.

  При эксплуатации бобриковских объектов нефтяных месторождений Верхнего Прикамья в различные периоды разработки наблюдалось снижение пластовых и забойных давлений ниже давления насыщения, что в связи с высокой газонасыщенностью пластовой нефти приводило к значительному выделению в сво­бодную фазу растворенного газа. Интерес представляет вопрос о степени влияния на величину изменения фактических коэффициентов продуктивности скважин дегазирования пластовой нефти и изменения проницаемости коллектора за счет его деформации в отдельности в области с забойными давлениями ниже давления насыщения.
  В работе приведен диапазон изменения показателей, определяющих геолого-физическую характеристику бобриковских объектов Верхнего Прикамья. Рассмотрены результаты эксплуатации добывающих скважин указанных выше объектов при снижении пластовых и забойных давлений. Показано, что степень снижения коэффициентов продуктивности добывающих скважин залежей нефти в бобриковских отложениях месторождений, приуроченных к территории распространения Верхнекамского месторождения калийных солей, при снижении пластовых и забойных давлений до давления насыщения нефти газом возрастает с увеличением проницаемости коллектора.
  Отмечено, что при снижении забойных давлений до давления насыщения нефти газом коэффициенты продуктивности снижаются на 50–60 % от первоначальной величины. Далее выполнена оценка степени влияния на величину изменения фактических коэффициентов продуктивности дегазирования пластовой нефти и изменения проницаемости коллектора за счет его деформации в отдельности в области забойных давлений ниже давления насыщения. На примере Шершневского месторождения показано, что при забойном давлении менее 0,3 от давления насыщения на коэффициенты продуктивности добывающих скважин оказывает основное влияние выделившийся из нефти газ.
Ключевые слова: залежь нефти, коэффициент продуктивности, забойное давление, пластовое давление, газосодержание, давление насыщения, деформации, проницаемость, нефтеизвлечение.

Поплыгин Владимир Валерьевич
Пермский национальный исследова­тель­ский политехнический университет
poplygin@bk.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Поплыгина Ирина Сергеевна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
poplygin@bk.ru
614990, г. Пермь, Советской армии, 29

1. Поплыгин В.В. Динамика продуктивности добывающих скважин при высокой газонасыщен­ности пластовой нефти // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 28–29.
2. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В. Изменение продуктивности добывающих скважин при сни­жении пластовых и забойных давлений // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 8. – С. 120–122.
3. Miller C.C., Dyes A.B., Hutchinson C.A. The estimation of permeability and reservoir pressure from bottom-hole pressure build-up characteristics // Trails. AIME. – 1950. – Vol. 189. – P. 91–104.
4. Van-Everdingen A.F. Tlie Skin effect and its influence on the productive capacity of the wells // Trans. AIME. – 1953. – Vol. 198. – P. 171–176.
5. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Чалов С.В. Изменение продуктивности добывающих сква­жин при разработке залежей нефти с высокой газонасыщенностью // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 8. – С. 104–106.
6. Поплыгин В.В., Галкин С.В., Давыдова И.С. К вопросу оптимизации систем разработки в условиях эксплуатационных объектов нефтяных месторождений Предуральского краевого прогиба // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 12. – С. 54–58.
7. Поплыгин В.В., Мордвинов В.А. Периодическая откачка жидкости из скважин с высоким содер­жанием свободного газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 12. – С. 59–63.
8. Воеводкин В.Л., Галкин С.В., Поплыгин В.В. Прогнозирование дебитов нефти при технико-экономическом обосновании проектов освоения и поисков месторождений территории ВКМКС // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С 45–47.
9. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 9. – С. 52–57.
10. Teufel L.W., Rhett D.W., Farrel Н.E. Effect of reservoir depletion and pore pressure drawdown on in situ stress and deformation in the ekofisk field, North Sea // 32nd U.S. Symposium on Rock Mechanics, University of Oklahoma, July 10–12. 1991. Р. 602–608.
11. Лысенко В.Д., Буторин О.И., Шавалиев А.М. Учет зависимости коэффициента продуктив­ности скважины от забойного давления // Нефтяное хозяйство. – 1980. – № 8. – С. 43–46.
12. Мищенко И.Т., Садгиев Р.Ф. Установление режима эксплуатации добывающей скважины при забойном давлении ниже давления насыщения // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 4. – С. 104–106.
13. Усенко В.Ф. Исследование нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насы­щения. – М.: Недра, 1967.
14. Lekia S.D.A., Evants R.D. Generalized inflow performance relationship for stimulated wells // JCPT. – 1990. – Vol. 29, № 6. – P. 71–75.
15. Поплыгин В.В., Мордвинов В.А. К совершенствованию системы поддержания пластового давления при разработке бобриковской залежи Уньвинского нефтяного месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 12. – С. 52–53.
16. Поплыгин В.В. Прогнозирование продуктивности скважин и темпов нефтеизвлечения при высокой газонасыщенности пластовой нефти (на примере месторождений Верхнего Прикамья): автореф. дис. … канд. техн. наук. – СПб., 2011. – 20 с.
17. Лысенко В.Д. О закономерности снижения коэффициента продуктивности скважин по нефти // Нефтепромысловое дело. – 2009. –  № 5. – С. 8–10.
18. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. – 562 с.
19. Лысенко В.Д., Буторин О.И., Шавалиев А.М. Учет зависимости коэффициента продуктивности скважины от забойного давления // Нефтяное хозяйство. – 1980. – № 8. – С. 43–46.
20. Поплыгин В.В., Галкин С.В. Прогнозная экспресс-оценка показателей разработки нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 3. – С. 112–115.
21. Поплыгин В.В., Головизина А.А. Прогнозирование отборов нефти при разработке нефтяных месторождений с учетом изменения продуктивности скважин // Нефть, газ и бизнес. – 2011. – № 8. – С. 24–26.

  Проведена оценка влияния износа уплотнений ступеней погружного насоса на его характеристики. Приведен обзор существующей литературы по расчету и моделированию износа погружных насосов, в том числе по расчету скорости износа уплотнений. Выполнен анализ факторов, влияющих на скорость износа уплотнений. Разработана математическая модель износа уплотнений с учетом влияния параметров механических примесей, таких как размер частиц, концентрация, плотность и твердость, а также геометрии уплотнений (длина и ширина зазора между рабочим колесом и направляющим аппаратом, радиус уплотнения), свойств материала насоса и свойств жидкости, таких как вязкость, плотность и скорость течения. В модели учитывается возможность заклинивания частиц в зазоре и, как следствие, значительное увеличение скорости износа. На основе модели предложена методика расчета скорости износа межступенчатых уплотнений погружных нефтяных насосов при перекачивании жидкостей, содержащих абразивные частицы, с учетом изменения размеров зазоров вследствие износа. Основой для расчета скорости износа является вычисление количества утечек через межступенчатое уплотнение, изменяющееся с увеличением зазора вследствие износа. Пример расчета сопоставляется с экспериментальными данными. Подобран эмпирический коэффициент K для выбранной диагональной ступени ЭЦН5А-320, позволяющий проводить расчеты скорости износа уплотнений при любом режиме работы насоса (при различных подачах и частотах вращения вала). Особенно полезна такая методика расчета при проектировании новых ступеней, так как позволит рассчитать необходимые параметры межступенчатых уплотнений исходя из ожидаемых параметров работы насоса.
Ключевые слова: погружной насос, центробежный насос, межступенчатые уплотнения, зазоры, гидроабразивный износ, напор ступени, подача насоса, испытания насосов, ресурс насоса, надежность, утечки в насосе, модель износа уплотнений, скорость износа, абразивные частицы, механические примеси.

Островский Виктор Георгиевич
ЗАО «Новомет-Пермь»
ostrov_13@mail.com
614990, г. Пермь, шоссе Космонавтов, 395

Пещеренко Сергей Николаевич
ЗАО «Новомет-Пермь»
psn@novomet.ru
614065, г. Пермь, шоссе Космо­навтов, 395

1. Смирнов Н.И. Научные подходы к повышению надежности УЭЦН // Инженерная практика. – 2010. – № 2. – С. 5.
2. Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Рабинович А.И. Конструкция абразиво-устойчивых по­груж­ных насосов // Современное состояние и перспективы развития гидромашиностроения в ХХI веке: тр. междунар. науч.-техн. конф. – СПб.: Нестор, 2003.
3. Островский В.Г., Пещеренко С.Н., Каплан А.Л. Методика моделирования гидроабразивного износа ступеней нефтяных насосов // Горное оборудование и электромеханика. – 2011. – № 12. – С. 38–42.
4. Агеев Ш.Р., Григорян Е.Е., Макиенко Г.П. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение: энциклопедический справочник. – Пермь: Пресс-Мастер, 2007. – 645 с.
5. Яременко О.В. Испытания насосов. – М.: Машиностроение, 1976. – 225 с.
6. Gulich J.F. Centrifugal pumps. – Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 2010. – 964 с.
7. Takacs G. Electrical submersible pump manual: design, operation, and maintenance. – Elsevier, 2009. – 425 p.
8. Животовский Л.С., Смойловская Л.А. Лопастные насосы для абразивных гидросмесей. – М.: Машиностроение, 1978. – 223 с.
9. Фомин В.В. Гидроэрозия металлов. – М.: Машиностроение, 1977. – 287 с.
10. Финкельштейн З.Л. Применение и очистка рабочих жидкостей для горных машин. – М.: Недра, 1986. – 232 с.
11. Görtler H. Zur Geschichte des Π-Theorems // Zeitschrift für angewandte Mathematik und Mechanik. – 1975. – № 55. – Р. 3–8.
12. Uetz H. Abrasion und erosion. – Hanser, Munchen, 1986. – 829 p.
13. Multiphase pumping with twin-screw pumps / G. Vetter [et al.] // 17th intl. pumps users symp. – Texas: A&M, 2000. – Р. 153–169.
14. Ломакин А.А. Центробежные и осевые насосы. – Л.: Машиностроение, 1966. – 364 с.
15. Попов Д.Н., Панаиотти С.С., Рябинин М.В. Гидромеханика / под ред. Д.Н. Попова. – М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2002. – 384 с.

  Растущий спрос на моторные топлива опережает динамику разведки и разработки традиционных запасов нефти. Компенсировать этот разрыв в современном мире удаётся за счёт разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, такими как канадские нефтеносные песчаники, венесуэльская тяжелая нефть, а также различного рода высоковязкой нефти и природных нефтебитумов. В настоящий момент ситуация в России хоть и в меньшей степени, но также характеризуется этой тенденцией. Одной из ключевых проблем на этапе добычи, транспортировки и переработки тяжёлой нефти являются трудности, связанные с отделением воды от подобного рода сырья. Во многом эта проблема обусловлена способом добычи (извлечение из недр перегретым водяным паром, внутрипластовым горением, шахтным, карьерным методом). В данной статье описаны особенности распределения мелкодисперсных глобул воды в высоковязкой ярегской нефти (что обусловлено вытеснением её паром из пласта). Указаны методики проведения ступенчатых исследований по выделению природных стабилизаторов эмульсии. На основании полученных данных был произведён отбор товарных форм деэмульгаторов, которые должны справляться с разрушением бронирующих оболочек такого рода, а также изучено влияние компонентов деэмульгаторов на скорость «сброса» воды. В результате были модернизированы образцы товарных деэмульгаторов марки Геркулес, опытная партия которых по результатам опытно-промышленных испытаний  успешно справилась с доведением содержания воды и хлоридов в ярегской нефти до товарных кондиций. Но с ростом загрузки по нефти эффективность работы деэмульгаторов снижалась, что свидетельствует о недоработках в аппаратурном оформлении процесса. По результатам исследования диэлектрических и вязкостных характеристик нефти в зависимости от температуры были предложены технологические приёмы и рассчитана требуемая мощность электрической части электродегидраторов, гарантирующая стабильную работу при обезвоживании тяжёлой нефти при объёмной подаче вплоть до 0,2 об/ч на объём аппаратуры для отстаивания.
Ключевые слова: высоковязкая нефть, подготовка нефти к переработке на промысле и нефтеперерабатывающих заводах, деэмульгаторы, электродегидраторы, эмульсии, природные стабилизаторы эмульсии, методики выделения стабилизаторов, компоненты деэмульгаторов, диэлектрические характеристики нефти.

Попов Виталий Владимирович
Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина
MisterVVP@rambler.ru
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Советская, 12–65

1. Nunez G. A. Drive to produce heavy crude prompts variety of transportation methods // Oil&Gas Journal. – 1998. – № 43. – P. 59–68.
2. Лунегов В.В., Владимиров А.А., Берников М.В. Обезвоживание высоковязкой нефти при шахтной добыче // Труды ПечорНИПИНефть. – 1979. – № 7. – С. 93–98.
3. Петров А.А., Борисов С.И. О допустимых пределах смешения сероводород- и железо­содер­жащих водонефтяных эмульсий при промысловой подготовке нефти // Нефтяное хозяйство. – 1979. – № 11. – С. 37–40.
4. Бергштейн Н.В., Хуторянский Ф.М., Левченко Д.Н. Совершенствование процесса обес­со­ливания нефти на ЭЛОУ НПЗ // Химия и технология топлив и масел. – 1983. – № 1. – С. 8–14.
5. Dalmazzone C. The mechanic of emulsion forming // Oil and Gas Science and Technology. – 2000. – № 3. – P. 281–305.
6. Беньковский В.Г., Марданенко В.П. О методике выделения и исследования природных эмульгаторов воды и нефти // Химия и технология топлив и масел. – 1965. – № 7. – С. 41–45.
7. Левченко Д.Н., Худякова А.Д., Ратич Л.И. Выделение и исследование эмульгаторов нефтяных эмульсий // Химия и технология топлив и масел. – 1970. – № 10. – С. 21–25.
8. Зрелов В.Н., Кичкин Г.И. Хроматография в нефтяной и нефтехимической промышленности. – М.: Химия, 1963. – 318 с.
9. Nach Z. Asphaltens and resins influence on the stability of oil-in-water emulsions // Oil and Gas Science and Technology. – 2000. – № 7. – P. 945–963.
10. Грин К.Ю. Переработка некондиционных нефтей // Нефтегазовые технологии. – 2004. – № 6. – С. 80–82.
11. Испытания нефтерастворимых деэмульгаторов при подготовке нефти к переработке / С.А. Сидоров, В.Л. Блоцкий, В.Ф. Додонов, В.П. Енгулатова // Химия и технология топлив и масел. – 1996. – № 5. – С. 20–21.
12. Николаева Н.М., Мавлютова М.З., Сафин А.З. Зависимость эффективности ряда неионо­генных ПАВ от типа растворителя и концентрации раствора // Нефтепереработка и нефтехимия. – 1981. – № 3. – С. 41–42.
13. Принцип подбора оптимального состава высокоэффективного деэмульгатора водонефтяных эмульсий / Л.З. Климова, Э.В. Калинина, Е.Г. Гаевой, М.А. Силин, В.Н. Кошелев // Нефтехимия. – 1999. – № 3. – С. 226–233.
14. Чистяков С.И., Саяхов Ф.Я., Бондаренко П.М. Экспериментальное исследование электри­ческих свойств безводных и обводнённых нефтей в диапазоне частот 1000–3600 МГц // Нефтяное хозяйство. – 1969. – № 11. – С. 27–28.
15. Сайфуллин Н.Р., Махов А.Ф., Файзуллин В.Б. Практика переработки жидких нефтешламов в ОАО «Новоуфимский НПЗ» // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2004. – № 5. – С. 21–29.
16. Albinson K. Emulsion treatment improves perfomance and profitability // World Refining. – 2001. – № 2. – P. 49–56.
17. Woodside A., Vetters E. Desalting basics // Conoco Phillips Conference: Crude and Fraction Network Conference. Section 2. Houston,  2007. – T. X. – P. 180–214.
18. Gutzeit I. Controlling crude unit overhead corrosion by improved desalting // Hydrocarbon processing. – 2008. – № 2. – P. 119–126.

  Рассматриваются вопросы, связанные с деформированием скального трещиноватого массива на основе учета полной диаграммы деформирования пород по контактам. Расчеты сдвижений и деформаций скальных трещиноватых массивов производятся путем моделирования методами дискретных и конечных элементов. В работе произведен прогноз сдвижений и деформаций горного массива Тишинского свинцово-цинкового месторождения и описано их влияние на состояние горных выработок.
  Интенсивное развитие численных методов моделирования напряженно-деформированного состояния (НДС) горного массива блочной и трещиноватой структуры привело к развитию нового метода дискретных элементов. В отличие от методов, описывающих сплошную среду, в методе дискретных элементов модели деформирования задаются как для самих блоков, так и для поверхностей их контактов. При этом определяющим фактором в расчетах сдвижений массива, разбитого трещинами, является сдвиг, реализуемый по трещине.
  В рамках данной работы использовался программный комплекс 3DEC, имеющийся на кафедре маркшейдерского дела, геодезии и геоинформационных систем ПНИПУ.
  Для описания прочности контакта горных пород применялся нелинейный критерий разрушения Джагера.
  На основе реализованного в программном комплексе 3DEC алгоритма учета деформирования по системам трещин был выполнен прогноз сдвижений и деформаций горного массива и земной поверхности при отработке Тишинского месторождения.
  Модель Тишинского месторождения калибровалась на основе данных инструментальных наблюдений, проводимых при непосредственном участии автора.
  В результате выполненного расчета были сделаны выводы о возможности дальнейшей разработки месторождения и эксплуатации капитальных выработок.
Ключевые слова: метод дискретных элементов, метод конечных элементов, трещиноватость, слоистость, скальный массив, критерий разрушения Джагера.

Шустов Денис Владимирович
Пермский национальный исследовательский политехни­ческий университет
denispstu@mail.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Ермашов Алексей Олегович
Пермский национальный исследовательский политехни­ческий университет
geramd-06@mail.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Jing L., Stephansson O. Fundamentals of discrete element methods for rock engineering. – London: Elsevier Science, 2002. – 450 р.
2. Itasca Software Products – 3DEC / Itasca Consulting Group Inc. – Minneapolis, 2007.
3. Erban P.-J. Raumliche Finite-Element-Berechnungen an idealisierten Diskontinua unter Berücksichtigung des Scher- und Dilationsverhaltens von Trennflächen. Veröffentlichungen des Institutes fuer Grundbau, Bodenmechanik, Felsmechanik und Verkehrswasserbau der RWTH Aachen, Heft 14. – 1986. – 218 p.
4. Leichnitz W. Mechanische eigenschaften von felstrennflachen im direkten scherversuch // Veroeff. des Inst. fuer Bodenmechanik und Felsmechanik der TH Karlsruhe, Heft. – 1981. – 89. – P. 100.
5. Jaeger G.C. Friction of Rocks and stability of rock slopes // Geotechnique. – 1971. – 21/2. – P. 97–134.
6. Cundall P.A., Hart R.D. Numerical modelling of discontinua. Keynote lecture // Proc. 1st US Conf. on Discrete Element Methods. – Colorado, 1992. – 9–2. – P. 101–113.
7. Goodman R.E. Methods of geological engineering in discontinuous rocks. – San Francisco: West Publishing Company, 1976. – P. 472.
8. Wittke W. Rock mechanics, Theory and applications with case histories. – Berlin; Heidelberg; New York; London; Paris; Tokio; Hongkong; Barcelona: Springer-Verlag, 1990. – 1075 p.
9. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Механика горных пород при разработке месторождений угле­водородного сырья. – М.: Недра, 2007. – 486 с.
10. Ашихмин С.Г. Расчеты сдвижений и деформаций подрабатываемых скальных массивов рудных месторождений методом конечных элементов: дис. … канд. тех. наук. – Пермь, 1995. – 145 с.
11. Зотеев В.Г., Зотеев О.В., Ножин А.Ф. Метод и программа расчета НДС конструктивных элементов горных выработок в сплошном и трещиноватом массиве // Численные методы оценки устойчивости подземных сооружений. – Апатиты, 1978. – С. 33–36.
12. Кашников Ю.А. О закономерностях сдвижения массива пород при разработке мощных крутопадающих рудных тел // Совершенствование методов и средств производства маркшейдерско-геодезических работ. – Л.: Изд-во ЛГИ, 1987. – С. 16–19.
13. Кашников Ю.А., Якушина Е.М., Ашихмин С.Г. Деформирование скального массива по системам трещин // Изв. вузов. Горный журнал. – 1992. – № 3. – С. 75–80.
14. Квочин В.А Управление сдвижением и удароопасностью горного массива при разработке железорудных месторождений Сибири на основе изучения их геодинамики: дис. … д-ра техн. наук. – Новокузнецк, 2000. – 78 с.
15. Сашурин А.Д. Сдвижение горных пород на рудниках черной металлургии. – Екатеринбург: ИГД УрО РАН, 1999. – 268 с.

  Объектом исследования являются сильвинитовый пласт КрIII и вмещающие породы кровли горных выработок на шахтных полях рудников БКПРУ-2 и БКПРУ-4 ОАО «Уралкалий». Целью выполненных исследований являлось определение критической величины газового давления, способного вызвать газодинамические явления из кровли при проходке подготовительных горных выработок по пласту КрIII. В процессе выполнения исследований проведен анализ параметрического обеспечения текущего прогноза выбросоопасности при проведении подготовительных и очистных выработок в условиях калийных рудников. Разработана методика и выполнены шахтные экспериментальные работы по изучению газодинамических характеристик пород кровли подготовительных горных выработок, проходимых по пласту КрIII. Проведено геомеханическое моделирование и дана оценка устойчивости пород кровли выработок под действием давления приконтактного скопления газа при проходке выработок по пласту КрIII. В горно-технических условиях проведения подготовительных горных выработок по пласту КрIII на шахтных полях рудников БКПРУ-2 и БКПРУ-4 на основе шахтных экспериментальных исследований газодинамических характеристик пород кровли и оценки условий разрушения пород под действием давления приконтактных газов для приборов текущего прогноза ПБ-2 установлены критические величины газового давления в скоплении свободного газа на контакте пласта КрII с пластом каменной соли КрII–КрIIIа. Выполнено обобщение результатов проведенных работ, разработаны и выданы критерии текущего прогноза выбросоопасности при проходке подготовительных выработок по пласту КрIII для условий рудников ОАО «Уралкалий». Критические значения величины газового давления включены в нормативные документы, регламентирующие безопасное ведение горных работ на пластах, опасных по газодинамическим явлениям.
Ключевые слова: калийные рудники, сильвинитовые пласты, газодинамические характеристики, кровля выработки, газодинамические явления (ГДЯ), механизм ГДЯ, оценка устойчивости, газовое давление, критическая величина, текущий прогноз.

Андрейко Сергей Семенович
Горный институт Уральского отделения Российской академии наук
ssa@mi-perm.ru
614007, г. Пермь, Сибирская, 78 а

Лялина Тамара Александровна
Горный институт Уральского отделения Российской академии наук
Lyalina@mi-perm.ru
614007, г. Пермь, Сибирская, 78 а

Иванов Олег Васильевич
Горный институт Уральского отделения Российской академии наук
miner@mi-perm.ru
614007, г. Пермь, Сибирская, 78 а

Нестеров Егор Анатольевич
Горный институт Уральского отделения Российской академии наук
mine_egor@mail.ru
614007, г. Пермь, Сибирская, 78 а

1. Лаптев Б.В. Предотвращение газодинамических явлений в калийных рудниках. – М.: Недра, 1994. – 138 с.
2. Андрейко С.С., Калугин П.А., Щерба В.Я. Газодинамические явления в калийных рудниках: генезис, прогноз и управление. – Минск: Выcшая школа, 2000. – 335 с.
3. Проскуряков Н.М. Внезапные выбросы породы и газа в калийных рудниках. – М.: Недра, 1980. – 264 с.
4. Долгов П.В., Полянина Г.Д., Земсков А.Н. Методы прогноза и предотвращения газодина­ми­ческих явлений в калийных рудниках. – Алма-Ата: Наука, 1987. – 176 с.
5. Андрейко С.С. Газодинамические явления в калийных рудниках: методы прогноза и способы предотвращения. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2007. – 219 с.
6. Ковалев О.В., Ливенский В.С., Былино Л.В. Особенности безопасной разработки калийных месторождений. – Минск: Полымя, 1982. – 96 с.
7. Проскуряков Н.М., Ковалев О.В., Мещеряков В.В. Управление газодинамическими процессами в калийных рудниках. – Минск: Недра, 1988. – 239 с.
8. Obert L. In situ determination of stress in rock // Mining Engineer. – 1964. – August. – P. 51–58.
9. Obert L., Duvall W. Rock mechanics and the design of structures in rock. – John Wiley & Sons Inc., 1967. – P. 582–610.
10. Richtlinien des landes oberbergamtes nordrhein-westfalen über die abwehr von gefahren des plötzlichen freiwerdens grosser grubengasmengen mit oder ohne auswurf von kohle oder gestein (gasausbruch-richtlinien). – 1981. – Vol. 13.
11. Полянина Г.Д., Земсков А.Н., Падерин Ю.Н. Технология и безопасность разработки Верхне­камского калийного месторождения. – Пермь: Кн. изд-во, 1990. – 262 с.
12. Земсков А.Н., Кондрашев П.И., Травникова Л.Г. Природные газы калийных месторождений и меры борьбы с ними. – Пермь, 2008. – 414 с.
13. Duchrow G. Methoden zur bekampfung mechanischer zerstorungen bei schweren gasausbruchen im kalibergbau // Freib. Forsch. H.A. – 1961. – 183. – S. 64–81.
14. Eckart D. Beitrag zur bekampfung plotzlicher ausbruche von salz und gas // Bergakademie. – 1965. – no. 17. – S. 759–760.
15. Специальные мероприятия по безопасному ведению горных работ на Верхнекамском месторождении калийных солей в условиях газового режима в ОАО «Уралкалий» / Уралкалий. – Пермь–Березники, 2005. – 67 с.
16. Специальные мероприятия по безопасному ведению горных работ на Верхнекамском место­рождении калийных солей в условиях газового режима в ОАО «Сильвинит» / Сильвинит. – Пермь–Соликамск, 2009. – 75 с.

  Описываются перспективы применения гармонического анализа для повышения эффективности диагностики электрооборудования по характеристикам разрядов в изоляции. Рассматриваются особенности применения спектрального анализа к данным электрических измерений. Приводятся основные теоретические положения разложения в ряд Фурье. Сравниваются две основные формы записи ряда Фурье. Приводятся основные сложности, связанные с построением амплитудных и фазовых спектров исходной функции. Представлена последовательность действий при гармоническом анализе табличных экспериментальных данных. Доказывается важная роль фазового спектра в анализе сигнала. Показывается потеря части информации о сигнале в случае использования для анализа только его амплитудного спектра. Демонстрируется влияние формы записи ряда Фурье при синтезе сигнала на полученный результат. Сравнивается возможность обнаружения ошибки в анализе с использованием различных выражений для синтеза. Показывается влияние диапазона значений начальной фазы гармоник на результат анализа. Демонстрируется потеря информации при определении начальной фазы в ограниченном диапазоне значений. Приводятся рекомендации по расширению области значений начальной фазы. Сравниваются спектры периодических и непериодических функций. Демонстрируется изменение результатов анализа Фурье при увеличении и уменьшении значения частоты основной гармоники относительно величины, обратной продолжительности отрезка времени, на котором задана функция. Приводятся рекомендации по выбору значения частоты основной гармоники. Демонстрируется влияние числа гармоник на точность гармонического анализа. Показано увеличение точности при увеличении числа гармоник; появление методических ошибок в анализе при повышении числа гармоник свыше определенного предела. Приводятся рекомендации по выбору числа гармоник.
Ключевые слова: диагностика электрооборудования, разряды в изоляции, гармонический анализ, спектральный анализ, преобразование Фурье, ряд Фурье, период функции, основная гармоника, амплитуда гармоники, начальная фаза гармоники, амплитудный спектр, фазовый спектр, область значений начальной фазы, синтез функции, спектр периодической и непериодической функций, частота основной гармоники, число гармоник.

Чалов Игорь Алексеевич
Пермского национального исследовательского политехнического университета
igorchalov@mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский просп., 29

Сидельников Леонид Григорьевич
ООО «ТестСервис»
lgs_test@eservice.perm.ru
614025, г. Пермь, ул. Героев Хасана, 50

1. Ланцош К. Практические методы прикладного анализа: справочное руководство: пер. с англ. – М.: Гос. изд-во физ.-мат. лит-ры, 1961. – 524 с.
2. Харкевич А.А. Спектры и анализ. – М.: Гос. изд-во техн.-теорет. лит-ры, 1952. – 192 с.
3. Аксенов А.П. Математический анализ. Ряды Фурье. Интеграл Фурье. Суммирование расхо­дящихся рядов. – СПб., 1999. – 85 с.
4. Дьяконов В.П. Справочник по алгоритмам и программам на языке Бейсик для персональных ЭВМ. – М.: Наука, 1989. – 240 с.
5. Атабеков Г.И. Основы теории цепей. – М.: Энергия, 1969. – 424 с.
6. Федюков Ю.А., Фошкина С.В. Особенности применения рядов Фурье в экспериментальных исследованиях // Известия вузов. Электромеханика. – 2006. – № 5. – С. 74–79.
7. Гольдштейн Е.И., Радаев Е.В. Гармонический анализ токов (напряжений) при наличии в них интергармоник и неизвестном периоде результирующего сигнала // Электричество. – 2009. – № 12. – С. 86–88.
8. Залманзон Л.А. Преобразование Фурье, Уолша, Хаара и их применение в управлении, связи и других областях. – М.: Наука, 1989. – 496 с.
9. Функциональный контроль и диагностика электротехнических систем и устройств по цифровым отчетам мгновенных значений тока и напряжения / под ред. Е.И. Гольдштейна. – Томск: Печатная мануфактура, 2003. – 240 с.
10. Анго А. Математика для электро- и радиоинженеров. – М.: Наука, 1965. – 778 с.
11. Boashash B. Time-frequency signal analysis and processing: a comprehensive reference. – Oxford: Elsevier Science, 2003. – 771 p.
12. Bracewell R.N. The fourier transform and it’s applications. – 3rd ed. – Boston: McGraw-Hill, 2000. – 640 p.
13. Grafakos L. Classical and modern fourier analysis. – Pearson: Prentice-Hall, 2004. – 859 p.
14. Katznelson Y. An introduction to harmonic analysis. – 3rd ed. – Cambridge University Press, 2004. – 430 p.
15. Zygmund A. Trigonometric series. – 3rd ed. – Cambridge: Cambridge University Press, 2002. – 375 p.

  При проветривании рудников по всасывающему способу, как на всех рудниках Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей (ВКМКС), в поверхностном комплексе главной вентиляторной установки (ГВУ) образуются утечки воздуха. Величина поверхностных утечек воздуха на действующих рудниках определяется при проведении воздушно-депрессионной съемки. Для проектируемых рудников существуют коэффициенты, по которым принимаются значения прогнозируемых утечек воздуха, в действительности значительно отличающиеся от полученных в ходе измерений значений.
  В статье приводится алгоритм расчета величины поверхностных утечек воздуха, возникающих при работе ГВУ на калийных рудниках. В предложенном алгоритме расчет поверхностных утечек воздуха производится по известным и ранее полученным авторами формулам. За искомую величину, по которой в дальнейшем можно вычислить величину поверхностных утечек воздуха при известном режиме ГВУ, принимается создаваемое вентилятором разряжение в месте пересечения канала ГВУ с вентиляционным стволом. Приравняв формулы, определяющие величину разряжения создаваемого ГВУ на участке поверхностный комплекс – канал ГВУ и на участке воздухоподающие стволы – подземная часть рудника – вентиляционный ствол – канал ГВУ, а также осуществив ряд преобразований, получили искомую математическую зависимость. Используемые в алгоритме формулы позволяют определить величину поверхностных утечек воздуха при изменяющихся климатических параметрах (атмосферное давление, температура воздуха, относительная влажность воздуха и т.д.). По полученным математическим зависимостям выбирается режим работы ГВУ. С использование полученного в работе алгоритма появляется возможность определить величину поверхностных утечек воздуха как на действующих, так и на проектируемых калийных рудниках.
Ключевые слова: утечка воздуха, главная вентиляторная установка, воздухоподающий ствол, калийный рудник, проектируемый рудник, всасывающая схема проветривания, алгоритм расчета.

Николаев Александр Викторович
Пермский национальный исследовательский политех­ни­ческий университет
nikolaev0811@mail.ru
614990, г. Пермь, ул. Комсомольский просп., 29

Алыменко Николай Иванович
«Горный институт Уральского отделения РАН»
nik.alymenko@yandex.ru
614007, г. Пермь, ул. Сибирская, 78а

Садыков Руслан Ильгизович
Пермский национальный исследовательский политех­ни­ческий университет
sadykovrus@mail.ru
614990, г. Пермь, ул. Комсомольский просп., 29

1. Справочник по рудничной вентиляции / под ред. К.З. Ушакова. – М.: Недра, 1977. – 328 с.
2. Мохирев Н.Н., Радько В.В. Инженерные расчеты вентиляции шахт. Строительство. Реконструкция. Эксплуатация. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2007. – 324 с.
3. Бурчаков А.С., Мустель П.И., Ушаков К.З. Рудничная аэрология. – М.: Недра, 1971. – 376 с.
4. Алыменко Н.И., Минин В.В. Вентиляторные установки и их применение. – Екатеринбург: УрО РАН, 1999. – 223 с.
5. Gillies A.D.S., Hsin Wei Wu. A comparison of air leakage prediction techniques for auxiliary ventilation ducting systems // Proceedings Eighth US Mine Ventilation Symposium / Society of Mining Engineers, University of Missouri-Rolla Press. – Missouri, 1999. – P. 681–690.
6. Andrew O.E. Ventilation of lake shore mines // Mining in Canada / Northern Mines Press LTD, 1957. – 38 p.
7. Morris I.N., Walker G. Changes in the approach to ventilation recent years // The Mining Eng. – 1982. – Vol. 141, № 244. – P. 401–413.
8. Dzidziguri A.A., Cholikidze G.V. Calculation of the total air losses in long air ducts, soviet mining science. – 1977 – Vol. 13, № 5. – Р. 333–341.
9. Николаев А.В., Гаврилов В.М. О возможности использования тепловой депрессии, возни­кающей при работе нагревателей, расположенных в устье вентиляционного ствола, для снижения поверхностных утечек // Молодой ученый. – 2011. – № 6. – С. 85–89.
10. Николаев А.В. Анализ теоретической формулы, определяющей величину естественной тяги, действующей между воздухоподающим и вентиляционным стволами // Геология, геофизика и раз­работка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 10. – С. 72–75.
11. Николаев А.В. Управление тепловыми депрессиями в системах вентиляции калийных рудни­ков: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Пермь, 2012. – 20 с.
12. Николаев А.В. Уточнение формулы, определяющей величину естественной тяги, дейст­вую­щей между воздухоподающими и вентиляционным стволами // Проектирование, строитель­ство и эксплуатация комплексов подземных сооружений: тр. III междунар. конф. – Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. горн. ун-та, 2010. – С. 246–250.
13. Alymenko N.I., Nikolaev A.V. Influence of mutual alignment of mine shafts on thermal drop of ventilation pressure between the shafts // Journal of Mining Science. – 2011. – Vol. 47, № 5. – Р. 636–642.
14. Руководство по типовым каналам вентиляторов для шахт Кузбасса / ВостНИИ. – Кемерово, 1964. – 189 с.
15. Алыменко Н.И. Выбор конфигурации вентиляционных каналов // Стратегия и процессы освоения георесурсов: материалы ежегод. науч. сессии ГИ УрО РАН по результатам НИР в 2009 г. – Пермь, 2010. – С. 227–230.