К настоящему времени  в мире существует множество методик оценки величин запасов по характеристикам  ресурсов нефти. Для подготовленных объектов с категориями ресурсов С3 оценка ресурсов выполняется объемным методом, который учитывает распространение углеводородов в объеме залежи с учетом геологического строения месторождений-аналогов. По данным запасов месторождений и ресурсов представляется  возможным разработать методику  прогноза величин запасов по значениям ресурсов с привлечением дополнительных вероятностных критериев, которые характеризуют локальную нефтегазоносность разреза. Для разработки данной методики выбрана территория Соликамской депрессии.
  Отличительной особенностью данной работы является то, что при построении моделей перевода ресурсов в запасы будут учитываться характеристики, контролирующие нефтегазоносность этих структур на вероятностном уровне. По значениям вероятностей с использованием пошаговых линейного дискриминантного и многомерного регрессионного видов анализа будет разработана комплексная модель перевода ресурсов в запасы. С помощью данной модели представляется возможным определить первоочередные структуры, рекомендуемые для проведения глубокого поискового бурения.
Ключевые слова: месторождения нефти, подготовленные структуры, ресурсы и запасы нефти, вероятность, коэффициент корреляции, дискриминантный анализ, многомерный регрессионный анализ, Пермский край.

Галкин Владислав Игнатьевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
vgalkin@pstu.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Александрова Татьяна Витальевна
ОАО «Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин» (ОАО «КамНИИКИГС»)
tatalex-08@mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29 

Костарев Глеб Сергеевич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Gleb.Kostarev@pnn.lukoil.com
614066, ул. Советской Армии, 29

1. Sorrell S., Speirs J. Using growth curves to forecast regional resource recovery: Approaches, analytics and consistency tests // Philosophical Transactions of the Royal Society A: Mathematical, Physical and Engineering Sciences. – 2014. – Vol. 372, iss. 2006.
2. Reserves management system – Rapid tool for optimizing and tracking the growth of hydrocarbon resources & reserves / M. AlBahar, D. Kamal, H. AlMayyan, A. Bora // Society of Petrolеum Engineers. – 2011. – Vol. 2. – P. 729–736.
3. Whittaker R.C., Hamann N.E., Pulvertaft T.C.R. А new frontiуr province offshore northwest greenland: structure, basin devolopment, and petroleum potential of the melville bay area // AAPG Bulletin. – 1997. – Vol. 81, № 6. – P. 978–998.
4. The Petroleum system – source to trap / L.B. Magoon, W.G. Don [et al.] // AAPG Memior. – 1994. – Vol. 60.
5. Davis C.J. Estimation of the probability of success in petroleum exploration // Mathematical Geology. – 1977. – Vol. 9, № 4. – P. 409–427.
6. Watson G.S. Statistic on spheres. – New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983. – 238 p.
7. Unwin D. Introductory spatial analysis. – London: Methuen and Co., Ltd., 1981. – 212 p.
8. Галкин С.В., Воеводкин В.Л. Построение статистических моделей между запасами и ресурсами (на примере юго-восточного барьерного рифа в Пермском крае) // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2004. – № 5. – С. 43.
9. Галкин В.И., Воеводкин В.Л. К методике построения статистических моделей между ресурсами и запасами нефти в Пермской области // 75 лет пермской нефти: материалы XXXIII науч.-практ. конф. горно-нефтяного факультета ПГТУ. – Пермь, 2004. – С. 17–21.
10. Растегаев А.В., Козлов А.С. Прогноз запасов нефти вероятностно-статистическими методами для обоснования глубокого бурения на территории Верхнекамского месторождения калийных солей // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 8. – С. 20–23.
11. Статистические модели геолого-экономической оценки запасов и ресурсов Пермской области / В.И. Галкин, В.Л. Воеводкин, А.В. Коноплев, В.В. Середин // 75 лет Пермской нефти: материалы XXXIII науч.-практ. конф. горно-нефтяного факультета ПГТУ. – Пермь, 2004. – С. 9–12.
12. О масштабах миграции углеводородов в пределах Соликамской депрессии Предуральского прогиба и возможностях ее использования для прогноза нефтегазоносности. К методике оценки перспектив нефтегазоносности Соликамской депрессии по характеристикам локальных структур / В.Л. Воеводкин, В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, А.С. Козлов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М., 2010. – № 12. – С. 6–12.
13. 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. – М., 2010. – № 7.– С. 8–12.
14. Метод прогноза нефтегазоносности локальных поднятий с применением ЭВМ / А.Э. Конторович, Э.Э. Фотиади [и др.] // Применение математических методов и ЭВМ для решения прогнозных задач нефтяной геологии: тез. науч.-техн. конф. / Сиб. отд. АН СССР. – Новосибирск, 1973. – С. 13–15.

  Рассматривается роль гидродинамических условий в формировании залежей нефти и газа. Внимания заслуживает так называемое влияние подземных вод в процессе литогенеза: седиментогенез характеризуется влиянием литосферных пластовых вод; в диагенезе гидродинамическое воздействие оказывают иловые водные растворы; в катагенезе – водные растворы; в подстадии мезокатагенеза следует обратить внимание на  высвобождение воды из кристаллогидратного состояния в минералах; в подстадии апокатагенеза главную роль играют ранее возрожденные воды, которые служат транспортом и средой формирования нефти и газа; при метагенезе и гипергенезе рассматривается процесс инфильтрации. Актуальность гидродинамических исследований связана с поиском, разведкой и непосредственно добычей нефти и газа. Акцентируется внимание на роли подземных вод при эксплуатации нефтегазовых залежей и влиянии гидродинамических условий (положительных и отрицательных).
  Особо следует подчеркнуть формы миграции углеводородов (УВ), высвобождение нефти и газа из месторождения в коллектор, образование нефти и газа, отток химически и физически связанных вод, непосредственно увеличение горного давления.
  Большинство исследователей считают, что подземные воды играют немаловажную роль в формировании  залежи нефти и газа и принимают участие в миграции углеводородов. Одно из поставленных пред­положений состоит в том, что залежи углеводородов образуются благодаря выделению газов из подземных вод и выделению капелек нефти. Изучением влияния гидродинамических условий на формирование за­лежей нефти и газа занимаются долгое время. Подземные воды сопутствуют нефти и газу, с ними постоянно сталкиваются при поисково-разведочных работах, при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых за­лежей.
Ключевые слова: нефтегазоносные области, миграция УВ, высоконапорная система, термокаталитические процессы, газонасыщенность, нефтегазоемкость, коллектор, заводнение пласта, нефтегазопоисковые исследования, контурная вода, газоводяной контур, дегидратация, гидроразрыв, водонасыщенность, месторождение.

Смирнова Татьяна Сергеевна
Астраханский государственный университет
juliet_23@mail.ru
414015, г. Астрахань, Заводская пл., д. 77, кв. 2

Тулегенов Альберт Робертович
Астраханский государственный университет
parcour_tf@mail.ru
416170, Астраханская обл., пос. Володарский, ул. Мичурина, д. 19а, кв. 92

Долгова Екатерина Юрьевна
Астраханский государственный университет
ka.dolgova@yandex.ru
414024, г. Астрахань, ул. Набережная Приволжского Затона, д. 17, кор. 2, кв. 27

Меркитанов Николай Александрович
Астраханский государственный университет
merkit12517@mail.ru
414024, г. Астрахань, ул. Генерала Епишева, д. 16, кв. 98

1. Гордеев П.В., Шемелина В.А., Шулякова О.К. Гидрогеология. – М.: Высш. шк., 1990. – 448 с.
2. Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Капченко Л.Н. Главная фаза газообразования – один из этапов катагенетической эволюции сапропелевого РОВ // Геология и геофизика. – 1973. – № 10. – С. 14–17.
3. Козлов А.Л. Превращения нефти и газа в глубоких зонах седиментационных бассейнов // Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа. – М.: Наука, 1978. – 287 c.
4. Неручев С.Г., Вассоевич Н.Б., Лопатин Н.В. О шкале катагенеза в связи с нефтегазообразованием // Международный геологический конгресс. XXV сессия. Горючие ископаемые. – М.: Наука, 1976. – С. 46–72.
5. Вожов В.И. Гидрогеологические показатели нефтегазоносности докембрийских отложений Иркутского нефтегазоносного бассейна. – М.: Недра, 1978. – 127 с. 6. Djunin V.I., Korzun A.V. Hydrogeodynamics of Oil and Gas Basins. – Springer, 2010. – Vol. XIX. – 395 p.
7. Матусевич В.М. Геохимия подземных вод Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. – М.: Недра, 1976. – 157 с.
8. Balakirev Y. Interference and termografirovanie oil wells and reservoirs. – Baku: Azerneshr, 1965. – 200 p.
9. Прямые геохимические и геофизические методы поисков месторождений нефти и газа / Всерос. науч.-исслед. ин-т ядерной геофизики и геохимии. – М., 1977. – 150 с.
10. Карцев А.А. Гидрогеологические условия нефтегазонакопления // Изв. АН СССР. Сер.: Геология. – 1979. – № 10. – С. 115–121.
11. Meyntser O. The doctrine of groundwater / пер. Н.К. Котульской, под ред. М.М. Васильевского, П.И. Бутова, Н.Ф. Погребова. – Л.: Глав. ред. геол.-развед. и геодез. лит-ры, 1935.
12. Вожов В.И. Подземные воды Тунгусского бассейна. – М.: Недра, 1977. – 81 с.
13. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде / Ин-т компьют. исслед. – Ижевск, 2004. – 640 с.
14. Методы обработки и интерпретации гидрогеологических данных при поисках нефти и газа. – М.: Недра, 1980. – 223 с.
15. Баренблатт Г.И. О некоторых приближенных методах в теории одномерной неустановившейся фильтрации жидкости при упругом режиме // Изв. АН СССР. – 1954. – № 9. – С. 35–49.
16. Migration of oil and gas. – URL: http://www.oilandgasuk.co.uk/publications/Geological_Setting/ Migration.cfm (дата обращения: 07.01.2013).
17. Natural Resources of Russia. – URL: Ahttp://www.advantour.com/russia/economy/natural-resources.htm (дата обращения: 07.01.2013).

  Рассматрена проблематика освоения газогидратных месторождений, особенности  криолитозоны, проектирование и строительство сооружений для добычи и транспортировки газа в условиях криолитозоны. Также охарактеризованы перспективы дальнейшего развития газогидратов в России в условиях ближайшей нехватки углеводородного сырья и роль газогидратов как заменителей углеводородов.
  Авторы рассматривают методы добычи углеводородов из газогидратов в пласте, нарушая одну из необходимых термобарических составляющих для поддержания фазового состояния газового гидрата, разрушая с помощью увеличения температуры в пласте или же постепенно снижая давление в добывающей залежи газогидрата. В качестве примера использования метода приведено Мессояхское месторождение, где для добычи газа понижается давление в пласте. В дальнейшем ведется изучение грунтов криолитозоны, рассмотрены ранее проведенные изучения криологии Сибири. Изучены особенности образования термокарстов, таликов и прочих процессов криолитозоны, что имеет большое значение для строительных работ на месторождении и трубопроводах для перекачки газа в другие регионы и заводы для его переработки. Также рассмотрен экологический аспект изучения газогидратов, влияние глобального потепления на залежи газогидратов и влияние метана, получаемого от разложения газогидрата, на климат и экологию планеты, опасность возникновения парникового эффекта и возможности его предотвращения.
Ключевые слова: природный газ, газовый гидрат (газогидрат), добыча, транспортировка, эксплуатация, порода, криология, криолитозона, термокарст, талик, топливно-энергетический комплекс, грунт, вечная мерзлота, прогноз, оценка запасов, стратегия.

Смирнова Татьяна Сергеевна
Астраханский государственный университет
juliet_23@mail.ru
414015, г. Астрахань, Заводская пл., д. 77, кв. 2

Мирабидинов Шероз Навойи угли
Астраханский государственный университет
sheroz-47@mail.ru
414056, г. Астрахань, ул. Татищева, 20, корп. 1, кв. 301(3)

Вахидова Лолита Мирабовна
Астраханский государственный университет
lolita_ vakhidova@mail.ru
414056 г. Астрахань, ул. Татищева, 20, корпус 1, кв. 301(3)

Молотов Сергей Андреевич
Астраханский государственный университет
decl_1forever@mail.ru
414056, г. Астрахань, ул. Татищева, 20, корп. 1, кв. 301(3)

1. Истомин В.А., Якушев В.С. Газовые гидраты в природных условиях. – М.: Недра, 1992. – 231 с.
2. Гройсман А.Г. Теплофизические свойства газовых гидратов. – Новосибирск: Наука, 1985. – 94 с.
3. Керролл Дж. Гидраты природного газа: пер. с англ. / Премиум Инжиниринг. – М., 2007. – 316 c.
4. Карякин А.В., Кривенцова Г.А. Состояние воды в органических и неорганических соединениях. – М.: Наука, 1973. – 176 с.
5. Стоимость добычи газогидратов в Японии составляет $1200 за тысячу м3 [Электронный ресурс] // JBIC. – URL: http://www.ogjrussia.com/news/stoimost_dobychi_gazogidratov_v_yaponii_ sostavlyaet_1200_za_tysyachu_kub_m_jbic (дата обращения: 10.01.2013).
6. Модель образования гидратов в трубопроводах в присутствии ингибитора [Электронный ресурс]. – URL: http://neftegas.info/territoriya-neftegaz/3196-model-obrazovaniya-gidratov-v-truboprovo-dah-v-prisutstvii-ingibitora.html (дата обращения: 10.01.2013).
7. Dillon W., Мах М. Oceanic gas hydrates // Natural gas hydrate in oceanic and permafrost environments / еd. bу М. Мах. – Boston: Kluwer Academic Publishers, 2000. – Р. 61–76.
8. Романовский Н.Н. Основы криогенеза литосферы: учеб. пособие. – М.: Изд-во МГУ, 1993. – 336 с.
9. Павлов А.В. Мониторинг криолитозоны. – Новосибирск: Гео, 2008. – 231 с.
10. Бычинский В.А., Коновалова Н.Г. Гидрогеология нефти и газа: учеб. пособие. – Иркутск: Изд-во Иркут. гос. ун-та, 2008. – Ч. 1. – 221 с.
11. Бойцов А.В. Геокриология и подземные воды криолитозоны / Тюм. гос. нефтегаз. ун-т. – Тюмень, 2011. – 178 с. 12. Цитович Н.А. Механика мерзлых грунтов. – М.: Высш. шк., 1973. – 446 с.
13. Строгий В.В. Импульсная индуктивная элетроразведка таликов криолитозоны Центральной Якутии. – Якутск, 2003. – 124 с.
14. Арутюнов В.С., Лапидус А.Л. Введение в газохимию: учеб. пособие. – М.: Изд-во Рос. гос. ун-та нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 108 с. 15. Якушев В.С. Природный газ и газовые гидраты в криолитозоне / ВНИИГАЗ. – М., 2009. – 192 с.
16. Seisrnic and welllog-infeпed gas hydrate accurnulations on Richards Island / Т.S. Collett, M.W. Lee, S.R. Dallirnore, W.F. Agena // Geological Survey of Canada Bulletin. – 1999. – № 544. – Р. 357–376.
17. Living microorganisms in Siberian permafrost and gas emission at low temperatures / A.V. Brouchkov, М. Fukuda, F. Tomita, К. Asano, М. Tanaka // Extended abstracts of 81st Intemational Conference on Permafrost, Zurich, Switzerland, 2003 / еd. Haeberli and Brandova. – Zurich: University of Zurich, 2003. – Р. 13–14. 18. Криогенные геосистемы: проблемы исследования и моделирования / В.П. Мельников, А.Н. Хименков, А.В. Брушков [и др.]. – Новосибирск: Гео, 2010. – 390 с.

  Предложены современные  комплексы моделирования физических свойств горных пород, которые позволяют оперативно и достоверно получать широкий набор свойств пород на основании данных компьютерной томографии. Компьютерная томография – метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта, был предложен в 1972 г. Годфри Хаунсфилдом и Алланом Кормаком, удостоенными за эту разработку Нобелевской премии. Метод основан на измерении и сложной компьютерной обработке разности ослабления рентгеновского излучения различными по плотности тканями. Сегодня компьютерная томография – это один из наиболее развивающихся методов изучения петрографических свойств горных пород. С его помощью мы можем изучать свойства как полноразмерных образцов керна, так и стандартных образцов. Проведено исследование терригенных и карбонатных пород. Метод рентгеновской томографии позволяет решать огромное количество геологических задач, например моделирование пустотного пространства (трещины, каверны, поры), подсчет пористости, исследование неоднородности породы, выделение различных включений в породе, подсчет объемов как образца керна, так и всех его пустот и включений и т.д.
  Использование программного обеспечения Avizo Fire позволяет построить 3D-модели образца керна, порового пространства, каверн и трещин и минеральных включений. Компьютерная рентгеновская томография основана на неразрушающем изучении внутренней структуры материала и является методом послойного исследования структуры неоднородных образцов горных пород в рентгеновском излучении, основанным на зависимости линейного коэффициента поглощения в рентгеновском диапазоне от состава и плотности вещества. Другими словами, при просвечивании образца рентгеновские лучи в дефектах породы – кавернах, трещинах – поглощаются меньше, чем в более плотных участках. Если детектором служит фотопленка, то на ней получается изображение этих дефектов в виде темных точек, линий или пятен.
Ключевые слова: коллектор, пористость, проницаемость, терригенные породы, карбонатные  породы, керн, рентгеновская томография, петрофизические исследования, неоднородность, трещины, каверны, соли, 3D-модель, Avizo Fire, нефть.

Кривощёков Сергей Николаевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
krivoshchekov@pstu.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Кочнев Александр Александрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
sashakoch1@rambler.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Otani J., Obara Y. X-ray CT for Geomaterials: Soils, Concrete, Rocks. – CRC Press, 2004. – Р. 152–158.
2. Formation factor for heterogeneous carbonate rocks using multi-scale X-ray-CT images / A.D. Kha-lili, S. Yanici, Y. Cinar, C.H. Arns // Society of Petroleum Engineers: Kuwait International Petroleum Conference and Exhibition 2012, KIPCE 2012: People and Innovative Technologies to Unleash Challenging Hydrocarbon Resources. – 2012. – Vol. 2. – Р. 1054–1066.
3. Permeability upscaling for carbonates from the pore-scale using multi-scale X-ray-CT images / A.D. Khalili, C.H. Arns, J.-Y. Arns, F. Hussain, Y. Cinar, W.V. Pinczewski, S. Latham, J. Funk // Society of Petroleum Engineers: SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition 2012. – Р. 606–622.
4. Detection of soil water in macropores of undisturbed soil using microfocus X-ray tube computerized tomography (μct) / R. Tippkötter, T. Eickhorst, H. Taubner, B. Gredner, G. Rademaker // Soil and Tillage Research. – 2009. – Vol. 105, iss 1. – Р. 12–20.
5. Desrues J., Viggiani G., Bésuelle P. Advances in X-ray Tomography for Geomaterials. – Korolev: John Wiley & Sons, 2010. – Р. 80–87.
6. Жуковская Е.А., Лопушняк Ю.М. Использование рентгеновской томографии при исследовании терригенных и карбонатных коллекторов // Геология и геофизика. – 2008. – № 1. – С. 24–31.
7. Геология и геохимия нефти и газа / О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин [и др.] – М.: Академик, 2004. – 415 с.
8. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. – М.: Недра, 1977. – 257 с.
9. Галкин В.И., Кочнева О.Е. Геология и геохимия нефти и газа: учеб. пособие. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2012. – 176 с.
10. Петрофизические методы исследования кернового материала: учеб. пособие: в 2 кн. / М.К. Иванов, Ю.К. Бурлин, Г.А. Калмыков, Е.Е. Карнюшина, Н.И. Коробова. – М.: Изд-во Моск. ун-та, 2008. – С. 91–97.
11. Бакиров Э.А., Ермолкин В.И., Ларин В.И. Геология нефти и газа. – М.: Недра, 1990. – 245 с.
12. Методические рекомендации по изучению и прогнозу коллекторов нефти и газа сложного типа / под ред. М.Х. Булач, Л.Г. Белоновской / Всерос. науч.-исслед. геологоразвед. ин-т. – Л.: 1989. – 103 с.
13. Мстиславская Л.П., Филиппов В.П. Геология, поиски и разведка нефти и газа: учеб. пособие. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2005. – 199 с.
14. Журавлев А.В., Вевель Я.А. Возможности использования вычислительной микротомографии в микропалеонтологических и литологических исследованиях [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7, № 2. – URL: http://www.ngtp.ru/rub/2/21_2012.pdf1 (дата обращения: 14.01.2013).
15. Еременко Н.М., Муравьева Ю.А. Применение методов рентгеновской микротомографии для определения пористости в керне скважин [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7, № 3. – URL: http://www.ngtp.ru/rub/2/35_2012.pdf (дата обращения: 14.01.2013).

  Карбонатные отложения башкирского яруса имеют сложное строение, высокую степень неоднородности и невысокие фильтрационно-емкостные свойства. Достоверный прогноз фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов башкирских залежей определяет методы и эффективность их разработки. Предметом исследования является характеристика процесса вытеснения: коэффициент подвижности и его составляющие – вязкость нефти и проницаемость коллектора.
  Увеличение вязкости пластовой нефти для башкирских залежей Пермского края имеет площадной характер – с севера на юг и с запада на восток. Распределение проницаемости носит пространственный характер, закономерностей по площади на территории Пермского края не отмечено.
  Корреляционные связи между проницаемостью и удаленностью объекта от передовых складок Урала  имеют как положительные, так и отрицательные направленности. Величины коэффициентов подвижности нефти в контуре залежи в основном определяются проницаемостью коллекторов.
  В результате проведенных исследований установлено, что наилучшие условия подвижности характерны для фаций отмелей, низкие – для фаций ровного морского дна. Ухудшение фильтрационно-емкостных показателей и наличие в залежах застойных зон связано с отложением в карбонатных породах глинистого материала, что обусловлено удаленностью от береговой линии и увеличением глубин осадконакопления. Участки залежей с высокими значениями коэффициента подвижности нефти приурочены к отложениям, формировавшимся в обстановках небольших глубин и высокой гидродинамической активности среды.
  Установленная зональность распределения вязкости пластовой нефти по площади контролируется тектоническими элементами. Площадная закономерность заключается в том, что по мере удаления от зон развития Уральской складчатой системы вязкость нефти в пределах тектонических элементов увеличивается. В пределах контуров залежей подвижность нефти в основном определяется проницаемостью пород-коллекторов, что
в значительной степени обусловлено принадлежностью к различным фациям.
Ключевые слова: вязкость пластовой нефти, проницаемость, коэффициент подвижности нефти, коэффициент вытеснения нефти, карбонатный коллектор, нефтяная залежь, отложения башкирского яруса, фация, фораминиферы, брахиоподы, криноидеи, детрит, критерий Стьюдента, критерий Пирсона, Камско-Кинельская система прогибов, Уральская складчатая система.

Галкин Сергей Владиславович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
doc_galkin@mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Ефимов Артем Александрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
lpfi@pstu.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Хижняк Г.П., Распопов А.В., Ефимов А.А. Методические подходы при обосновании коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-физических условиях // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 10. – С. 32–35.
2. Хижняк Г.П., Распопов А.В., Ефимов А.А. Эффективность вытеснения нефти пластовыми водами по данным лабораторных исследований керна // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 60–61.
3. McCaffery F.G., Bennion D.W. The effect of wettability on two-phase relative permeabilities // J. of Cdn. Petr. Techn. – 1974. – Vol. 13, № 4. – P. 42–53.
4. Inpact of SCAL on carbonate reservoirs: How capillary forces can affect field performance predictions / S.K. Masalmch, X.D. Juing, W. van Vank, S. Christiansen, H.van der Weerd, J. van Dorp // Petrophysics. – 2004. – Vol. 45, № 5. – P. 403–413.
5. Ефимов А.А., Галкин С.В., Мелкишев О.А. Оценка опыта применения технологий увеличения коэффициента нефти на месторождениях территории ВКМКС // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 48–50.
6. Крашенинников Г.Ф. Учение о фациях. – М.: Высш. шк., 1971. – 367 с.
7. Рухин Л.Б. Основы общей палеографии. – Л.: Гостоптехиздат, 1965. – 378 с.
8. Pruvost P. Sedimentation et subsidence // Livre jubilaire Centen sire Soc. Geol. France P. – 1930. – P. 1830–1930.
9. Nowberriy J.S. Cycles of deposition in America Sedimentary rocks // Proc. Amer. Assoc. Adw. Sci. – 1872. – Vol. 22. – P. 97–135.
10. Щербаков О.А. Закономерности пространственного распределения осадков в каменноугольных морях Западного Урала // Геология и геофизика нефтегазоносных областей: сб. науч. ст. – Уфа, 1982. – С. 83–92.
11. Moore D. Sedimentation unitsер in sandtones of the Yoredale Series (Lower Carboniferous) of Yorkshire, England // J. Sediment. Petrol. – 1960. – P. 218–227.
12. Шестакова М.Ф. Башкирские отложения бассейна р. Чусовой в районе пос. Староуткинска // Опорные разрезы карбона Урала: сб. ст. по вопросам стратиграфии. – Свердловск, 1979. – № 26. – С. 41–47.
13. Щербакова М.В. Опорные разрезы палеозоя Вишерского Урала. Ч. I: Скважины / М.В. Щербакова, О.А. Щербаков, П.М. Китаев, О.Е. Кочнева, Н.С. Вечеринская, В.И. Дурникин; Перм. гос. техн. ун-т. – Пермь, 2002. – 161 с.
14. Дурникин В.И. Литология и фации башкирско-верейских отложений Вишерско-Чусовского Урала // Минеральные ресурсы Западного Урала и их народно-хозяйственное значение: тез. докл. / Перм. гос. ун-т. – Пермь,1983. – С. 84–85.
15. Ефимов А.А., Кочнева О.Е. Использование фациальных особенностей карбонатных отложений Сибирского месторождения для исследований связей между коэффициентами пористости и проницаемости // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 12. – С. 15–18.

  Коэффициент вытеснения нефти водой используется при подсчете извлекаемых запасов и создании проектных документов на разработку месторождений углеводородов. Наиболее представительными методами определения коэффициента вытеснения нефти являются прямые лабораторные исследования на керне, поэтому необходимо повышать достоверность получаемых результатов таких исследований.
  Рассматривается влияние смачиваемости порового пространства на вытеснение нефти водой. Смачиваемость может значительно влиять на количество нефти, которое можно извлечь из порового пространства. Так, при вытеснении нефти из гидрофильного пласта она теряет сплошность и распадается на отдельные капли, которые выносятся непрерывным потоком воды, к тому же гидрофильность поверхности пор способствует лучшему отмыву нефти от поверхности поровых каналов. Поскольку эффекты смачиваемости проявляются как в масштабе пор, так и в масштабе всего пласта, они могут существенно влиять на нефтеотдачу.
  Регламентирующий определение коэффициента вытеснения нефти водой ОСТ 39-195–86 обязывает экстрагировать образцы горной породы перед исследованием. Экстракция, т.е. очистка порового пространства различными растворителями, может привести к изменению смачиваемости порового пространства, что отразится на нефтеизвлечении.
  Описывается физика процесса вытеснения нефти водой в лабораторных условиях, обсуждаются химические и физические основы смачивания. Основной упор делается на влиянии свойств поверхности пород на коэффициент вытеснения нефти водой.
  Кратко описываются методы измерений и приводятся примеры исследования карбонатных отложений.
Ключевые слова: керн, лабораторные исследования, карбонатные отложения, смачиваемость, экстракция, коэффициент вытеснения, нефть, остаточная нефтенасыщенность, моделирование пластовых условий.

Хижняк Григорий Петрович
Пермский национальный исследовательский политех­нический университет
xgp@pstu.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Амиров Алексей Маратович
Пермский национальный исследовательский политех­нический университет
amirov.am@mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Мошева Александра Михайловна
Пермский национальный исследовательский политех­нический университет
callia_mollieba@mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Мелехин Сергей Викторович 
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Sergey.Melekhin@pnn.lukoil.com
614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

Чижов Денис Борисович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Denis.Chizhov@pnn.lukoil.com
614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

1. Morrow N.R. Wettability and Its Effect jn Oil Recovery // Jornal of Petroleum Technology. – 1990. – Vol. 42, № 12. – Р. 1476–1484.
2. Anderson W.G. Wettability Literature Survey. Part 6: The Effects of Wettability on Water Flooding // Jornal of Petroleum Technology. – 1987. – Vol. 39. – Р. 1605–1622.
3. Anderson W.G. Wettability Literature Survey. Part 4: Effects of Wettability Capillary Pressure // Jornal of Petroleum Technology. – 1987. – Vol. 39. – Р. 1283–1300.
4. Anderson W.G. Wettability Literature Survey. Part 1: Rock/Oil/Brine Interactions and the Effects of Core Handling on Wettability // Jornal of Petroleum Technology. – 1986. – Vol. 38. – Р. 1125–1144.
5. Anderson W.G. Wettability Literature Survey. Part 2: Wettability on Measurement // Jornal of Petroleum Technology. – 1986. – Vol. 38. – Р. 1246–1262.
6. Anderson W.G. Wettability Literature Survey. Part 5: The Effects of Wettability on Relative Permeability // Jornal of Petroleum Technology. – 1987. – Vol. 39. – Р. 1453–1468.
7. Тульбович Б.И. Петрофизическое обеспечение эффективного извлечения углеводородов. – М.: Недра, 1990. – 186 с.
8. Хижняк Г.П. К вопросу определения смачиваемости пород-коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 2002. – № 8. – С. 44–47.
9. Пат 2216723 Российская Федерация, МПК G01N13/00, G01N13/02. Способ определения смачиваемости пористых материалов / Хижняк Г.П.; заявитель ООО «ПермНИПИнефть», патентообладатель ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». – № 2002114555/28; заявл. 03.06.2002; опубл. 20.11.2003, Бюл. № 32.
10. Хижняк Г.П., Распопов А.В., Ефимов А.А. Методические подходы при обосновании коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-физических условиях // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 10. – С. 32–35.
11. Применение биополимера БП-92 при лабораторном определении коэффициента нефтевытеснения турнейских отложений Аптугайского месторождения / Г.П. Хижняк, И.А. Татаринов, А.В. Спасибко // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2007. – № 1. – С. 50–54.
12. Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности продуктивных пород. – Пермь: Кн. изд-во, 1975. – 196 с.
13. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1979. – 199 с.
14. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1971. – 309 с.
15. Амикс Д., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 571 с.

  Целью работы является повышение эффективности промывки скважин с аномально низкими пластовыми давлениями при использовании газожидкостных смесей, основой чего становится сохранение их первоначальных технологических свойств в процессе бурения путем очистки от примесей, обработки и дообработки реагентами.
  В  работе проведено исследование влияния минерализации вод на пенообразование, кратность, кинетику разрушения газожидкостной смеси. Лабораторные исследования были проведены с пенообразующей жидкостью следующего состава: лаурилсульфат натрия 0,05 %, ЛАБС натрия 0,05 %, КМК‑БУР‑2 1 %, калий уксуснокислый плавленый 0,05 %, каустическая сода 0,5 %, ПАА FP‑107 0,05%, глицерин 1%, жидкость кремнийорганическая ГКЖ‑11 0,5 %.
  Приготовление газожидкостных смесей и лабораторные испытания проводились в соответствии с существующими методиками. Проведены исследования по изучению технологических свойств ГЖС, в пенообразующие растворы которых были введены растворы солей Na и K минерализацией 2; 4; 8; 16 и 32 г/л в концентрациях от 10 до 50 %.
  Полученные результаты показали, что ввод в пенообразующую жидкость солевого раствора положительно влияет на пенообразующие свойства, что характеризуется ростом кратности газожидкостной смеси, при этом ввод NaOH в количестве 2 мас. % нейтрализует влияние NaCl. Увеличение количества соляного раствора, вводимого в пенообразующую жидкость, снижает ее пенообразующую способность.
Ключевые слова: бурение скважин, аномально низкое пластовое давление, промывка, газожидкостные смеси, лабораторные исследования, пенообразующая жидкость, технологические свойства, кинетика разрушения, пенообразование, кратность, минерализация, соляной раствор, хлорид натрия, хлорид калия, гидроксид натрия.

Турицына Мария Владимировна
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
turitsyna_maria@mail.ru
199106, г. Санкт-Петер­бург, В. О., 21-я линия, 2

Кучин Вячеслав Николаевич
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
cuchin.vya4eslaw2013@yandex.ru
199106, г. Санкт-Петербург, В. О., 21-я линия, 2

Гизатулин Руслан Рамилевич  
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
ruslan_gizatullin@list.ru
199106, г. Санкт-Петербург, В. О., 21-я линия, 2

1. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург: Летопись, 2005. – 664 с.
2. Мураев Ю.Д. Газожидкостные системы в буровых работах / Санкт-Петербург. гос. горн. ин-т (Техн. ун-т). – СПб., 2004. – 123 с.
3. Турицына М.В. Гидродинамическое обоснование применения газожидкостных смесей для вскрытия пластов с аномально низкими давлениями: дис. … канд. техн. наук. – СПб., 2013. – 142 с.
4. Турицына М.В. Обоснование использования газожидкостных смесей для профилактики поглощений при бурении скважин // Научные исследования и инновации. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2011. – Т. 5, № 2. – С. 61–63.
5. Яковлев А.А. Научно-практические основы технологии бурения и крепления скважин с применением газожидкостных промывочных и тампонажных смесей: дис. … д-ра техн. наук. – СПб., 2001. – 249 с.
6. Газожидкостные промывочные смеси для первичного вскрытия пластов в условиях аномально низких пластовых давлений / М.В. Турицына, А.В. Ковалев, В.А. Морозов, Г.Ю. Телеев, Е.В. Чернобровин, А.А. Щербаков // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 9. – С. 58–59.
7. Яковлев А.А., Турицына М.В. Исследование свойств газожидкостных смесей и выбор их рациональных составов для первичного вскрытия пластов с аномально низкими давлениями // Инже-нер-нефтяник. – М., 2012. – № 2. – С. 27–31.
8. Газожидкостные промывочные смеси для заканчивания скважин в условиях аномально низких пластовых давлений / М.В. Турицына, Е.В. Чернобровин, В.А. Морозов, Г.Ю. Телеев, А.В. Ковалев, Е.П. Рябоконь // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 111–113.
9. Яковлев А.А., Турицына М.В. Обоснование применения и исследование составов газожидкостных смесей для промывки скважин в условиях аномально низких пластовых давлений // Вестник Перм. нац. исслед. политехн. ун-та. Геология. Нефтегазовое дело. – 2012. – № 4. – С. 42–48.
10. Слюсарев Н.И., Козловский А.Е., Лоскутов Ю.Н. Технология и техника бурения геолого-разведочных скважин с промывкой пеной. – СПб.: Недра, 1996. – 180 с.
11. Леушева Е.Л., Турицына М.В. Методика проведения экспериментальных исследований очистных агентов для промывки скважин в условиях пониженных давлений // Научный вестник МГГУ. – 2012. – № 11 (32). – C. 65–71.
12. Исследование пенообразования [Электронный ресурс] // Тирит. Лабораторное и промышленное оборудование. – URL: http://tirit.org/tenz_kruss/theory_foam.php (дата обращения: 14.10.2012).
13. Kawale D. Influence of dynamic surface tension on foams: Application in gas well deliquification: MSc. Thesis / Delft University of Technology of Applied Sciences Department of Multi-Scale Physics, 2012. – 97 p.
14. Physico-chemical factors controlling the foamability and foam stability of milk proteins: Sodium caseinate and whey protein concentrates / K.G. Marinova, E.S. Basheva, B. Nenova, M. Temelska, A.Y. Mirarefi, B. Campbell , I.B. Ivanov // Food Hydrocolloids. – 2009. – № 23. – P. 1864–1876.
15. Patent EP 02024377. Method and Procedure for Swift Characterization of Foamability and Foam Stability. K. Lunkenheimer, K. Malysa, G. Wienskol, M. Baranska.
16. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов. − М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. – 1007 с.
17. Merdhah A.B.B., Yassin A.A.M. Laboratory Study and Prediction of Calcium Sulphate at High-Salinity Formation Water // The Open Petroleum Engineering Journal. – 2008. – № 1. – P. 62–73.
18. Wu Y., Bai B. Efficient Simulation for Low-Salinity Waterflooding in Porous and Fractured Reservoirs // SPE 118830: SPE Reservoir Simulation Symposium held in The Woodlands, Texas, USA, 2–4 February 2009. – Техas, 2009. – 13 p.

  Рассмотрены возможности скважин увеличенного диаметра в условиях пескопроявления. Наибольшие проблемы в борьбе с пескопроявлениями возникают при дренировании несвязных пород, склонных к разрушению даже при незначительных градиентах давления. При наличии пустот такие породы могут подвергаться суффозионному размыву, особенно при большом водном факторе.
  В последние годы большое внимание уделяется способу увеличения диа­метра ствола скважины с целью удаления слоев породы, загрязненной буровым раствором и цементом. При вскрытии продуктивного пласта необходимо использовать качественные буровые растворы на глинистой основе с последующим удалением глинистой корки и закольматированного слоя породы. Двух-трехкратное увеличение диаметра скважины позволяет практически полностью восстановить естественную проницаемость пласта в призабойной зоне.
  Разблокирование пласта за счет удаления загрязняющего его экрана позволяет эксплуатировать скважины при значительно меньших депрессиях на пласт, что является немаловажным с точки зрения снижения темпов обводнения скважин при наличии подошвенных вод. При этом также улучшается гидродинамическая связь пласта со скважиной по всей его толщине независимо от послойной неоднородности пород, что в значительной степени выравнивает скорость фильтрационного потока в призабойной зоне, а следовательно, снижает вероятность обводнения скважины по отдельным пропласткам.
  Следовательно, скважины увеличенного диаметра в интервале продуктивного пласта в определенных горно-геологических условиях дают существенный эффект по всем рассмотренным в статье показателям: дебиту, депрессии на пласт, градиенту давления на стенке скважины, энергосбережению, предотвращению выноса песка.
Ключевые слова: скважина, призабойная зона, кольматация, расширенный ствол, увеличенный диаметр, стенка скважины, градиент давления, пескопроявление, водный фактор, продуктивный пласт, дебит, депрессия, энергосбережение, проницаемость, разблокирование пласта.

Полтавская Марина Дмитриевна
Институт нефти и газа Северо-Кавказского федерального университета
RANGM26@yandex.ru
355000, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 16/1

Вержбицкий Вячеслав Владимирович
Институт нефти и газа Северо-Кавказского федерального университета
RANGM26@yandex.ru
355000, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 16/1

Гунькина Татьяна Александровна
Институт нефти и газа, Северо-Кавказского федерального университета
RANGM26@yandex.ru
355000, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 16/1

1. О возможности создания высокопродуктивных скважин большого диаметра / Ю.П. Коротаев, Г.Р. Рейтенбах, В.И. Белов [и др.] // Газовое дело / Всерос. науч.-исслед. ин-т организации, управления и экономики нефтегаз. пром-ти. – 1970. – № 4. – С. 26–29.
2. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. – Ижевск: Регулярная и хаотическая динамика, 2001. – 736 с.
3. Derry D. Sparlin. Pressure-packing technique controlls anconsolitatend sand // Oil and Gas. – 1971. – Vol. 65, № 11 – P. 87–93.
4. Сучков Б.М. Повышение производительности малодебитных скважин / УдмуртНИПИнефть. – Ижевск, 1999. – 550 с.
5. Васильев В.А., Борхович С.Ю., Шамшин В.И. Оценка коэффициентов вихревых сопротивлений в уравнении фильтрации газа // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии: cб. науч. тр. СевКавНИПИгаза. – Ставрополь, 2002. – Вып. 36. –С. 61–66.
6. Определение энергосберегающего дебита скважин ПХГ по результатам газодинамических исследований / А.Н. Арутюнов, Д.А. Удодов, С.Ю. Борхович, В.А. Васильев // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ: сб. науч. тр. СевКавНИПИгаза. – Ставрополь, 2001. – Вып. 34. – С. 78–82.
7. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. – 199 с.
8. Борисов Ю.П., Табаков В.П. О притоке нефти к горизонтальным и наклонным скважинам в изотропном пласте конечной мощности // НТС по добыче нефти. – 1992. – Вып. 16.
9. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт // Тр. Ин-та. – М.: Гостоптехиздат, 1961. – Вып. 32.
10. Башкатов А.Д. Предупреждение пескования скважин. – М.: Недра, 1981. – 176 с.
11. Бузинов С.H., Умрихин Н.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. – М.: Недра, 1964. – 269 с.
12. Съюмен Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах / пер. с англ. М.А. Цайгера. – М.: Недра, 1986. – 176 с.
13. Joshi S.D. Method calculate area drained by horizontal wells // Oil and Gas Journal. – 1990. – Sept. 17. – Р. 77–82.
14. Giger F.М. Reduction du nomber de puits par l'utilisation de foreges horizonaux // Reuve de I'instrtut Fr. Du Petrole. – 1983. – May-Juni. – Vol. 38. – № 3.
15. Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин. – Ижевск: Регулярная и хаотическая динамика, 2007. – 612 с.
16. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. – Самара: Кн. изд-во, 1996. – 440 с.
17. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.Н. Подземная гидромеханика: учеб. для вузов. – М.: Недра, 1993. – 416 с.
18. Duriofsky J., Milliken W.J., Bernath A. Scaie up in the Near-Well Region // SPEJ. – 2000. – Р. 110–117.
19. Васильев В.А., Дубенко В.Е. Модель переноса песка в пористой среде // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. науч. тр. ВНИИгаза. – М., 1996. – С. 94–99.
20. Боярчук Д.Ф., Кереселидзе В.Л. Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов // Нефтяное хозяйство. – 1983. – № 11. – С. 25–27.
21. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. – М.: Недра-Бизнесцентр, 1999. – 212 с.
22. Hydraulic Fracture Geometry Investigation for Successful Optimization of Fracture Modeling and Overall Development of Jurassic Formation in Western Siberia / А. Nikitin, А. Yudin, I. Latypov, A. Haidar, G. Borisov // Asia Pacific Oil and Gas Conference & Exhibition, 4–6 August 2009, Jakarta, Indonesia. SPE 121888-MS. – Jakarta, 2009.
23. Nakashima T., Nomura M. New Analytical Correction for Multi-Phase Flow Effect in Near-Well Regions of Coarse-Grid System // SPE 87067. – 2004.
22. Васильев В.А., Гунькина Т.А. Единый подход к расчету зоны дренирования скважинами различной конфигурации / Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 4. – С. 5–8.

  Приведены результаты исследования коэффициента влияния ствола скважины на примере добывающих скважин Шагиртско-Гожанского нефтяного месторождения. Осложнения при гидродинамических исследованиях (ГДИ) связаны в первую очередь с большой продолжительностью процесса восстановления давления. Установлено, что обработка кривых восстановления давления (КВД) без учета влияния объема ствола скважины на процесс восстановления давления может приводить к существенным погрешностям. Показаны основные способы определения коэффициента влияния ствола скважины. Качественная и количественная оценка коэффициента влияния ствола скважины осуществлялась при обработке КВД, получаемых в процессе ГДИ скважины на неустановившихся режимах, в программном комплексе Saphir компании «KAPPA». Проанализированы данные гидродинамических исследований  для 10 скважин, эксплуатирующих объекты Т и Тл-Бб, за период с 2005 по 2011 г. Показаны зависимости коэффициента влияния ствола от различных параметров работы скважин, формы КВД и фильтрационных свойств пласта. Выявлено, что процессы, происходящие в стволе скважины после остановки ее на исследование, в существенной степени влияют на форму кривой восстановления давления. Установлено, что с увеличением депрессии на пласт возрастает и коэффициент влияния ствола скважины, а следовательно, и проявление процессов в стволе скважины в большей степени влияет на форму КВД, что может приводить к недовосстановленности давления и снижению достоверности результатов гидродинамических исследований скважин.
Ключевые слова: добывающая скважина, гидродинамические исследования скважины, кривая восстановления давления, проницаемость пласта, скин-фактор, пластовое давление, продуктивность, послеприток, эффект ствола скважины.

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

Ильчибаев Артем Альбертович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. – М.: Наука, 1998. – 304 с.
2. Horner D.R. Pressure Build-Up in Wells // Proceedings: Third World Pet. Congress. – 1951. – Sect. II. – P. 503–521.
3. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. – М.: Гостоптехиздат, 1960. – 319 с.
4. Чодри А. Гидродинамические исследования нефтяных скважин: пер. с англ. / ООО «Премиум Инжиниринг». – М., 2011. – 687 с.
5. 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.
6. Оценка влияния послепритока на результаты интерпретации данных гидродинамических исследований скважин / А.А. Ерофеев, В.А. Мордвинов, И.Н. Пономарева, В.В. Поплыгин // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 49–51.
7. Dynamic Data Analysis v4.12.02 / O. Houze, D. Viturat, O.S. Fjaere [et al.]. – Kappa, 2011. – 557 p.
8. A new set of type curves simplifies well test analysis / D. Bourdet [et al.] // World oil. – 1983. – May. – P. 95–106
9. Pollard P. Evaluation of Acid Treatments From Pressure Buildup Analysis // Petroleum Technology. – 1959. – № 3. – P. 38–43.
10. Horner D.R. Pressure Build-Up in Wells // Proceedings: Third World Pet. Congress.– 1951. – Sect. II. – P. 503–521.
11. Басниев К.С. Подземная гидромеханика: учеб. для вузов. – М.: Недра, 1993. – 415 с.
12. 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.
13. К определению продолжительности исследования скважин методом восстановления давления / В.А. Мордвинов, И.Н. Пономарева, А.А. Ерофеев, А.С. Иванова // Нефть, газ и бизнес. – 2012. – № 11. – С. 63–65.
14. 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.

  Приводится обоснование выделения зон для геолого-гидродинамического моделирования и статистической обработки геолого-промысловой информации при проектировании геолого-технических мероприятий (ГТМ). Выбор скважин-кандидатов для проведения ГТМ, их планирование и обоснование участков для секторного геолого-гидродинамического моделирования является достаточно актуальной задачей, обусловленной отсутствием единого подхода. Усилить обоснованность планирования мероприятий возможно добавлением промежуточного этапа анализа выработки запасов нефти между фильтрационной моделью всего объекта и секторной геолого-гидродинамической моделью участка залежи путем оценки падения объемов добычи нефти скважин в пределах границы рассматриваемого сектора.
  Проведен краткий сравнительный анализ программных продуктов, позволяющих оценивать темпы падения добычи. При наличии в них ряда недостатков разработан алгоритм, реализованный в программном продукте MS Excel в виде макроса и позволяющий рассчитывать текущие (фактические) и прогнозные темпы падения добычи нефти как по скважинам, так и по пласту в целом. В его основе лежат характеристики вытеснения (кривые обводнения), предложенные Н.В. Сипачевым, Л.Г. Пасевичем, А.М. Пирвердяном, С.Н. Камбаровым, Б.Ф. Сазоновым, а также характеристика с постоянным нефтесодержанием.
  В работе также приведены результаты расчета по одному из месторождений Пермского Прикамья, представленные в виде карт распределения темпов падения добычи в пределах пласта. Выделены районы скважин с высокими значениями искомого показателя. Анализ полученных результатов позволяет оценивать области с низкой эффективностью разработки и предварительно выбирать скважины-кандидаты для воздействия на них с целью интенсификации добычи нефти и участки пласта для секторного геолого-гидродинамического моделирования.
Ключевые слова: темп падения добычи нефти, добыча нефти, выработка запасов, разработка нефтяных месторождений.

Анурьев Максим Константинович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
614990, г. Пермь, ул. Советской армии, 29

Гуляева Татьяна Михайловна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
614990, г. Пермь, ул. Советской армии, 29

Лекомцев Александр Викторович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
alex.lekomtsev@mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Чернышев Дмитрий Владимирович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений / Б.Т. Багишев, В.В. Исаичев, С.В. Кожакин [и др.]. – М.: Недра, 1973.
2. Еленец А.А. Планирование бурения вторых стволов на поздней стадии разработки нефтяного месторождения // Нефть и газ Западной Сибири: материалы междунар. науч.-техн. конф. / Тюм. гос. нефтегаз. ун-т. – Тюмень, 2011. – Т. 1. – С. 194–197.
3. Inclusions of well test interpretation and sector model simulation into a full field model: an integration modeling approach / N. Al-Mohannadi, O. Seybold, J. Dawans, G. Reijnders // International Petroleum Technology Conference, 7–9 December 2009, Doha, Qatar. – Doha, 2009. – Р. 12–14.
4. Brock W., Rothschild M., Stiglitz E. Stochastic capital theory. Joan Robinson and modern economic theory. – New Jork: MacMillan Press, 1989. – 591–622.
5. Hill J.H. Geological and Economical Estimate of Mining Projects. – London, 1993.
6. Catalogue of international standards used in the oil & gas industry. Report № 362 / The international association of oil and gas producers. – 2012. – 127 p. – URL: www.ogp.org.uk/pubs/362.pdf (дата обращения: 25.05.2012).
7. Поплаухина Т.Б. Разработка статистических моделей для оценки остаточных извлекаемых запасов нефти: на примере территории Пермского края: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Пермь, 2009. – 23 с.
8. Методические указания ОАО «ЛУКОЙЛ». Методика оценки технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов / В.Ф. Лесничий [и др.]; ОАО «ЛУКОЙЛ». – М., 2001.
9. Блаттнер П. Использование Microsoft Office Excel 2003. Спец. издание: пер. с англ. – М.: Вильямс, 2005. – 64 с.
10. Казаков А.А. Прогнозирование показателей разработки месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой // Нефтепромысловое дело / Всерос. науч.-исслед. ин-т орг. упр. и экономики нефтегаз. пром-ти. – М., 1976. – С. 5–7.
11. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. – Уфа: Гилем, 1999. – 462 с.
12. Пьянков В.Н. Алгоритмы идентификации параметров модели Баклея – Леверетта в задачах прогноза добычи нефти // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 10. – С. 62–65.
13. Савельев В.А., Токарев М.А., Чинаров А.С. Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи: учеб. пособие / Удмурт. ун-т. – Ижевск, 2008. – 147 с.

  Затронута проблема гидроразрыва пласта (ГРП) в горизонтальных скважинах. Для большей эффективности ГРП необходимо провести гидродинамическое моделирование, целью которого является распределение притоков в скважину с горизонтальным стволом после проведения поинтервального гидроразрыва пласта. В результате получены модель гидравлического разрыва пласта в начальной части горизонтального ствола скважины, графики распределения притоков, распределения давления и формирования зоны отбора, в том числе с учетом изменения во времени. 
  Проанализировано проведение гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях Западной Сибири, приведена  технология селективного создания трещин при «струйном» ГРП. Отражена проблема селективных гидроразрывов в горизонтальных и вертикальных скважинах.
  Описаны технические средства для осуществления процесса и дана схема развития трещины ГРП в зависимости от фильтровой части горизонтальной скважины относительно естественного поля напряжений продуктивного пласта. В результате можно сравнить развитие трещин при объемном и струйном ГРП.
  Приведена методика предварительного выбора горизонтальных скважин-кандидатов для проведения «струйных» ГРП. Проектирование проведения ГРП на объекте должно осуществляться на основе комплексного гидродинамического анализа процесса разработки с моделированием гидроразрывов в конкретных скважинах.  Выбор горизонтальной скважины для проведения ГРП и оптимизация параметров трещин должны осуществляться с учетом геолого-физических свойств объекта, распределения напряжений в пласте, определяющего ориентацию трещин, системы заводнения и расстановки скважин. Определяющими факторами успешности ГРП становятся правильный выбор объекта для проведения операций, использование технологий гидроразрыва, оптимальных для данных условий, и обоснованный подбор скважин для обработки.
  На основании результатов построения гидродинамических моделей сделан актуальный вывод, что дебит трещин, расположенных в удаленной части ствола, более чем в два раза меньше.
Ключевые слова: гидроразрыв пласта, горизонтальная скважина, моделирование, распределение притоков, трещина, кровля пласта, слабодренируемые участки, струйный грп, гидропескоструйная перфорация.

Васильев Владимир Андреевич
Институт нефти и газа Северо-Кавказского федерального университета
355000, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 16/1

Верисокин Александр Евгеньевич
Институт нефти и газа Северо-Кавказского федерального университета
verisokin.aleksandr.@mail.ru
355000, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 16/1

1. Сучков Б.М. Горизонтальные скважины. – Ижевск: Регулярная и хаотическая динамика, 2006. – 438 с.
2. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. – 196 с.
3. Вскрытие продуктивных пластов горизонтальными скважинами / Н.Ф. Кагарманов, М.Р. Давлетбаев, В.Х. Самигуллин, Р.С. Шайнуров, Р.Х. Юмашев, P.M. Гилязов. Межвуз. темат. сб. науч. тр. / Уфим. гос. нефт. техн. ун-т. – Уфа, 1996. – С. 63.
4. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин: учеб. пособие / Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев, И.С. Матиешин, М.Г. Гейхман, Н.В. Инюшин; под ред. Г.П. Зозули. – М.: Академия, 2009. – 176 с.
5. ГРП в горизонтальных скважинах с открытым стволом на месторождениях Западной Сибири / А.В. Бровчук, И.Р. Дияшев, А.В. Липлянин, Д. Грант, Д. Усольцев, K.K. Бутула // Oil and Gas Technical Conference and Exhibition held: тр. междунар. конф., Москва, 3–6 октября 2006. – М., 2006.
6. Hydraulic Fracture Geometry Investigation for Successful Optimization of Fracture Modeling and Overall Development of Jurassic Formation in Western Siberia / А. Nikitin, А. Yudin, I. Latypov, A. Haidar, G. Borisov // Asia Pacific Oil and Gas Conference & Exhibition, 4–6 August 2009, Jakarta, Indonesia. SPE 121888-MS. – Jakarta, 2009.
7. Thermally induced fractures: a field proven analytical model / J. Detienne, M. Creusot, N. Kessler, B. Sahuquet, J-L. Bergerot // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. – 1998. – Febr. – P. 30–35.
8. Evalution of Refracure Reorientation in Both Laboratory and Field Scales / H. Liu, Z. Lan, G. Zhang [et al.] // SPE 112445. – Louisiana, USA.
9. Сучков Б.М. Интенсификация работы скважин. – Ижевск: Регулярная и хаотическая динамика, 2007. – 612 с.
10. Васильев В.А., Гунькина Т.А. Единый подход к расчету зоны дренирования скважинами различной конфигурации // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 4.
11. Cinco-Ley H., Samaniego-V.F. Transient A / Pressure Analysis for Fractured Wells // JPT. – 1981. – Sept. – Р. 1749–1766.
12. McGuire W.J., Sikora V.T. The Effect of Vertical Fractures on Well Productivity // JPT. – 1960. – Oct. – Р. 72–74.
13. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 1989.
14. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1990.
15. Li P. Theoretical Study on Reorientation Mechanisim of Hydraulic Fractures // SPE 105724.

  Сфера применения гидротранспорта твердых или суспензионных материалов весьма широка и включает многие области промышленной деятельности. Гидравлический транспорт минерального сырья оправдал себя в качестве экономичного и эффективного внутрифабричного и магистрального способа транспортирования, а эксплуатируемые в настоящее время гидротранспортные системы являются конкурентоспособными в сравнении с другими способами транспортирования.
  Однако зачастую эффективность использования этого вида транспорта не соответствует его техническим возможностям: высока трудоемкость работ при эксплуатации оборудования, высок гидроабразивный износ грунтовых насосов и трубопроводов, низок рабочий ресурс насосов, высоки металлоемкость и энергоемкость гидротранспортных систем.
  Рассматривается вопрос организации единой службы диагностирования грунтовых насосов, применяемых в системах гидротранспорта минерального сырья.  Для снижения энергопотребления гидротранспортных систем, обусловленного высокой удельной энергоемкостью процесса, прогрессивным направлением развития является транспортирование концентрированных мелкодисперсных гидросмесей (КМГ). Образование структур концентрированных дисперсных гидросмесей происходит в результате того, что силы сцепления частиц друг с другом становятся соизмеримыми с весом частиц. В таких системах межфазная поверхность (поверхность раздела частица – жидкая среда), отнесенная к единице объема или массы системы, становится намного больше, чем у отдельной частицы. Но по мере увеличения дисперсности и концентрации твердой фазы резко возрастает вязкость и прочность. Представлены результаты экспериментальных исследований состояния грунтовых насосов в системах гидравлического транспорта хвостов обогащения руд.
Ключевые слова: грунтовый насос, экспериментальное исследование состояния, диагностика, виброскорость, надежность, расход, оперативный контроль, коэффициент технического состояния, хвосты обогащения.

Васильева Мария Александровна
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
saturn.sun@mail.ru
199026, г. Санкт-Петербург, В. О., 21-я линия, 2

1. Иванова Т.Д. Исследование и совершенствование грунтовых насосов, перекачивающих рудные хвосты обогатительных фабрик (на примере Магнитогорского металлургического комбината): дис. … канд. техн. наук. – Л., 1981. – 176 с.
2. Итоговый доклад парламентской комиссии по расследованию обстоятельств, связанных с возникновением чрезвычайной ситуации техногенного характера на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 года [Электронный ресурс]. – URL: www.plotina.net/documents/ssnges-doklad (дата обращения: 20.05.2012).
3. Трайнис В.В. Магистральные углепроводы в США // Уголь. – 1978. – № 11. – С. 74–77.
4. Гиргидов А.Д. Техническая механика жидкости и газа (одномерная задача): учеб. пособие / Ленинград. политехн. ин-т. – Л., 1985. – С. 78.
5. Гиргидов А.Д. Инженерно-строительные задачи механики жидкости: учеб. пособие / Ленинград. политехн. ин-т. – Л., 1986. – С. 80.
6. Зайцев Н.О. Расчет эффективности пылеулавливания циклонного устройства для очистки газов от пыли // Науч.-техн. ведомости Санкт-Петербург. гос. политехн. ун-та. – 2006. – № 5–1. – С. 197–202.
7. Suchanek J., Smrkovsky J., Bias P. Erosive and hydroabrasive resistance of hardfacing materials // Wear. – 1999. – Apr. – Vol. 233–235. – P. 229–236.
8. Karimi A., Verdon C., Barbezat G. Microstructure and Hydroabrasive wear behaviour of highvelocity oxy-fuel thermally sprayed Wc-Co (Cr) coatings // Surface and Coating Technology. – 1993. – Vol. 57, № 1. – P. 81–89.
9. Hattori S., Ishikura K. Transactions of the Japan Society of Mechanical Engineers, Series A 71. – 2005. – Aug. – № 708. – Р. 1182–1189.
10. Dube N.B., Hutchings I.M. Influence of particle fracture in the high-stress and low-stress abrasive wear of steel // Wear. – 1999. – Vol. 233–235. – Р. 246–256.
11. Явленский К.Н., Явленский А.К. Вибродиагностика и прогнозирование качества механических систем. – Л.: Машиностроение, 1983. – 239 с.
12. Юкин Г.А. Диагностирование, оперативный контроль и оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов: дис. … канд. техн. наук. – Уфа, 2003. – 150 с.
13. Заверткин П.С. Повышение ресурса грунтовых насосов снижением интенсивности гидроабразивного изнашивания их элементов в системах гидротранспорта хвостов обогащения: дис. … канд. техн. наук. – СПб., 2009. – 149 с.
14. Основы технической диагностики / В.В. Карибский, П.П. Пархоменко, Е.С. Сагомонян, В.Ф. Халчев; под ред. П.П. Пархоменко. – М.: Энергия, 1976. – 464 с.
15. Кулешов А.А., Докукин В.П. Надежность горных машин и оборудования / Санкт-Петербург. гос. горн. ин-т (ТУ). – СПб., 2004. – 104 с.

  Газодинамические явления представляют собой внезапные по месту и времени быстропротекающие разрушения части приконтурного массива. В калийных рудниках ОАО «Сильвинит» за все время при отработке сильвинитовых пластов было зафиксировано 24 газодинамических явления.
  По месту проявления случаи можно разделить на произошедшие из кровли, почвы, забоя и стенок выработок. Для предотвращения газодинамических явлений из забоя и стенок горных выработок, а они составляют 42 % от всех случаев, защитные мероприятия вообще не применяются. В то же время газодинамические явления из забоя и стенок горных выработок являются не чем иным, как отжимами призабойной части пород, которые сопровождаются звуковыми эффектами, разрушением с выносом породы в горную выработку, имеют интенсивность, не превышающую несколько тонн, и представляют собой  реальную угрозу жизни шахтеров.
  Анализ отжимов призабойной части пород показал, что все они приурочены к геологическим трещинам. Главная система трещин, являющаяся субмеридианальной, вскрыта непосредственно горными выработками.
  К ней приурочена согласная система более мелких трещин. Одновременно выделяются и оперяющие, ортогональные трещины субширотной ориентации.
  Для предотвращения газодинамических явлений из забоя горных выработок предложены схемы дегазационных работ с помощью скважин при проходке выработок субмеридианального и субширотного направлений. Схемы заключаются в пересечении забоем горизонтальной или наклонной скважины плоскости трещины, заполненной газом под давлением, обеспечивающим фильтрацию газа из очага в выработку по стволу скважины. Этот способ предотвращения газодинамических явлений следует рассматривать как защитное мероприятие, действующее в призабойной зоне горной выработки.
  Применение данных схем позволит исключить внезапные отжимы призабойной части пород, что поможет повысить безопасность ведения горных работ на участках шахтных полей калийных рудников с развитыми системами геологических трещин.
Ключевые слова: калийные соли, газодинамические явления, отжим породы, калийные рудники, геологические трещины, приконтурный массив, сильвинитовые пласты, дегазация массива, газовыделения, дегазационная скважина, зоны трещиноватости.

Нестеров Егор Анатольевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
mine_egor@mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Андрейко С.С. Механизм образования очагов газодинамических явлений в соляном породном массиве: моногр. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2008. – 196 с.
2. Андрейко С.С., Калугин П.А., Щерба В.Я. Газодинамические явления в калийных рудниках: генезис, прогноз и управления. – Минск: Выш. шк, 2000. – 335 с.
3. Hoffmann K. Gasanalitiche Unterschungen der Salzgase des Sudharz – und Werragebiets. – Bergakad, 1963. – S. 19–27.
4. Wolf H. Zur Aerodinamir der plotzlichen Ausbruche von Salz und Gas im Werra-Kalibergbau. Dissertation / Techn. Universiat. – Dresden, 1965. – 165 s.
5. Wolf H. Aerodinamiche Wirkungen der bei Ausbruchen von Salz und Gas freiwerdenen. Zur Aerodinamir der plotzlichen Ausbruche von Salz und Gas im Werra-Kalibergbau. Dissertation / Techn. Universiat. – Dresden, 1965. – 165 s.
6. Кудряшов А.И. Основные черты геологического строения Верхнекамского калийного месторождения // Повышение эффективности разработки Верхнекамского калийного бассейна. – Пермь: Кн. изд-во, 1986. – С. 6–20.
7. Корочкина О.Ф., Кудряшов А.И. Системы трещин в соляной толще Верхнекамского месторождения калийных солей // Проблемы комплексного изучения водозащитной толщи на месторождениях калийных солей. – Пермь, 1991. – С. 16–42.
8. Аникин В.В. Исследование и прогноз изменчивости механических свойств соляных пород Верхнекамского месторождения: дис. … канд. техн. наук / Горн. ин-т УрО РАН. – Пермь, 2008. – 20 с.
9. Федосеев А.К. Прогноз развития зон природной трещиноватости в центральной части Верхнекамского месторождения калийных солей // Материалы ежегод. науч. сессии / Горн. ин-т УрО РАН. – Пермь, 2007. – 4 с.
10. Thomas R.L., Martinez J.D. Blowouts in domal salt. Fifth. Simp. Salt. Vol. 1: Invod., Geol., Tectonics, Mineral., Geochem., Dry Mining, Rock Mech. – 1980. – P. 405–411.
11. Boffcher W. Die Gefahr von Kohlensaureausbruchen im hessisschen Kalisalzbergbau // Gluckanf. – 1992. – Vol. 128, № 3. – S. 208–213.
12. Методическое руководство по ведению горных работ на рудниках Верхнекамского калийного месторождения. – М.: Недра, 1992. – 468 с.
13. Андрейко С.С., Шаманский Г.П. Мероприятия по предупреждению газодинамических явлений в калийных рудниках // Повышение безопасности горных работ в угольной промышленности (борьба с внезапними выбросами и горными ударами). – М., 1978. – С. 7–9.
14. Проскуряков Н.М., Фомина В.Д., Рожков В.К. Газодинамические явления на Солигорских калийных рудниках. – Минск: Полымя, 1974. – 212 с.
15. Нормативные и методические документы по ведению горных работ на Старобинском месторождении калийных солей. – Минск, 1995. – 213 с.

  Многие известные токовые защиты от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) оказываются неработоспособными, если  замыкание фазы на землю происходит через переходное сопротивление. Причиной является понижение напряжения нулевой последовательности и, как следствие, токов нулевой последовательности защищаемых линий, в то время как уставки защит рассчитывают и выбирают по условию глухого «металлического» замыкания. Данная публикация посвящена созданию усовершенствованной токовой защиты, способной функционировать при различных видах замыкания. Задача совершенствования защиты от ОЗЗ является весьма важной для повышения надежности и безопасности электроснабжения.
  Результатом работы будет создание на базе микроконтроллера устройства защиты, принцип работы которого основан на непрерывном контроле фазного напряжения и напряжения нулевой последовательности. По отношению этих величин определяется показатель неполноты замыкания на землю, который характеризует влияние переходного сопротивления в месте ОЗЗ на величину напряжения и токов  нулевой последовательности. Использование показателя неполноты замыкания позволяет скорректировать величину токов нулевой последовательности, что достигается путем применения разработанного алгоритма адаптивной коррекции входных параметров защиты. В результате этого обеспечивается универсальность работы усовершенствованной токовой защиты.
Ключевые слова: однофазное замыкание на землю, переходное сопротивление, напряжение нулевой последовательности, показатель неполноты замыкания, адаптивная коррекция входных параметров, скорректированный ток, микроконтроллер.

Сапунков Михаил Леонидович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614990 г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Пеленев Денис Николаевич
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
Shifer-90@mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, В. О., 21-я линия, 2

Мухаметшин Руслан Ильсурович
ЗАО «НИПО»
ru777lan@mail.ru
614022, г. Пермь, пр. Декабристов, д. 39/2, кв. 20

1. Лихачев Ф.А. Замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов. – М.: Энергия, 1971. – 152 с.
2. Цапенко Е.Ф. Замыкания на землю в сетях 6–35 кВ. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 128 с.
3. Вайнштейн Р.А., Карбышев А.Ф. Обоснование выбора тока срабатывания защиты от замыканий на землю в сети с изолированной и заземленной через резистор нейтралью // Управление режимами электроэнергетических систем. – Новосибирск: Изд-во Нижневарт. гос. гум. ун-та, 1994. – С. 105–110.
4. Шалин А.И., Хабаров А.М. Защита от замыканий на землю в сетях 6–35 кВ, реагирующая на отношение тока в резисторе к току в линии / Энергетика: экология, надежность, безопасность: материалы докл. девятой Всерос. науч.-техн. конф. – Томск: Изд-во Том. политехн. ун-та, 2003. – Т. 1. – С. 117–120.
5. Шабад М.А. Защита от однофазных замыканий в сетях 6–35 кВ. – М.: Энергопресс; Энергетик, 2007. – 64 с.
6. Шалин А.И. Замыкания на землю в линиях электропередачи 6–35 кВ. Особенности возникновения и приборы защиты // Новости электротехники. – 2005. – № 1 (31). – С. 73–75.
7. Бухтояров В.Ф., Маврицын А.М. Защита от замыканий на землю электроустановок карьеров. – М.: Недра, 1986. – 184 с.
8. Вайнштейн Р.А., Головко С.И. О гармоническом составе токов нулевой последовательности в сетях с компенсацией емкостного тока при замыкании на землю через перемежающуюся дугу // Изв. вузов. Энергетика. – 1978. – № 12. – С. 14–19.
9. Шуин В.А., Гусенков А.В. Защиты от замыканий на землю в электрических сетях 6–10 кВ. – М.: Энергопрогресс, 2001. – 104 с.
10. Пат. 2422964 Российская Федерация / Сапунков М.Л., Худяков А.А. Опубл. 27.06.2011, Бюл. № 18.
11. Roberts J., Altuve H.J., Schweitzer D.H. Review of ground fault protection methods for grounded, ungrounded, and compensated distribution systems / Engineering Laboratories, Inc. Pullman, WA USA, 2001.
12. Lehtonen M., Hakola T. Neutral earthing and power system protection. – ABB Transmit Oy, Vaasa, 1996.
13. Waes J.B.M. van, Cobben J.F.G., Provoost F., Riet M. van, Deursen A.P.J. van, Laan P.C.T. van der. Fault Voltages in LV networks during 1-phase MV shortcircuit, On our way to a total earthing concept // 15th International Conference on Electricity Distribution, Session 2: Power Quality and EMC, CIRED Nice’99, 1–4 June 1999. – Nice, 1999. – P. 115–120.
14. Sonnemann W.K. A New Single-Phase-to-Ground Fault-Detecting Relay // AIEE Trans. – 1942. – № 61. – Р. 677–680. Discussions. – P. 995–996.
15. Claudelin P. Compensation of the earth fault current in a MV distribution network. Earth fault problems in MV Systems. Helsinki: INSKO, 1991.