Предмет исследований – аномальный разрез отложений баженовской свиты Западной Сибири. Представлено несколько гипотез формирования аномального разреза баженовской свиты, принадлежащих разным ученым: подводно-оползневая модель, модель палеоостровов, седиментологическая модель. Рассмотрены особенности формирования отложений баженовской свиты. 
  Авторы раскрывают и анализируют причины образования аномальных разрезов баженовской свиты и выявляют необходимость рассмотрения этих явлений в тесной связи с геодинамическими и тектоническими процессами. Знание генезиса аномальных разрезов позволит правильно проектировать поисковые работы, точнее оценивать запасы углеводородов в отложениях такого типа.
  Отмечено, что благодаря сейсмическим исследованиям можно выделить различные типы аномального разреза отложений баженовской свиты, картировать их и прогнозировать поиск ловушек УВ, учитывая распространение зон аномального разреза как в песчано-алевролитовых отложениях баженовской свиты, так и в вышезалегающих породах ачимовской толщи.
  Сказано, что в связи со специфическими условиями залегания запасов баженовской свиты необходимы разработка и внедрение новых инновационных технологий поиска и разведки высокопродуктивных участков в этом интервале геологического разреза.
  Важной задачей становится введение в активную разработку трудноизвлекаемых запасов залежей баженовских отложений. Решением проблемы обеспечения добычи нефти на действующих и вновь разбуриваемых месторождениях Западной Сибири станет создание технологии разработки баженовских отложений.
Ключевые слова: месторождение, нефть, баженовская свита, аномальный разрез, битуминозные аргиллиты, ачимовская толща, генезис, модель, разведка, разработка, залежи нефти, ресурсная база, нефтеносность.

Бембель Сергей Робертович
Тюменский государственный нефтегазовый университет
Bembel_SR@surgutneftegas.ru
625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56

Цепляева Анна Ивановна
Тюменский государственный нефтегазовый университет
ce_anna@mail.ru
625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56

1. Бембель С.Р., Задоенко Л.А. Природа аномальных разрезов баженовской свиты на Южно-Ватьеганской площади (верхняя юра Западной Сибири) // Бюл. МОИП. Геология. – М., 1993. – Т. 68, вып. 1. – С. 115–119.
2. Особенности строения и формирования аномального разреза баженовской свиты на примере Северо-Конитлорского месторождения / М.А. Бордюг, В.С. Славкин, С.С. Гаврилов, А.А. Потря­сов // Геология нефти и газа. – 2010. – № 1. – С. 32–40.
3. Бочкарев В.С, Боярских Г.К. Особенности структурного плана кровли баженовского горизонта // Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири: тр. ЗапСибНИГНИ. – Тюмень, 1985. – С. 48–64.
4. Зарипов О.Г., Сонич В.П. Новый тип разреза баженовской свиты и перспективы увеличения извлекаемых запасов на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: материалы IV науч.-практ. конф. – Ханты-Мансийск, 2001. – C. 143–153.
5. Курсин С.В., Наумов А.Л., Онищук Т.М. Особенности строения отложений баженовской свиты на площадях Среднего Приобья // Проблемы нефти и газа Тюмени. – Тюмень, 1984. – Вып. 61. – С. 6–9.
6. Мкртчян О.М. О некоторых седиментационных моделях продуктивных пластов верхнеюрского васюганского комплекса Западной Сибири // Вестник недропользователя ХМАО. – 2005. – № 15. – С. 19–24.
7. Нежданов А.А., Туманов Н.Н., Корнев В.А. Аномальные разрезы баженовской свиты и их сейсмогеологическая характеристика // Сейсморазведка для литологии и стратиграфии: тр.
ЗапСибНИГНИ. – Тюмень, 1985. – С. 64–71.
8. Нежданов А.А., Ушатинский И.Н. Состав пород и условия образования аномальных разрезов баженовской свиты // Геохимия процессов нефтегазообразования в мезозойских отложениях Западной Сибири: тр. ЗапСибНИГНИ. – Тюмень, 1986. – С. 118–127.
9. Нежданов А.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири для целей прогноза и картирования нефтиклинальных ловушек и залежей УВ: автореф. дис. ... д-ра геол.-мин. наук. – Тюмень, 2004. – 36 с.
10. Нестеров И.И., Нежданов А.А., Ушатинский И.Н. Аномальные разрезы баженовской и мегионской свит Западной Сибири // Геология нефти и газа. – М., 1986. – № 4. – С. 23–28.
11. Никонов В.Ф., Ревнивых В.А. Основные черты осадочного процесса, его отражение в литологическом составе и физических характеристиках юрских и неокомских отложений Среднего Приобья // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: материалы IV науч.-практ. конф. – Ханты-Мансийск, 2001. – C. 178–183.
12. Соколовский А.П., Соколовский Р.А. Аномальные типы разрезов баженовской и тутлеймской свит в Западной Сибири // Вестник недропользователя ХМАО. – 2002. – № 11. – С. 64–69.
13. Судакова В.В. Аномальные разрезы баженовской свиты на примере Федоровского месторождения нефти и газа. Модель их формирования и нефтеносность // Изв. вузов. Нефть и газ. – 1997. – № 6. – С. 14–16.
14. Ясович Г.С. Перспективы нефтегазоносности зон развития аномальных разрезов баженовской свиты Среднего Приобья // Труды ЗапСибНИГНИ. – Тюмень, 1981. – Вып. 166. – С. 51–60.

  Рассмотрены особенности геологического строения и пространственного размещения промышленной нефтегазоносности основных продуктивных комплексов докембрийского возраста на основе имеющейся на сегодняшний день геолого-геофизической информации.
  В результате проведенного комплексного анализа геолого-геофизических материалов  исследований верхнепротерозойской толщи Пермского края и сопредельных территорий (результаты испытаний, нефтепроявления по керну и шламу и др.) к потенциально нефтегазоносным отнесены рифейский терригенно-карбонатный и вендский терригенный комплексы. Даны подробные характеристики нефтегазоматеринских пород, коллекторов и флюидоупоров рифейского и вендского комплексов.
  Кроме того, проведен анализ состояния изученности, результатов бурения глубоких скважин, результатов проведения сейсморазведочных исследований додевонских отложений на территории Пермского края и сопредельных земель.
  Сделан вывод о том, что в связи с низкой изученностью потенциала додевонских отложений необходимы дальнейшие, более целенаправленные специальные сейсмические исследования в комплексе с бурением отдельных параметрических и разведочных скважин.
  Объясняется необходимость рассмотрения верхнедокембрийских толщин как самостоятельного объекта геологоразведочных работ и глубокого научного изучения, что способствует решению вопроса промышленной значимости нефтегазоносности рифейско-вендских образований.
  Результаты данной работы использованы для выделения наиболее перспективных районов (участков недр) Пермского края с целью проведения геолого-экономической оценки эффективности освоения.
Ключевые слова: авлакоген,  генезис, гомоклиналь, зона нефтегазонакопления, коллектор, ловушка, нефтегазоносная провинция, нефтегазоносный комплекс, нефтегазоматеринские породы, нефтепроявления, пористость, проницаемость, структурный этаж, свита, флюидоупор.

Никитина Марина Васильевна
ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»
marina.vas.nikitina@lp.lukoil.com
614990, г. Пермь, ул. Ленина, 62

1. Губина Е.А. Венд-нижнекембрийский карбонатный нефтегазоносный мегакомплекс. – СПб., 2011. – 314 с.
2. Золотов А.Н. Ранние этапы развития Сибирской и Восточно-Европейской платформ и нефтегазоносность рифейских, вендских и нижнепалеозойских отложений. – М., 2010. – 285 с.
3. Клевцова А.А. Основные этапы осадконакопления в рифее на Русской платформе (ранний и средний этапы). – М., 2009. – 158 с.
4. Ситчихин О.В. Строение и нефтегазоносность рифейских пород северо-востока Волго-Уральского бассейна. – Пермь, 2009. – 50 с.
5. Башкова С.Е. Комплексный анализ критериев и показателей нефтегазоносности рифей-вендских отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. – Пермь, 2009. – 102 с.
6. Гайдукова Т.А. Нефтегазоносные провинции и области России. – М., 2006. – 462 с.
7. Перспективные направления поисков залежей нефти в додевонских отложениях пермского Прикамья / A.А. Клевцова, Г.М. Фролович, В.Н. Шверев, B.М. Мельниченко, Т.М. Тиунова; Всерос. науч.-исслед. геол. нефт. ин-т, ПермНИПИнефть. – Пермь, 2010. – 256 с.
8. Волож Ю.А., Хераскова Т.Н., Антипов М.П. Западное Приуралье: прогноз скоплений углеводородов в додевонских отложениях. – М., 2010. – 14 с.
9. Балашова М.М., Коблова В.М., Проборов В.М. О позднедокембрийском нефтегазообразовании на севере Урало-Поволжья. – Пермь, 2008. – 43 с.
10. Гатиятуллин Н.С. Геолого-тектонические условия нефтегазоносности восточной части Волго-Уральской антеклизы. – СПб., 2010. – 59 с.

  Одним из важнейших проблемных вопросов при бурении нефтегазовых скважин является получение достоверной и оперативной информации о комплексе параметров искривления скважин, необходимых
для их проводки в заданный «круг допуска» или в продуктивный пласт. Особую актуальность данные вопросы приобретают при горизонтальном бурении. метрологические характеристики инклинометрической
аппаратуры определяют точность проводки нефтегазовых скважин по заданной траектории и последующий их контроль при геофизических исследованиях. Гироинклинометры предназначены для измерения зенитного угла, азимута географического, угла установки отклонителя  бурового инструмента с целью определения пространственного положения оси ствола нефтегазовых и любых других скважин при их бурении, контрольных проверках и ремонте. Инструментальные погрешности инклинометрической аппаратуры в значительной степени определяются качеством метрологического обеспечения на установках пространственной ориентации. 
  Рассматривается проблема создания автоматизированной управляемой прецизионной установки пространственной ориентации гироинклинометров, в которой в качестве чувствительных элементов используются инерциальные элементы: акселерометры, датчики углов, датчики моментов, гировертикаль, интегрирующие  элементы.
Ключевые слова: геомагнитное поле, ориентация, вариации, гироинклинометр, гироприборы, калибровка, акселерометр, моделирование, азимут, зенитный угол, магнитометр, вектор магнитного поля.

Цветков Геннадий Александрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
bg@pstu.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Юшков Иван Романович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
bg@pstu.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Вяткин Олег Иванович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
bg@pstu.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Балуева Наталья Юрьевна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
bg@pstu.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Миловзоров Г.В. Анализ инструментальных погрешностей инклинометрических устройств. – Уфа: Гилем, 1997. – 184 с.
2. Методика инклинометрии в высоких широтах при наличии магнитных помех / НПП «Горизонт» // Новые технологии. – Самара, 2005. – 85 с.
3. Устройство для ориентирования датчиков: а.с. 1343006 SU, МКИ 4 Е 21 В 47/022 / Г.В. Миловзоров, Р.А. Султанаев, Г.В. Коган, О.Н. Штанько, В.Н. Якин. № 4039812/22-03; заявл. 20.03.86; опубл. 07.10.87. Бюл. № 37.
4. Установка для настройки и экспериментальных исследований инклинометрических преобразователей: а.с. 1441061 SU, МКИ 4 Е 21 В 47/02 / Г.Н. Ковшов, Г.В. Миловзоров, Р.А. Султанаев, Ш.Б. Воеводин, Л.Н. Егоркина. № 411935/22-03; заявл. 17.09.86; опубл. 30.11.88. Бюл. № 44.
5. Устройство для поверки инклинометров: а.с. 1488453 SU, МКИ 4 Е 21 В 47/02 / В.О. Галета, М.М. Коноваленко. № 4308003/23-03; заявл. 22.09.87; опубл. 23.06.89. Бюл. № 23.
6. Устройство ориентации скважинных приборов: а.с. 1488743 SU, МКИ 4 G 01 V 137/00 / А.И. Во­ронцов [и др.]. № 394953/24-25; заявл. 07.08.85; опубл. 23.06.89. Бюл. № 17.
7. Установка для настройки и экспериментальных исследований инклинометров: пат. на изобр. 2178522, Рос. Федерация, МНК Е 21 В047/02, G 01 С 009/00 / Р.И. Алимбеков, А.И. Заико; Науч.-исслед. ин-т техн. систем «Пилот». № 9122810/03. заявл. 01.11.1999; опубл. 20.01.2002. Бюл. № 2.
8. Автоматизированная установка для калибровки инклинометров: пат. на изобр. 2249689, Рос. Федерация, МПК Е 21 В47/02, G 01 С 9/00 /  З.Г. Гарейшин, В.М. Лобанков, O.K. Полев, Н.А. Пономарев, А.Ф. Морозов, О.Л. Рыжиков. № 2002124111/28; заявл. 10.09.2002; опубл. 10.04.2005.
Бюл. № 10.
9. Цветков Г.А., Балуева Н.Ю., Костицин В.И. Снижение инструментальных погрешностей гироинклинометров за счет улучшения их пространственной ориентации при калибровках // НТВ «Каротажник». – Тверь: АИС, 2010. – Вып. 8 (197). – С. 111–117.
10. Цветков Г.А., Балуева Н.Ю. Повышение точности гироинклинометров при калибровке на установках пространственной ориентации // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 12. – С. 28–30. 
11. Цветков Г.А., Балуева Н.Ю., Алымов А.С. Исследование влияния вариаций геомагнитного поля на точность проводки и построение нефтегазовых скважин // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: материалы юбил. конф., посвящ. 80-летию геол. ф-та и 95-летию Перм. ун-та. – Пермь, 2011. – С. 125–130.

  Рассматриваются вопросы качества цементирования обсадных колонн в интервалах многолетнемерзлых пород. С учетом особенностей литологического состава и термобарических условий разреза был разработан состав тампонажного материала на основе магнезиального цемента, предназначенный для повышения качества цементирования обсадных колонн в этих интервалах. Представлены результаты определения значений показателей основных свойств полученного тампонажного раствора, прочностных характеристик цементного камня, а также результаты исследования его морозостойкости. Полученные данные позволяют рекомендовать разработанный состав тампонажного материала к использованию в опытном порядке для оценки возможности повышения качества цементирования обсадных колонн в разрезе, осложненном наличием многолетнемерзлых пород.
  Приведен порядок исследований по оценке формирования адгезионной связи цементный камень МТМ–ММП–лед. Сформированы образцы-балочки для оценки морозостойкости цементного камня МТМ–ММП, по окончании каждого цикла замораживание-оттаивание подвергающиеся испытанию на прочность методами разрушающего контроля. Установлено предельное количество циклов замораживания-оттаивания, которые выдерживали образцы без разрушения в условиях циклически меняющейся температуры.
Ключевые слова: тампонажный раствор, цементирование обсадных колонн, многолетнемерзлые породы, магнезиальный цемент, цементный камень, морозостойкость.

Козлов Александр Сергеевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
bngs014@pstu.ru
614990, г. Пермь, ул. Комсомольский пр., 29

Пастухов Алексей Михайлович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
bngs008@pstu.ru
614990, г. Пермь, ул. Комсомольский пр., 29

1. Бакшутов В.С. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях. – М.: Недра, 1986. – 272 с.
2. Пастухов А.М., Шилов А.М. К вопросу о возможности использования тампонажного материала на основе магнезиального вяжущего для цементирования обсадных колон, перекрывающих зоны многолетнемерзлых пород // Научные исследования и инновации. – 2011. – Т. 5, № 1. – С. 54–56.
3. Cunningham W., Smith D. Cementing through permafrost environment // American Society of Me-chanical Engineers. – 1977. – № 37 – P. 8–11.
4. Goodman M.A. Arctic drilling operations present unigue problems // Word Oil. – 1977. – № 6. – P. 95–100.
5. Goodman M.A. Here is what to consider when cementing permafrost // World Oil. – 1977. – № 12. – P. 81–87.
6. Morris E., Stude D., Cameron R. Evaluation of cement systems for permafrost // Journal of Cana-dian petroleum technology. – 1971. – № 1. – P. 19–22.
7. Cementing materials for cold environments / L. Maier, M. Carter, W. Cunningham, T. Bosley // Journal of petroleum technology. – 1971. – № 23. – Р. 1215–1220.
8. Microspheres cut density of cement slurry / Harms, M. Weldon, Lingenfelter, T. John // Oil and Gas Journal. – 1981. – № 5 – Р. 59–66.
9. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин / В.И. Вяхирев В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, В.В. Ипполитов, А.А. Фролов, Ю.С. Кузнецов, В.Ф. Янкевич, С.А. Уросов. – М.: Недра, 2000. – 134 с.
10. Баталов ДМ., Горский А.Т. Седиментационная устойчивость тампонажных растворов при пониженных температурах // Проблемы нефти и газа Тюмени: науч.-техн. сб. – Тюмень, 1982. – Вып. 54. – С. 28–30.
11. Черненко А.В., Горлов А.Е. О седиментационной устойчивости тампонажных растворов // Нефтяное хозяйство. – 1977. – № 7. – С. 21–23.
12. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах. – М.: Недра, 2005. – 318 с.
13. Результаты исследований морозостойкости камня облегченных тампонажных цементов / Н.Е. Щербич, И.И. Белей, Л.Л. Кашникова [и др.] // Бурение и нефть. – 2008. – № 4. – С. 15–18.
14. Белей И.И. Методы лабораторных испытаний тампонажных растворов для цементирования обсадных колон в газовых и газоконденсатных скважинах // Бурение и нефть. – 2008. – № 7, 8. – С. 19–22.
15. Данюшевский В.С., Алиев В.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. – 2-е изд. – М.: Недра, 1987. – 373 с.

  Рассмотрена эффективность применения тормоза электропорошкового на примере технического анализа диаграмм геолого-технологических исследований. Показаны примеры бурения в твердой и переслаивающейся по степени бурения породе с применением и без применения тормоза электропорошкового. Выделена проблема современной автоматизации процесса бурения нефтяных и газовых скважин. Предложено решение по модернизации тормоза электропорошкового, способное обеспечить высокую механическую скорость проходки при бурении нефтяных и газовых скважин. Обозначены этапы внедрения регулятора подачи долота, основной принцип которого заключается в контроле дифференциального перепада давления. Отмечен положительный результат по разработке принципиальной схемы и подключению макета регулятора к шкафу тормоза электропорошкового. Также показано влияние энергетических характеристик тихоходных и быстроходных винтовых забойных двигателей на рейсовую скорость проходки при бурении нефтяных и газовых скважин, а также влияние человеческого фактора при эксплуатации винтовых забойных двигателей. 
  Отмечено отсутствие современной автоматизации процесса бурения и эксплуатации забойных двигателей по двум параметрам: контроль темпа изменения давления в нагнетательной линии и поддержание заданного дифференциального перепада давления на гидравлический забойный двигатель. Показан метод определения моментоемкости породы в забойных условиях при бурении нефтяных и газовых скважин винтовыми забойными двигателями. Рассмотрено влияние осевой нагрузки на крутящий момент. В результате исследований определено, что одним из важных аспектов при бурении, увеличивающих рейсовую скорость, являются оперативная дозировка и автоматизированное управление подводимой гидравлической энергией при разрушении горных пород в процессе бурения нефтяных и газовых скважин гидравлическими забойными двигателями.
Ключевые слова: бурение нефтяных и газовых скважин, винтовой забойный двигатель, регулятор подачи долота, автоматизация процесса бурения, тормоз электропорошковый, механическая скорость, гидравлическая энергия, крутящий момент, дифференциальный перепад давления, энергетическая характеристика.

Вервекин Андрей Валерьевич
ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент»
AVervekin@integra.ru
614000, г. Пермь, ул. Карпинского, 24

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для вузов / ООО «Недра-Бизнесцентр». – М., 2002. – 632 с.
2. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов / ООО «Недра-Бизнесцентр». – М., 2003. – 1007 с.
3. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: учеб. для вузов. – М.: Недра 1998. –  438 с.
4. Овчинников В.П., Грачев С.И., Фролов А.А. Справочник бурового мастера: учеб.-практ. пособие. – М.: Инфра-Инженерия, 2006. – Т. 1. – 608 с.
5. Овчинников В.П., Грачев С.И., Фролов А.А. Справочник бурового мастера: учеб.-практ. пособие. – М.: Инфра-Инженерия, 2006. – Т. 2. – 608 с.
6. Вервекин А.В., Плотников В.М., Молодило В.И. О повышении эффективности бурения нефтяных и газовых скважин гидравлическими забойными двигателями // Строительство нефтяных
и газовых скважин на суше и на море. – 2013. – № 1. – С. 16–19.
7. Вервекин А.В., Плотников В.М. Влияние энергетической характеристики винтовых забойных двигателей на рейсовую скорость бурения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2013. – № 4. – С. 12–16.
8. Вервекин А.В., Плотников В.М., Молодило В.И. Управление подводимой гидравлической энергией при разрушении горных пород в процессе бурения нефтяных и газовых скважин гидравлическими забойными двигателями // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 32–34.
9. Вервекин А.В., Плотников В.М., Молодило В.И. Субъективный фактор и эксплуатационные особенности турбобуров при бурении нефтяных и газовых скважин // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 9. – С. 66–69.
10. Регулятор подачи бурового инструмента: пат. 2013531, МПК Е21В44/00 /  В.И. Молодило, И.Н. Литвинов. № 5002279; заявл. 15.07.1991; опубл. 30.05.1994. Бюл. № 15.
11. Молодило В.И., Коротаев Ю.А., Медведев А.Ю. Автоматизация процесса бурения скважин с использованием винтовых забойных двигателей // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2002. – № 1–2. – С. 17–21.
12. Вервекин А.В. Реакция высокооборотных винтовых забойных двигателей на создание осевой нагрузки // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых: тез. докл. V Всерос. конф. – 2012. – 52 c.
13. Молодило В.И. Выбор винтовых забойных двигателей для повышения эффективности бурения // Нефть и газ. Инженерная практика. – 2012. – № 1. – С. 114–116.
14. Буровое оборудование: в 2 т. Т. 2. Буровой инструмент / В.Ф. Абубакиров, Ю.Г. Буримов, А.Н. Гноевых, А.О. Межлумов, В.Ю. Близнюков. – М.: Недра, 2003. – 494 с.
15. Система автоматического управления процессом бурения: пат. 2041348, МПК Е21В45/00. / Е.В. Калыгин, И.А. Родионова, Г.А. Багаутинов, Т.Н. Кравцова; Уральский горный институт им. В.В. Вахрушева. № 4872260; заявл. 11.10.1990; опубл. 09.08.1995. Бюл. № 22.
16. Способ управления работой в скважине и система бурения скважины: пат. 2244117, МПК Е21В44/00 / Д. Элдред Уолтер, Р. Михан; Шлюмбергер Текнолоджи БВ. № 2003106283; заявл. 05.03.2003; опубл.10.01.2005. Бюл. № 1.
17. Автоматизированная бурильная установка на основе MSE: пат. 2424430, МПК Е21В44/00 / Бун Скотт, Эллис Брайан, Каттел Бит, Папурас Крис, Скарборо Томми; Канриг Дриллинг Текнолоджи ЛТД. № 2009125638; заявл. 07.12.2007; опубл.20.01.2011. Бюл. № 2.
18. Способ автоматизации подачи долота и устройство для реализации этого способа: пат. 2447254, МПК Е21В19/08, Е21В44/06 / М.Н. Едиханов, Р.Р. Фархутдинов, А.А. Исаев. № 2010127616; заявл.02.07.2010; опубл. 10.01.2012. Бюл. № 1.
19. Способ регулирования процесса бурения: публикация SU 1231946, МПК E 21B 44/00 / В.И. Самсоненко, В.А. Бойченко; Грозненский нефтяной институт им. акад. М.Д. Миллионщикова. № 3762630; заявл.08.05.1984; опубл. 27.11.1995. Бюл. № 33.
20. Cooper G., Directional Drilling // Scientific American. – 1994. – May. – № 5. – P. 82–87.
21. Lyons C. Working Guide To Drilling Equipment And Operations. – Gulf Publishing, 2010. – 617 p.
22. Молодило В.И. Способ контроля режима работы винтового двигателя в забойных условиях: а.с. 1653390. СССР, с приоритетом 12.01.1989 г.

  Задачи исследования – изучить данные о добыче нефти и жидкости, объемах закачки, обводненности, пластовом давлении; построить необходимые для анализа карты, графики, гистограммы; сделать выводы и дать рекомендации по дальнейшей эксплуатации обводняющихся добывающих скважин.
  Для оценки обводненности скважин была рассмотрена яснополянская залежь Москудьинского месторождения. Яснополянский надгоризонт (Тл + Бб) – основной объект разработки. Были построены и проанализированы карта эффективных нефтенасыщенных толщин и карта проницаемости.
  Для оценки зависимости обводненности, проницаемости, дебита жидкости и эффективной нефтенасыщенной толщи были построены поля корреляции и проведены линии регрессии.
  Выявленные зависимости подтверждают значительное влияние неоднородности пластов на обвод­нен­ность скважин, а также указывают на то, что наибольшее влияние все-таки оказывает применяемая на месторождении система разработки.
  Оценка обводненности скважин и продукции залежи показала, что мероприятия по регулированию обводненности неэффективны и требуют существенной доработки. При характеристике системы поддержания пластового давления стоит отметить ее низкую эффективность. Необходимо предпринять меры, направленные на повышение нефтеотдачи.
Ключевые слова: москудьинское месторождение, яснополянский надгоризонт, обводненность, проницаемость, дебит жидкости, эффективная нефтенасыщенная толща, карта проницаемости, поля корреляции.

Кочнева Ольга Евгеньевна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Olgakochneva777 @yandex.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Лимонова Кристина Николаевна
Пермский государственный национальный исследовательский университет
lim-89@mail.ru
614000, г. Пермь, ул. Беляева, 40Г–58

1. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. Справочник по добыче нефти / под ред. К.Р. Урзакова. – М: Недра-Бизнесцентр, 2000. – 374 с.
2. Горная энциклопедия: в 5 т. Т. 2. Геосфера-Кенай / под ред. Е.А. Козловского. – М.: Сов. энцикл., 1985. – 575 с.
3. Дополнение к технологической схеме разработки Москудьинского месторождения / ОАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». – Пермь, 2007. – 528 с.
4. Дополнения к стратиграфическому кодексу России / ВСЕГЕИ-МСК. – СПб., 2000. – 112 с.
5. Демахин С.А., Демахин А.Г. Селективные методы изоляции водопритока в нефтяные скважины. – Саратов: Колледж, 2003. – 97 с.
6. Elphick J., Seright R. A Classification of Water Problem Types // The Petroleum Network Education Conference’s 3rd Annual International Conference on Reservoir Conformance Profile Modification “Water and Gas Shutoff”, аugust 6–8. – Houston; Texas; USA, 1997. – 126 р.
7. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа: учеб. пособие для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1981. – 453 с.
8. Основы нефтегазового дела: учеб. для вузов / Е.О. Антонова, Г.В. Крылова, А.Д. Прохоров, О.А. Степанов. – М: Недра-Бизнесцентр, 2003. – 307 с.
9. Flügel E. Microfacies of carbonate rocks: analysis, interpretation and application. – Berlin: Springer, 2004. – 265 р.
10. James Lee Wilson. Carbonate facies in geologic history. – Berlin; New York: Springer-Verlag, 1975. – 357 р.
11. Устимов С.К. Прогнозирование коэффициента извлечения нефти в процессе разработки месторождений. – М., 2007. – 24 с. 12. Clyde H. Moore. Carbonate diagenesis and porosity. – Amsterdam: Elsevier, 1989. – 224 р.
12. Clyde H. Moore. Carbonate diagenesis and porosity. – Amsterdam: Elsevier, 1989. – 224 р.
13. Wayne M. Ahr Geology of Carbonate Reservoirs: The Identification, Description and Characterization of Hydrocarbon Reservoirs in Carbonate Rocks. – EPUB E-Book, 2011. – 302 р.
14. Абрикосов И.Х., Гутман И.С. Общая нефтяная и нефтепромысловая геология. – М.: Недра, 1982. – 266 с.
15. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология: учеб. для вузов. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. – 414 с.

  Выполнен сравнительный анализ результатов проведения технологий радиального бурения, сверлящей перфорации, повторной кумулятивной перфорации и кислотных обработок за период 2006–2012 гг. Объектами анализа послужили карбонатные залежи месторождений Пермского края. По результатам статистического анализа и анализа эффективности технологий в схожих геолого-гидродинамических условиях установлено, что методы сверлящей перфорации и радиального бурения позволяют достичь большего прироста дебита нефти, чем кислотные обработки и кумулятивная перфорация. Этот факт подтверждает эффективность бурения радиальных каналов за счет подключения недренируемых пропластков и увеличения площади фильт­рации.
  Отмечается, что применение методов радиального вскрытия на карбонатных коллекторах месторождений Пермского края является эффективным при условии соответствия характеристик эксплуатационных объектов рекомендуемым критериям применимости. Такими критериями при подборе скважин-кандидатов для радиального бурения являются высокий уровень пластового давления, проницаемость более 0,01 мкм² и обводненность продукции скважин менее 50 %. Сверлящую перфорацию следует проводить на пропластках общей толщиной менее 1,8 м при вскрытии интервалов с близким расположением водонасыщенных пропластков по вертикали, а также в скважинах, на которых есть определенные риски при проведении радиального бурения ввиду латеральной близости границы фронта вытеснения. Рекомендуемым критерием подбора скважин-кандидатов для сверлящей перфорации является высокий уровень пластового давления.
Ключевые слова: методы интенсификации добычи нефти, карбонатный коллектор, радиальное бурение, сверлящая перфорация, кумулятивная перфорация, кислотная обработка, критерии применимости, прирост дебита нефти, прирост коэффициента продуктивности, радиальные каналы, уровни вскрытия пласта.

Распопов Алексей Владимирович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми  
Raspopov@ permnipineft.com
614077, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

Новокрещенных Дмитрий Вячеславович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Novokreschennyh@ permnipineft.com
614077, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

1. Распопов А.В., Кондратьев С.А., Новокрещенных Д.В. Влияние геолого-физических условий на эффективность бурения радиальных каналов в околоскважинную зону пласта // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 78–79.
2. Распопов А.В., Новокрещенных Д.В. Сравнительный анализ технологической эффективности методов интенсификации добычи нефти на карбонатных коллекторах // Вестн. ЦКР Роснедра. – 2013. – № 4. – С. 54–58.
3. Dickinson W., Dickinson R. Horizontal Radial Drilling System // SPE. – 1985. – № 13949. – Р. 36–39.
4. Slim Hole Multiple Radials Drilled With Coiled Tubing / W. Dickinson, R. Dickinson, A. Herrera, S.A. Corpoven, H. Dykstra, J. Nees // SPE. – 1992. – № 23639. – Р. 48–53.
5. Dickinson W., Dykstra H., Nordlund R. Coiled-Tubing Radials Placed by Water-Jet Drilling: Field Results, Theory and Practice // SPE. – 1993. – № 26348. – Р. 69–76.
6. Dickinson W., Dykstra H., Nees J.M. The Ultrashort Radius Radial System Applied to Thermal Recovery of Heavy Oil // SPE. – 1992. – № 24087. – Р. 56–59.
7. Field Production Results With The Ultrashort Radius Radial System in Unconsolidated Sandstone Formations / W. Dickinson, R. Dickinson, J. Nees, E. Dickinson, H. Dykstra // Proceedings of the 5th UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands. – Caracas, Venezuela, 1991. – Vol. II. – Р. 307–326.
8. Шамов Н.А., Лягов А.В., Зинатуллина Э.Я. Технология и технические средства улучшения гидродинамической связи скважины с пластом // Нефтегазовое дело. – 2006. – Т. 4, № 1. – С. 47–57.
9. Сушко В. Комплекс для радиального вскрытия пласта // Время колтюбинга. – 2009. – № 3 (28). – С. 40–44.
10. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Рамазанов Р.Г. Система разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторожде-ний. – 1996. – № 4. – С. 26–33.
11. Деева Т.А., Камартдинов М.Р. Современные методы разработки месторождений на поздних стадиях: учеб. пособие для вузов. – Томск, 2007. – 244 с.
12. Брехунцов А.М., Телков А.П., Федорцов В.К. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин / ОАО «СибНАЦ». – Тюмень, 2004. – 290 с.
13. Назаров А.С., Дильман В.В., Сергеев С.П. Экспериментальное исследование турбулентного течения несжимаемой жидкости в канале с проницаемыми стенками // Теоретические основы химической технологии. – 1981. – Т. 15, № 4. – С. 561–567.
14. Бакиров Э.А., Ермолкин В.И., Ларин В.И. Геология нефти и газа. – М.: Недра, 1980. – 240 с.
15. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. − М.: Недра, 1983. – 463 с.
16. Гиматудинов Ш.К. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 1978. – 357 с.

  Рассмотрены результаты применения кислотного состава ДН-9010 для интенсификации притока нефти к скважинам в башкирских и турнейских отложениях на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Соликамской депрессии, Юрюзано-Сылвенской депрессии, Ножовской группы). Приведены геолого-физические характеристики рассматриваемых объектов. Проведена оценка влияния технологических и геолого-физических параметров пластов на успешность проведения кислотных обработок путем сравнения коэффициентов продуктивности и дебитов скважин до и после кислотной обработки. Выполнена оценка дебитов нефти после обработки с дебитами нефти, которые были бы получены при неизменной  депрессии, и оценена эффективность кислотных обработок. При увеличении обводненности продукции и уменьшении забойного давления их эффективность снижается. Для оценки технологического эффекта построены диаграммы дебита после обработки и дебита до обработки при первоначальной депрессии. Установлено, что положительный технологический эффект получается не всегда, а дополнительная добыча нефти обусловливается увеличением депрессии на пласт. Выявлена зависимость коэффициента продуктивности после обработок от удельного расхода реагента. Получены практические зависимости прироста дополнительной добычи по нефти от геолого-технологических параметров (гидропроводность и забойное давление) до обработки для турнейских и башкирских отложений. Полученные зависимости можно применять для прогноза дополнительной добычи нефти от исходных геолого-технологических параметров пласта.
Ключевые слова: залежь нефти, скважина, коэффициент продуктивности, призабойная зона пласта, кислотная обработка, дебит, обводненность, забойное давление, давление насыщения, геолого-техническое мероприятие, дополнительная добыча нефти.

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

Белоглазова Екатерина Андреевна
ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
glyukovka@gmail.com
618703, Пермский край, п. Полазна, ул. Пяткина, 59

Иванова Алена Сергеевна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
anisa1974@mail.ru
614010, г. Пермь, ул. Героев Хасана, 9а

1. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Ерофеев А.А. Влияние газа и деформаций коллектора на показатели работы скважин после гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 10. – С. 102–103.
2. Результаты обработок составом ДН-9010 призабойных зон пластов БШ нефтяных месторождений района ВКМКС / В.В. Поплыгин, И.С. Давыдова, И.В. Кузнецов, С.В. Галкин // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2010. – № 5. – С. 70–74.
3. McElfresh P., Holcomb D., Ector D. Application of nanofluid technology to improve recovery in oil and gas wells // Society of Petroleum Engineers – SPE International Oilfield Nanotechnology Conference. – 2012. – P. 46–51.
4. Simulation and visualization of near-well flow / P. Valsecchi, D. McDuff, D.-L. Chang, H. Huang, J. Burdette, T. Long, C. Karmonik // SPE Production and Operations Symposium, Proceedings. – 2012. – Vol. 2. – P. 815–829.
5. Acidizing-induced damage in sandstone injector wells: Laboratory testing and a case history / A.M. Al-Mohammad, M.H. Alkhaldi, S.H. Al-Mutairi, A.A. Al-Zahrani // SPE. – 2012. – September. – Vol. 17, iss. 3. – P. 885–902.
6. A comprehensive model of high-rate matrix-acid stimulation for long horizontal wells in carbonate reservoirs: Part i-scaling up core-level acid wormholing to field treatments / K. Furui, R.C. Burton, D.W. Burkhead, N.A. Abdelmale, A.D. Hill, D. Zhu, M. Nozaki // SPE. – 2012. – March. – Vol. 17, iss. 1. – P. 271–279.
7. The application of new diverted acidizing technology in tarim oilfield DH1-H2 well / J. Shen, Q. Shan, Z. Yang, H. Zhou, J. Yuan, X. Liu // Well Testing. – 2011. – October. – Vol. 20, iss. 5. – P. 40–43.
8. Поплыгин В.В., Поплыгина И.С. Оценка рационального забойного давления для залежей с высокой газонасыщенностью нефти // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 10. – С. 104–105.
9. 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.
10. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Черных И.А. Приток в скважину, находящуюся в периодическом режиме эксплуатации, при высокой газонасыщенности пластовой нефти // Нефтяное хозяйство. – 2012.– № 5. – С. 66–68.
11. Поплыгин В.В., Галкин С.В. Прогнозная экспресс-оценка показателей разработки нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 3. – С. 54–58.
12. Поплыгин В.В. Динамика продуктивности добывающих скважин при высокой газонасыщенности пластовой нефти // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 28–29.
13. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В. Изменение продуктивности добывающих скважин при снижении пластовых и забойных давлений // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 8. – С. 120–122.
14. 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.
15. 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.
16. Лысенков А.В., Антипин Ю.В., Стеничкин Ю.Н. Интенсификация притока нефти из гидрофобизированных карбонатных коллекторов с высокой обводненностью // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 36–39.

  Рассмотрена тема формирования теплового режима горных выработок глубоких рудников, являющаяся актуальной в связи с современной тенденцией углубления горных работ и возникновением трудностей нормализации микроклимата в горных выработках глубоких рудников.
  Цель – исследование теплофизических процессов, протекающих в рудничной атмосфере и породном массиве, и их влияния на формирование микроклиматических параметров воздуха в горных выработках. Для достижения поставленной цели решены следующие задачи: установлены основные процессы, формирующие тепловой режим глубоких рудников, проведено их экспериментальное и теоретическое исследование.
  В результате проведенной работы разработана и программно реализована математическая модель нестационарного сопряженного теплообмена между рудничным воздухом и породным массивом, определено влияние тепловыделений от горных машин и твердеющих закладочных массивов на формирование температуры рудничного воздуха. Для прикладного использования результатов исследований произведена их программная реализация в виде модуля теплогазодинамического расчета программно-вычислительного комплекса «АэроСеть», обладающего удобным графическим интерфейсом для построения топологии вентиляционной сети, определения параметров источников тепловыделения, теплофизических и аэродинамических параметров расчета.
Ключевые слова: глубокие рудники, горные выработки, тепловой режим, гидростатическое сжатие, теплообмен, математическое моделирование, породный массив, источники тепловыделения, кондиционирование воздуха, микроклимат, закладочный массив, программно-вычислительный комплекс.

Казаков Борис Петрович
Горный институт Уральского отделения Российской академии наук
aero_kaz@mail.ru
614000, г. Пермь, ул. Сибирская, 78 А

Зайцев Артем Вячеславович
Горный институт Уральского отделения Российской академии наук
aerolog.artem@gmail.com
614000, г. Пермь, ул. Сибирская, 78 А

1. Дядькин Ю.Д., Шувалов Ю.В., Тимофеевский Л.С. Горная теплофизика (Регулирование теплового режима шахт и рудников) – Л.: Изд-во Ленингр. гос. ин-та им. Г.В. Плеханова, 1976. – 96 с.
2. Луговский С.И. Проветривание глубоких рудников. – М.: Госгортехиздат, 1962. – 324 с.
3. Шувалов Ю.В. Регулирование теплового режима шахт и рудников Севера: Ресурсосберегающие системы. – Л.: Изд-во Ленингр. ун-та, 1988. – 196 с.
4. Щербань А.Н., Кремнев О.А. Научные основы расчета и регулирования теплового режима глубоких шахт: в 2 т. – Киев: Изд-во Акад. наук Украин. совет. социал. респ., 1959. – Т. 1. – 430 с.
5. Щербань А.Н., Кремнев О.А. Научные основы расчета и регулирования теплового режима глубоких шахт: в 2 т. – Киев: Изд-во АН УССР, 1960. – Т. 2. – 347 с.
6. Щербань А.Н., Кремнев О.А., Журавленко В.Я. Руководство по регулированию теплово-го режима шахт. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1977. – 359 с.
7. Гендлер С.Г. Особенности тепловых расчетов горных выработок при системах разработки с твердеющей закладкой // Изв. вузов. Горный журнал. – 1981. – № 11. – С. 19–23.
8. Гендлер С.Г. Тепловой режим подземных сооружений. – Л.: Изд-во Ленингр. гос. ин-та им. Г.В. Плеханова, 1987. – 102 с.
9. Гончаров С.А., Дмитриев А.П. Термодинамические процессы в горных породах. – М.: Недра, 1990. – 360 с.
10. McPherson M.J. Subsurface ventilation engineering. – 2007. – 512 р.
11. McPherson M.J. The analysis and simulation of heat flow into undergrounds airways // International Journal of Mining and Geological Engineering. – 1986. – Vol. 4. – Р. 165–196.
12. Lamberechts J. The estimation of ventilation air temperatures in deep mines // J. Chem. Met. аnd Min. Society of South Africa. – 1950. – Vol. 51, № 8. – Р. 15–20.
13. Ramsden R., Sheer T.J., Butterworth M.D. Design and Simulation of Ultra-Deep Mine Cooling Systems // Proceedings of the 7th International Mine Ventilation Congress. – Poland, 2001. – Р. 755–760.

  Грунтовые насосы применяются для перекачки гидросмесей.  Основной недостаток, снижающий производительность данного вида насосов, – это износ рабочих элементов вследствие перекачивания абразивных пульп. На Соколовско-Сарбайском  горно-обогатительном производственном объединении для повышения срока службы грунтовых насосов применяют метод корундирования.  Описывается технология нанесения абразивных смесей на улиту и рабочее колесо грунтового насоса, применяемая непосредственно на данном предприятии.  Недостатком данного метода является грубая, неровная поверхность изделия, которая приводит к неравномерности износа, снижению коэффициента полезного действия и  дисбалансу рабочего колеса насоса.
  Сделан анализ существующей методики расчета прогиба и дисбаланса вала, и применен автоматизированный расчет нагрузок на вал. Предложен метод вибрационной диагностики для качественного анализа нанесения абразивной смеси, выявления дисбалансов  рабочего колеса насоса, прогнозирования остаточного ресурса работы.
  Диагностика оборудования по возбуждаемой в нем вибрации относится к наиболее эффективным способам предупреждения серьезных инцидентов, так как более чем в 80 % случаев появления необратимых изменений состояния отдельных узлов изменяются различные параметры вибрации машины. Было предложено установить вибрационные датчики на подшипники качения, которые будут подавать сигнал на пульт машиниста насосной установке и сигнализировать о предстоящей поломке и выходе из строя элементов насоса. Данный метод был применен на Соколовско-Сарбайском  горно-обогатительном производственном объединении и показал, что  простои оборудования в ремонте уменьшились на 20 % в связи со своевременным техническим обслуживанием.
  Внедрение автоматизированных систем управления гидротранспортных систем и автоматизированных методов неразрушающего контроля в совокупности с вибрационными методами диагностики насосных агрегатов повысит общую эффективность процесса гидравлического транспорта, будет способствовать рациональному расходу электроэнергии, что в конечном итоге отразится на себестоимости конечных продуктов (концентратов, металла и др.).
Ключевые слова: грунтовый насос, абразивный износ, корунд, бакелитовый лак, улита, рабочее колесо, вал, вибрация, подшипники, диагностика,  частотный сектор.

Брусова Ольга Михайловна
Рудненский индустриальный институт
info@rii.kz
111500, Казахстан, Рудный, ул. Корчагина, 126–12

1. Шкудин Б.М. Землесосные снаряды: учеб. пособие для вузов. – М.: Энергия, 1968. – 376 с.
2. Стариков А.С. Технологические процессы земснарядов. – М.: Транспорт, 1989. – 223 с.
3. Бессмертный К.С., Бритарев В.А. Машинист землесосной установки. – М.: Недра, 1989. – 279 с.
4. Karimi A., Verdon C., Barbezat G. Microstructure and Hydroabrasive wear behaviour of high-velocity oxy-fuel thermally sprayed Wc-Co (Cr) coatings // Surface and Coating Technology. – 1993. – Vol. 57, № 1. – Р. 81–89.
5. Hoppel H.W., Mughrabi Н., Sockel H.G. Hydroabrasive wear behaviour mechanisms of different hard coatings // Wear. – 1999. – April. – Vol. 225–229, рart 2. – P. 1088–1099.
6. Заверткин П.С. Повышение эффективности процесса гидравлического транспорта хвостов обогащения минерального сырья // Автоматизация машиностроительного производства, технология и надежность машин, приборов и оборудования: междунар. науч. конф. – Вологда, 2006. – С. 78–84.
7. Пенкин Н.С. Повышение износостойкости горно-обогатительного оборудования. – М.: Недра, 1992. – 269 с.
8. Технология корундирования грунтовых насосов / АО «Соколовско-Сарбайское горно-обогатит. производств. объед-ние. – 2006. – 18 с.
9. Suchanek J., Smrkovsky J., Bias P. Erosive and hydroabrasive resistance of hardfacing materials // Wear. – 1999. – April. – Vol. 233–235. – P. 229–236.
10. Леликов О.П. Валы и опоры с подшипниками качения. Конструирование и расчет: справ. – М.: Машиностроение, 2006. – 296 с.
11. Использование систем автоматизированного расчета при проведении инженерных расчетов / под ред. Е.П. Миронова. – Киев: Наука, 2007. – 277 с.
12. Замрий А.А. Проектирование и расчет методом конечных элементов в среде АРМ Structure3D. – М.: АПМ, 2004. – 318 с.
13. Пархоменко П.П., Сагомонян Е.С. Основы технической диагностики. – М.: Энергоиздат, 1981. – 320 с.
14. Башта Т.М., Алексеева Т.В., Бабанская В.Д. Техническая диагностика гидравлических приводов. – М.: Машиностроение, 1989. – 264 с.
15. Коллакот Р. Диагностика повреждений: пер. с англ. – М.: Мир, 1989. – 519 с.
16. Епифанцев Ю.А., Полищук С.В. Мониторинг и диагностика механических объектов: учеб. пособие / Сибир. гос. индустриал. ун-т. – Новокузнецк, 2009. – 61 с.

  Объект исследования – сильвинитовый пласт АБ в юго-восточной части шахтного поля рудника СКРУ-3 ОАО «Уралкалий». Предмет исследования – газодинамические явления и складчатость пласта АБ.
  Целью выполнения работы стало решение задачи структурно-тектонического анализа строения пласта АБ в юго-восточной части шахтного поля рудника СКРУ-3.
  В процессе проведения исследования цифровой обработке подвергались геологические разрезы с маркшейдерской привязкой по панельным и блоковым выработкам 17-й и 18-й панелей рудника СКРУ-3 ОАО «Уралкалий».
  По результатам цифровой обработки исходных данных были построены карты изомощностей пласта АБ и изогипс кровли пласта АБ, по которым проводился анализ структурно-тектонического строения в юго-восточной части шахтного поля.
  В пределах участка исследований выделяются складки 2-го порядка, охватывающие отдельные слои
и пласты солей с амплитудой до 2 м, и складки 3-го порядка, охватывающие ряд пластов внутри соляной толщи с амплитудой до 7 м. Анализ структурно-тектонического строения пласта АБ в юго-восточной части шахтного поля СКРУ-3 показал, что наиболее интенсивная складчатость и складки 3-го порядка развиты на 18-й панели в блоках 2, 4, 6, 7.
  Результатом выполненных исследований является заключение о том, что области, где выявлены складки 3-го порядка, необходимо относить к зонам, опасным по газодинамическим явлениям.
Ключевые слова: структурно-тектонический анализ, пласт АБ, трехмерная модель, карта изогипс пласта АБ, карта изомощностей пласта АБ, складки 3-го порядка, газодинамические явления.

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

Зверева Елена Владимировна
Горный институт Уральского отделения Российской академии наук
zvereva__elena@mail.ru
614007, г. Пермь, ул. Сибирская, 78 А

1. Tomas R.L., Martinez J.D. Blowouts in domal salt // Dry Mining. – 1980. – Vol. I. – Р. 405–411.
2. Eckart D., Gimm W., Thoma K. Plotzliche Ausbruche von Gestein und Gas im Bergbau. F.F.-H. – Leipzig, 1966. – 335 р.
3. Wolf H. Zur Aerodynamir der plotzlichen Ausbruche von Salz und Gas im Werra-Kalibergbau: dissertation / Techn. Universitat. – Dresden, 1965. – 165 p.
4. Eckart D. Beitrag zur Bekampfung plotzlicher Ausbruche von Salz und Gas // Bergakademie. – 1965. – № 17. – Р. 759–760.
5. Hagget T., Cliff A.D., Frey A. Locational analysis in human geography. – 2nd ed. – New York: John Wiley and Sons, Inc., 1977. – 605 p.
6. Николин В.И., Меликсетов С.С., Беркович И.М. Выбросы породы и газа. – М.: Недра, 1968. –78 c.
7. Проскуряков Н.М. Внезапные выбросы породы и газа в калийных рудниках. – М.: Недра, 1980. – 264 с.
8. Копнин В.И., Пшеничников А.Г. Структурно-тектонические условия газодинамических явлений на Березниковских калийных рудниках и вопросы прогнозирования выбросоопасных зон // Разработка калийных месторождений: сб. науч. тр. – Пермь, 1984. – С. 96–99.
9. Копнин В.И. Этапы и условия складкообразования на Верхнекамском месторождении калийных солей // Геотектоника. – 1983. – № 6. – С. 46–59.
10. Кудряшов А.И., Андрейко С.С. О природе очагов внезапных выбросов соли и газа // Изв. вузов. Горный журнал. – 1986. – № 2. – С. 10–13.
11. Шаманский Г.П., Вишняков А.К. О возможности прогнозирования газодинамических явлений в солях на основе геологических признаков // Разработка соляных месторождений: сб. науч. тр. – Пермь, 1977. – С. 105–109.
12. Долгов П.В., Полянина Г.Д., Земсков А.Н. Методы прогноза и предотвращения газодинамических явлений в калийных рудниках. – Алма-Ата: Наука, 1987. – 176 с.
13. Лаптев Б.В. Научное обоснование прогноза и предотвращения газодинамических явлений при разработке калийно-магниевых солей: автореф. дис. ... д-ра техн. наук. – СПб., 1996. – 38 с.
14. Ковалев О.В., Ливенский В.С., Былино Л.В. Особенности безопасной отработки калийных месторождений. – Минск: Полымя, 1982. – 96 с.
15. Пермяков Р.С., Проскуряков Н.М. Внезапные выбросы соли и газа. – Л.: Недра, 1972. –180 с.

  Предмет исследования – методы предотвращения появления отходов асфальтосмолопарафинистых отложений.
  Цели исследования – изучить и систематизировать возможные методы предотвращения появления отходов асфальтосмолопарафинистых отложений, а также методы утилизации данного вида отхода, выявить наиболее рациональный из них, показать практическую значимость рационального использования существующих методов по предотвращению появления отходов асфальтосмолопарафинистых отложений, а также методов переработки отходов.
  Практическое значение можно наблюдать на примере Уньвинского нефтяного месторождения. Образование отходов асфальтосмолопарафинистых отложений возможно при бурении скважин, а также в период эксплуатации при капитальном ремонте скважин и зачистке дренажной емкости. Данный вид отхода в большей степени парафинистый, поэтому метод предотвращения принят механический (скрепки). Рациональный подход к утилизации отходов асфальтосмолопарафинистых отложений – передача их специализированному предприятию, которое производит насыщение отходов нефтью. 
Ключевые слова: структура, факторы, отложения, отходы асфальтосмолопарафинистых отложений, асфальтеновый, парафиновый, смешанный,  предотвращение, технологии, методы, насыщение, сжигание, пиролиз, переработка, утилизация.

Коротаева Светлана Владимировна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
oxota.05@mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Агаев С.Г., Гребнев А.Н. Влияние физико-химических свойств асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на парафинизацию скважин // Нефть и Газ Западной Сибири: материалы всерос. науч.-техн. конф. – 2009. – 392 с.
2. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1989. – 462 с.
3. Горошко С.А. Влияние ингибиторов парафиноотложений на эффективность транспорта газового конденсата месторождения «Прибрежное»: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Краснодар, 2003. – 236 с.
4. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: справ. рабочего. – М.: Недра, 1986. – 240 с.
5. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. – 2011. – № 1. – С. 268–270.
6. Кутасова Н., Романихин А., Борисова Л. Топливо и энергетика // Нефтегазовые технологии. – 2003. – № 1. – С. 103–106.
7. Лесин В.И. Магнитные депарафинизаторы нового поколения // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности: электрон. журн. – 2001. – № 1. – С. 18–20.
8. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов. – М.: Нефть и газ, 2003. – 816 с.
9. Эффективность действия на асфальтосмолопарафиновые отложения разных углеводородных композитов / Н.М. Нагимов, Р.К. Ишкаев, А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин // Нефть России. Техника и разработка добычи нефти. – 2002. – № 2. – С. 68–70.
10. Нелюбов Д.В., Важенин Д.А., Петелин А.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения Аганского месторождения // Нефтехимия. – 2011. – № 6. – С.189–192.
11. Ручкина О.И., Вайсман Я.И. Экологическая безопасность предприятий нефтедобывающего комплекса (система управления нефтеотходами) // Инженерная экология. – 2003.– № 2. – С. 15–26.
12. Сорокин С.А., Хавкин С.А. Особенности физико-химического механизма образования АСПО в скважинах // Бурение и нефть. – 2007. – № 10. – С. 30–31.
13. Тетельмин В.В., Язев В.А. Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – М.: Интелект, 2009. – 352 с.
14. Трухонин Н.А. Асфальтосмолопарафиновые отложения // Региональная корпоративная газета. – 2007. – Декабрь. – № 24 (223).
15. Шайдаков В.В. Teхнические средства борьбы с АСПО [Электронный ресурс]. – URL: http: //www.km.ru (дата обращения: 11.04.2006).

  Цель работы – выбор эффективного метода диагностики вводов, который позволит обеспечить снижение аварийности трансформаторов, возникающий из-за выхода из строя высоковольтных вводов. Отмечается важная роль силовых трансформаторов в обеспечении непрерывности технологического процесса добычи нефти. Рассматриваются условия работы и классы напряжения трансформаторов нефтепромыслов, типы вводов трансформаторов и их дефекты. Характеризуются и сравниваются между собой методы диагностики вводов. Делается вывод о перспективности метода частичных разрядов для выявления дефектов на ранней стадии. Предлагается использовать в целях диагностики спектральный анализ импульсов частичных разрядов.
  Раскрываются особенности спектрального анализа импульсов частичных разрядов. Отмечается важная роль фазового спектра для полноты и информативности гармонического анализа. Приводится способ расширения области значений начальных фаз гармоник. Описывается выбор числа гармоник и частоты основной гармоники и его влияние на результат анализа. Демонстрируется сходство формы импульсов частичных разрядов во вводах трансформаторов и в концевых кабельных муфтах. Представлены выводы о возможности определения места дефекта по форме спектров импульсов частичных разрядов.
Ключевые слова: распределительные сети нефтепромыслов, силовые трансформаторы, высоковольтные вводы, периодическая диагностика, метод частичных разрядов, анализ формы импульса, гармонический анализ, ряд Фурье, амплитудный спектр, фазовый спектр, синтез сигнала, коэффициент затухания, коэффициент фазы, частотный диапазон импульса.

Чалов Игорь Алексеевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
igorchalov@mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Седунин А.М., Чалов И.А., Сидельников Л.Г. Классификация высоковольтных вводов силовых трансформаторов и проблемы их эксплуатации на предприятиях горной промышленности // Горное оборудование и электромеханика. – 2011. – № 12. – С. 24–28.
2. Левин В.М., Кузьмина Д.В. Особенности эксплуатации силовых трансформаторов в распре-делительных сетях 6–35 кВ нефтепромыслов // Сб. науч. тр. Новосиб. гос. техн. ун-та. – 2009. – № 4 (58). – С. 65–70.
3. Вдовико В.П. Повышение эффективности диагностирования высоковольтного оборудования с использованием характеристик частичных разрядов // ЭЛЕКТРО. – 2008. – № 6. – С. 7–12.
4. Диагностические признаки для отбраковки вводов высокого напряжения с бумажно-масляной изоляцией / М.А. Аникеева, Р.С. Арбузов, С.В. Живодерников, Е.А. Лазарева, А.Г. Овсянников, М.А. Панов // ЭЛЕКТРО. – 2009. – № 1. – С. 22–25.
5. Ермаков Е.Г., Монастырский А.Е. О проблемах применения электрического метода регистрации частичных разрядов для диагностики высоковольтных силовых трансформаторов // Трансформаторы: эксплуатация, диагностирование, ремонт и продление срока службы. – Екатеринбург: Автограф, 2010. – С. 39–48.
6. Ланцош К. Практические методы прикладного анализа. Справочное руководство: пер. с англ. – М.: Гос. изд-во физ.-мат. лит., 1961. – 524 с.
7. Харкевич А.А. Спектры и анализ. – М.: Гос. изд-во физ.-мат. лит., 1952. – 192 с.
8. Федюков Ю.А., Фошкина С.В. Особенности применения рядов Фурье в экспериментальных исследованиях // Изв. вузов. Электромеханика. – 2006. – № 5. – С. 75–79.
9. 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.
10. Седунин А.М., Чалов И.А., Сидельников Л.Г. Амплитудно-частотные характеристики час-тичных разрядов во вводах силовых трансформаторов и вопросы метрологии // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2011. – № 1. – С. 152–161.
11. Boashash B. Time-Frequency Signal Analysis and Processing: A Comprehensive Reference. – Oxford: Elsevier Science, 2003.
12. Bracewell R.N. The Fourier Transform and Its Applications. – 3rd ed. – Boston: McGraw-Hill, 2000. – 236 р.
13. Grafakos L. Classical and Modern Fourier Analysis. – Prentice-Hall, 2004. – 359 р.
14. Yitzhak Katznelson. An introduction to harmonic analysis. – 3rd ed. – Cambridge: Cambridge University Press, 2004. – 255 р.
15. Zygmund A. Trigonometric series. – 3rd ed. – Cambridge: Cambridge University Press, 2002. – 276 р.

  Продукция нефтегазового комплекса должна быть конкурентоспособной на внутреннем и внешнем товарных рынках. В этой связи как за рубежом, так и в России понимают необходимость использования современных технологий на различных уровнях управления и особенно на самом нижнем – уровне технологических процессов. Эффективное управление позволит повысить качество продукции и уменьшить общие затраты.
  Многообразие современных технологий и средств автоматизации, сложность задач автоматизации ведут к неоднозначности в подходах к их решению.
  Рассмотрена технологическая схема АСУ ТП ректификации тарельчатых колонн на базе SCADA-системы GENESIS32.
  В качестве экспериментальной базы была использована лабораторная установка тарельчатых ректификационных колонн, объединенная с автоматизированной системой управления, также включающей в себя систему пробоотбора, и аналитическим оборудованием, позволяющим производить полный анализ рабочих смесей.
  Цель исследования – создание системы оптимального управления ректификацией с использованием математической модели процесса, которая полностью компенсирует возмущающие воздействия и дальнейшее последующее моделирование процесса с использованием SCADA-системы на лабораторной установке.
  Предложенный в статье метод управления процессом ректификации в колонне тарельчатого типа позволит своевременно обнаруживать нестандартные ситуации при работе системы и принимать необходимые меры по их нейтрализации, что в конечном итоге позволит улучшить качество продукта, увеличить производительность установки, сэкономить энергоресурсы.
Ключевые слова: ректификация, SCADA-система, системы автоматического управления, оптимальное управление, тарельчатая колонна.

Шариков Юрий Васильевич  
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
atpp@spmi.ru
199106, г. Санкт-Петербург, В. О., 21-я линия, д. 2

Романова Наталья Александровна
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
atpp@spmi.ru
199106, г. Санкт-Петербург, В. О., 21-я линия, д. 2

Белоглазов Илья Ильич
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
beloglazov@spmi.ru
199106, г. Санкт-Петербург, В. О., 21-я линия, д. 2

Маркус Антон Александрович
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
atpp@spmi.ru
199106, г. Санкт-Петербург, В. О., 21-я линия, д. 2

1. Анисимов И.В. Автоматическое регулирование процесса ректификации. – 2-е изд. – М.: Гостоптехиздат, 1961. – 178 с.
2. Песков Н.П. Система оптимального управления ректификацией этаноламинов с использованием математической модели процесса // Современные проблемы науки и образования. – 2011. –
№ 6. – С. 18–20.
3. Дудников Е.Г. Автоматическое управление в химической промышленности. – М.: Химия, 1987. – 312 с.
4. Мончарж Э.М. Постановка задач автоматизации технологических процессов. – Н. Новгород, 2003. – 87 с.
5. Чураков Е.П. Оптимальные и адаптивные системы: учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 256 с.
6. Холоднов В.А., Дьяконов В.П. Математическое моделирование и оптимизация химико-технологических процессов: практ. рук-во. – СПб.: Профессионал, 2003. – 312 с.
7. Кафаров В.В., Глебов М.Б. Математическое моделирование основных процессов химических производств: учеб. пособие. – М.: Высш. шк., 1991. – 277 с.
8. Кафаров В.В. Основы массопередачи. – М.: Химия, 1975. – 285 с.