Вопросами нефтегазоносности мезозойских отложений Азербайджана в течение многих десятилетий занимались ведущие геологи-нефтяники и другие исследователи. Результаты поисково-разведочных работ на мезозойские отложения в некоторых случях оказались успешными. В 1940–1950 гг. в Прикаспийско-Губинском НГР были получены значительные притоки нефти и газа из кюлюлинских песчаников средного альба (в настоящее время площадь в промышленной разработке). Позже в этом же районе из средней юры был получен промышленный приток газа. На Евлах-Агджабединском прогибе из верхнего мела были получены промышленные притоки нефти эффузивного и карбонатного облика. Значительный объем глубокого бурения на мезозой и полученные промышленные притоки нефти еще не говорят  о полном объеме выявления основных критериев их нефтегазоносности: литофациальных изменений, архитектуры коллектора и перекрывающей покрышки, нефтегазоносности отдельных интервалов разреза, того, в каком ряду находятся структуры на пути миграционного потока УВ, и т.д.
  Подготовленные сейсморазведкой методом общей глубинной точки к поисковому бурению структуры в подавляющем большинстве отражают эрозийную поверхность мезозойских отложений, а строение самого мезозойского комплекса остается невыясненным. Поисково-раведочные работы в пределах Северно-Абшеронского прогиба оказались безуспешными. В Шемахино-Гобустанском НГР мезозойский структурный этаж в Центральном и Южном Гобустане залегает на больших глубинах, тем не менее их изучение геофизическими методами необходимо. Перспективными являются структуры Северного Гобустана. Определенные перспективы связаны с карбонатными отложениями мела междуречья Куры и Габырры. Анализ материалов промысловой геофизики и сейсморазведки показал, что на этих НГР вскрыты только верхние части мела, а строение самого мезозоя осталось невыясненным. В связи с этим необходимо про­водить целенаправленные разведочные и детальные сейсмические работы в перспективных районах с целью выявления и подготовки мезозойских струк­тур для поискового бурения.
  Ключевые слова: мезозой, нефтегазонакопления пород, литофациаль, графоаналитический, коллектор, плотность, пористость, карбонатность, скорость продольных волн, терригенно-карбонатный, петрофизика, прогиб, бурение, геофизика, риф.

Гурбанов Вагиф Шыхы оглы
Азербайджанская государственная нефтяная академия
vagifqurbanov@mail.ru
AZ1010, г. Баку, пр. Азадлыг, 20

Султанов Латиф Агамирза оглы
Азербайджанская государственная нефтяная академия
latif.sultan@mail.ru
AZ1010, г. Баку, пр. Азадлыг, 20

1. Зоны нефтегазонакопления в мезозойских отложениях Азербайджана и направление писково-разведочных работ / С.Г. Салаев, Н.С. Кастрюлин [и др.]. // Изв. АН АзССР. Сер. наук о Земле. – 1988. – № 1. – С. 3–16.
2. Структурно-тектонические условия формирования зон нефтегазонакопления в мезозойских отложениях юго-восточного Кавказа в связи с поисками нефти и газа / С.Г. Салаев, Н.С. Кастрюлин [и др.] // Тематич. сб. науч. тр. – Баку, 1990. – С. 9–15.
3. Рахманов Р.Р. Закономерности формирования и размещения залежей нефти и газа в мезокайнозойских отложениях Евлах-Агджабединского прогиба. – Баку, 2007. – 190 с.
4. Рахманов Р.Р. Закономерности формирования и размещения зон нефтегазонакопления в мезозойских отложениях Азербайджана. – Баку: Элм, 1985. – 108 с.
5. Али-Заде А.А., Салаев С.Г., Алиев А.И. Научная оценка перспектив нефтегазоносности Азербайджана и Южного Каспия и направление поисково-разведочных работ. – Баку: Элм, 1985. – 227 с.
6. Гурбанов В.Ш., Султанов Л.А., Аббасова Г.Г. Литолого-петрографические и коллекторские свойства мезокайнозойских отложений Прикаспийско-Губинского нефтегазоносного района // Геофизические новости Азербайджана. – 2014. – № 3–4. – С. 10–13.
7. Султанов Л.А., Наджаф-Кулиева В.М. Факторы, влияющие на петрофизические свойства пород на нефтегазоносных площадях Куринской впадины // Известия высш. техн. учеб. заведений Азербайджана. – 2013. – № 3. – С. 23–28.
8. Керимов К.М., Рахманов Р.Р., Хеиров М.Б. Нефтегазоносность Южно-Каспийской мегавпадины. – Баку, 2001. – 317 с.
9. Салаев С.Г., Кастрюлин Н.С. Роль тектонических разрывов в формировании нефтегазовых залежей Гобустана. – Баку: Элм, 1977. – 293 с.
10. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых / под ред. Н.Б. Дортман. – М.: Недра, 1976. – 527 с.
11. Султанов Л.А., Наджаф-Кулиева В.М., Аббасова Г.Г. О закономерности распределения скорости продольных волн и плотности осадочных пород Прикаспийско-Кубинской области и междуречья Куры и Габырры // ХХ Губкинские чтения. – М., 2013.
12. Гурбанов В.Ш., Султанов Л.А., Наджаф-Кулиева В.М. Результаты петрофизических исследований Куринской впадины // ХХ Губкинские чтения. – М., 2013.
13. Краткая геолого-геофизическая характеристика разреза земной коры района Саатлинской сверхглубокой скважины СГ-1 / В.Ш. Гурбанов, М.С. Бабаев, Л.А. Султанов, Р.Э. Рустамова // Азербайджан геологу. – 2012. – № 16. – С. 31–37.
14. Гурбанов В.Ш., Нариманов Н.Р., Мансурова С.И. Перспективы нефтегазоносности кристаллического фундамента Куринской межгорной впадины // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 10–18.
15. Алиев А.И. Все о нефти. – Баку, 2013. – С. 284.

  В современных условиях поддержание высоких показателей эффективности геолого-разведочных работ (далее – ГРР) на нефть для недропользователей возможно только при условии вовлечения в геолого-разве­дочный процесс территорий нераспределенного фонда недр путем приобретения лицензий на новые нефтяные участки. Ресурсная база существующих у предприятия лицензионных участков по мере опоискования перспективных структур и ввода в разработку месторождений истощается, в результате чего возникает необходимость выхода на новые территории с постановкой ГРР на этих участках. Эффективность освоения нефтяных участков значительно варьируется в зависимости от ресурсной базы участков, их геолого-геофизической изученности, удаленности от объектов инфраструктуры, геологических характеристик, а также от готовности недропользователей проводить геологоразведку и реализовывать имеющийся у нефтяных участков поисково-разведочный потенциал. Организация предоставления нефтяных участков недр в пользование государственными органами предполагает периодическую публикацию обширных перечней участков недр, предлагаемых недропользователям на определенный период. Для анализирующих такие перечни недропользователей весьма актуальной становится задача «отсеивания» наименее перспективных участков недр и выбора наиболее перспективных участков для полноценной оценки и дальнейшего приобретения. С целью сокращения усилий и охвата оценкой максимального количества участков методика проведения такого «отсеивания» должна быть простой, понятной и базироваться на минимальном количестве численных критериев. В настоящей статье рассматривается возможность оценки перспектив приобретения нефтяных участков на территории Пермского края с использованием вероятностно-статистических методов по результатам ГРР на участках недр в предыдущие годы. 
  Ключевые слова: нефтегазоносность, нераспределенный фонд недр, ресурсная база, извлекаемые запасы и ресурсы нефти, перспективные участки недр, прогноз, уравнения регрессии, корреляционные связи, информативность показателей, статистический анализ.

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

Соловьев Станислав Игоревич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Stanislav.Solovjev@pnn.lukoil.com
614077, г. Пермь, ул. Бульвар Гагарина, 54а

1. О Недрах: Закон РФ от 21.02.1992 № 2395-1. Доступ через справ.-прав. систему «КонсультантПлюс».
2. Галкин В.И., Жуков Ю.А., Шишкин М.А. Применение вероятностных моделей для локального прогноза нефтегазоносности. – Екатеринбург: Изд-во УрО РАН, 1990. – 108 с.
3. K методике оценки перспектив нефтегазоносности Соликамской депрессии по характеристикам локальных структур / В.И. Галкин, И.А. Козлова, А.В. Растегаев, И.В. Ванцева, С.Н. Кривощеков, B.Л. Воеводкин // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 12–17.
4. Определение перспективных направлений поисков месторождений нефти и газа в Пермском крае с помощью вероятностно-статистических методов / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, С.В. Галкин, В.Л. Воеводкин // Наука – производству. – 2006. – № 1. – С. 1–5.
5. Оценка точности определения прогнозных запасов нефти в пределах Соликамской впадины / А.В. Растегаев, В.И. Галкин, И.А. Козлова, В.Л. Воеводкин, И.В. Ванцева // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 8–12.
6. 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. – Новосибирск: Изд-во Сиб. отд. АН СССР, 1973. – С. 13–15.
7. Путилов И.С., Галкин В.И. Применение вероятностного статистического анализа для изучения фациальной зональности турне-фаменского карбонатного комплекса Сибирского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 9. – С. 112–114.
8. Соснин Н.Е. Разработка статистических моделей для прогноза нефтегазоносности (на примере терригенных девонских отложений Северо-Татарского свода) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 16–25.
9. Соснин Н.Е. Разработка вероятностно-статистических моделей для прогноза нефтегазоносности (на примере терригенных девонских отложений Северо-Татарского свода) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2012. – № 11. – С. 41–45.
10. Галкин В.И., Кривощеков С.Н. Обоснование направлений поисков месторождений нефти и газа в Пермском крае // Научные исследования и инновации. – 2009. – Т. 3, № 4. – С. 3–7.
11. Галкин В.И., Растегаев А.В., Галкин С.В. Вероятностно-статистическая оценка нефтегазоносности локальных структур. – Екатеринбург: Изд-во УрО РАН, 2001. – 277 с.
12. Bartels C.P.A., Ketellapper R.H. Exploratory and explanatory statistical analysis data. – Boston: MartinusNijhoff Publishing, 1979. – 284 p.
13. Davis C.J. Estimation of the probability of success in petroleum exploration // Mathematical Geology. – 1977. – vol. 9, № 4. – Р. 409–427. DOI: 10.1007/BF02047411
14. Kaufman M.G. Statistical Issues in the Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources. – MIT-CEEPR. – 1992. – 30 p.
15. Watson G.S. Statistic on spheres. – New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983. – 238 p.

  Представлены результаты дисперсионного факторного анализа при разграничении карбонатных пород по структуре порового пространства. В качестве результативных признаков использовались радиус поровых каналов и их извилистость. Результаты анализа свидетельствуют о чувствительности величины радиуса поровых каналов к вариациям структуры порового пространства за исключением разграничения с «чисто» поровой структурой порового пространства и порово-кавернозной и кавернозной структурами, а также кавернозной и трещинной структурами карбонатных пород месторождений Башкирского свода (БС). Для месторождений Соликамской депрессии (СолД) вычисленные показатели достоверности (за исключением показателя, разграничивающего «чисто» поровую структуру порового пространства и порово-кавернозную) больше табличных, взятых при том или ином уровне значимости. 
  Что касается извилистости поровых каналов, то этот параметр информативен только для разграничения «чисто» поровых и трещинных, также кавернозных и трещинных коллекторов месторождений СолД.
  Полученные результаты свидетельствуют о различии процессов каверно- и трещинообразования для фаменско-турнейских отложений месторождений БС и СолД. Кавернозность в фаменско-турнейских отложениях месторождений СолД развита равномерно и интенсивнее, чем на месторождениях БС. Микроописания образцов керна, отобранных из месторождений СолД, подтверждают, что фаменско-турнейские известняки этих месторождений преобразованы сильнее, чем аналогичные породы месторождений БС. Это проявляется в интенсивности выщелачивания и приуроченности кавернозности и трещиноватости к плотным разностям пород. Максимум кавернозных пород в этих отложениях соответствует интервалу низкопористых (0–3 %), их доля – 60 %, в то время как кавернозные разности среди низкопористых (K_п < 3 %) на месторождениях БС составляют менее 2 %.
  Ключевые слова: дисперсионный факторный анализ, показатель достоверности, фаменско-турнейские отложения, фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пород, результативный признак, радиус поровых каналов, извилистость.

Некрасов Александр Сергеевич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Aleksandr.Nekrasov@ pnn.lukoil.com
614010, г. Пермь, ул. Героев Хасана, 9а

1. Михайлов H.H. Изучение физических свойств горных пород в околоскважинной зоне. – М.: Недра, 1987. – 152 с.
2. Митрофанов В.П., Злобин А.А., Бейзман В.Б. О кавернозности карбонатных продуктивных отложений Соликамской депрессии // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 2002. – № 3. – С. 37–43.
3. Уорсинг А., Геффнер Дж. Методы обработки экспериментальных данных: пер. с англ. – М.: Изд-во иностр. литературы, 1953. – 345 с.
4. A modified shrinking core model for the reaction between acid and hetero-granular rough mineral particles / X. Li, Z. Yang, J. Zhao, Y. Wang, R. Song, Y. He, Z. Su, T. Lei // Hydrometallurgy. – 2015. – № 153. – Р. 114–120. DOI: 10.1016/j.hydromet.2015.03.001
5. Wei N.N. Factors evalution of particle size distribution of heavy oil emulsion // Advanced Materials Research. – 2013. – № 800. – Р. 389–392. DOI: 10.4028/www.scientific.net/AMR.800.389.
6. Xu P., Qiu S., Yu B., Jiang Z. Prediction of relative permeability in unsaturated porous media with a fractal approach // International Journal of Heat and Mass Transfer. – 2013. – № 64. – Р. 829–837. DOI: 10.1016/j.ijheatmasstransfer.2013.05.003
7. Cai J., Hu X., Standnes D.C., You L. An analytical model for spontaneous imbibition in fractal porous media including gravity // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2012. – № 414. – Р. 228–233. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2012.08.047.
8. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. – М.: Недра, 1987. – 264 с.
9. Дементьев Л.Ф., Жданов М.А., Кирсанов А.Н. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии. – М.: Недра, 1977. – 428 с.
10. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород: учеб. пособие для вузов. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2007. – 592 с.
11. Тульбович Б.И. Петрофизическое обеспечение эффективного извлечения углеводородов. – М.: Недра, 1990. – 186 с.
12. Zheng B., Li J.-H. A new fractal permeability model for porous media based on Kozeny-Carman equation // Natural Gas Geoscience. – 2015. – № 26(1). – Р. 193–198. DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2015.01.0193. 
13. Математические методы в газонефтяной геологии и геофизике: монография / М.М. Элланский, А.И. Холин, Г.Н. Зверев, А.П. Петров. – М.: Недра, 1972. – 208 с.
14. Кобзарь А.И. Прикладная математическая статистика. Для инженеров и научных работников. – М.: Физматлит, 2006. – 816 с.
15. Поморский Ю.Л. Методы статистического анализа экспериментальных данных: монография. – Л., 1960. – 174 с.
16. Потапов В.П. Закономерности пространственного изменения коллекторских свойств основных продуктивных горизонтов северных районов Среднего Поволжья: автореф. дис. … канд. геол.-мин. наук. – М., 1985. – 18 с.

  В условиях усложнения поисков месторождений нефти и газа на территории Когалымского и Покачевского регионов Западной Сибири всё большее экономическое значение приобретает создание более совершенных моделей для оценки качества нефтематеринского потенциала пород. На этой территории накоплен определенный фактический материал по качеству нефтематеринского потенциала пород. На данном статистическом материале можно опробовать методику построения моделей для оценки качества нефтематеринского потенциала пород по характеристикам рассеянного органического вещества (РОВ). Особенностью данной методики является то, что будут использованы те показатели, которые всегда имеются в распоряжении производственников. При этом необходимо отметить, что данные показатели будут использоваться комплексно, что является залогом высокой надежности построенных вероятностно-статистических моделей прогноза качества нефтематеринского потенциала пород.
  Данная методика прогноза может быть реализована в условиях определенной изученности территории. Здесь необходимо отметить, что все исследованные пробы должны быть охарактеризованы одними и теми же показателями. Это обстоятельство позволяет строить вероятностно-статистические модели, которые практически можно будет использовать при оценке качества нефтематеринского потенциала пород по всей территории исследований. С помощью данной методики можно будет оценивать качество нефтематеринского потенциала пород на территории Когалымского и Покачевского регионов Западной Сибири. Выделение наиболее перспективных по качеству нефтематеринского потенциала пород участков предлагается производить с помощью построения геолого-математических моделей прогноза. При помощи анализа характеристик РОВ будут количественно определены те, которые реально формируют нефтематеринский потенциал пород. Отличительной особенностью данной работы является то, что при построении моделей на первом этапе будут использоваться не сами показатели, которые имеют различные размерности, а вероятности, вычисленные по ним. Для этого будут построены уравнения регрессии, по которым и будут вычислены вероятности.
  По значениям вероятностей с использованием пошаговых линейного дискриминантного и многомерного регрессионного анализа будет разработан комплексный вероятностный критерий. Данный критерий в дальнейшем будет использован для построения многомерной модели уже непосредственно для оценки качества нефтематеринских пород.
  Ключевые слова: нефтематеринский потенциал пород, характеристики рассеянного органического вещества, метод Rock-Eval, статистические классификации пород, схема нефтематеринского потенциала пород.

Лац Сергей Анатольевич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть в г. Тюмени
LatsSA@tmn.lukoil.com
625000, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 143а

Пантелейко Ирина Анатольевна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть в г. Тюмени
IPanteleyko@nipi.ws.lukoil.com
625000, г. Тюмень, ул. Республики, 143а

1. К методике оценки перспектив нефтегазоносности Соликамской депрессии по характеристикам локальных структур / В.И. Галкин, И.А. Козлова, А.В. Растегаев, И.В. Ванцева, С.Н. Кривощеков, В.Л. Воеводкин // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – С. 12–17.
2. Галкин В.И., Шайхутдинов А.Н. Построение статистических моделей для прогноза дебитов по верхнеюрским отложениям Когалымского региона // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 1. – С. 52–54.
3. Додевонские отложения Пермского Прикамья как одно из перспективных направлений геолого-разведочных работ / Т.В. Белоконь, В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Е. Башкова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2005. – № 9–10. – С. 24–28.
4. Зональный прогноз нефтегазоносности юрских отложений в пределах территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» / В.И. Галкин, В.В. Бродягин, А.А. Потрясов, К.Г. Скачек, А.Н. Шайхутдинов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 8. – С. 31–35.
5. Оценка коэффициентов извлечения нефти для месторождений Пермского края на основе статистических моделей / С.В. Галкин, Т.Б. Поплаухина, А.В. Распопов, Г.П. Хижняк // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 4. – С. 38–39.
6. Галкин В.И., Шайхутдинов А.Н. О возможности прогноза нефтегазоносности юрских отложений вероятностно-статистическими методами (на примере территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз») // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 6. – С. 11–14.
7. Потрясов А.А. Применение вероятностных моделей для прогноза нефтегазоносности ачимовских толщ. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2006. – 184 с.
8. Кривощеков С.Н., Галкин В.И., Козлова И.А. Определение перспективных участков геолого-разведочных работ на нефть вероятностно-статистическими методами на примере территории Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 7–14.
9. Носов М.А. Определение методики количественной оценки ресурсов углеводородов при региональной геолого-экономическом моделировании территории Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 15–21.
10. Мелкишев О.А., Кривощеков С.Н. Стохастическая оценка прогнозных ресурсов нефти на поисково-оценочном этапе геолого-разведочных работ // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. –С. 33–40.
11. Соснин Н.Е. Разработка статистических моделей для прогноза нефтегазоносности (на примере терригенных девонских отложений Северо-Татарского свода // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 16–25.
12. Bartels C.P.A., Ketellapper R.H. Exploratory and explanatory statistical analysis data. – Boston: MartinusNijhoff Publishing, 1979. – 284 p.
13. Davis C.J. Estimation of the probability of success in petroleum exploration // Mathematical Geology. – 1977. – vol. 9, № 4. – Р. 409–427. DOI 10.1007/BF02047411.
14. Kaufman M.G. Statistical issues in the assessment of undiscovered oil and gas resources. – MIT-CEEPR, 1992. – 30 p.
15. Watson G.S. Statistic on spheres. – New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983. – 238 p.
16. Unwin D. Introductory spatial analysis.– London: Methuen and Co., Ltd., 1981. – 212 p.

  Описаны проблемы, связанные с качеством крепления скважины. Освещены основные негативные последствия некачественного разобщения пластов. Одним из решений данной проблемы является применение расширяющихся тампонажных составов для повышения герметичности крепи скважины и, соответственно, качества разобщения продуктивных и водоносных горизонтов. Рассмотрены механизмы процессов расширения тампонажных составов. Проведен обзор основных типов расширяющих добавок для тампонажных растворов. Выявлено, что наибольшая величина линейного расширения обеспечивается при оксидном механизме расширения за счет ввода добавок оксида кальция и оксида магния. Оксидное расширение обусловлено образованием гидроксидов соответствующих металлов, оксиды которых занимают меньший объем, нежели продукты гидратации. Основной проблемой, сдерживающей широкое применение оксидного типа расширения, является высокая скорость гидратации исходных веществ, что приводит к образованию гидроксидов в подвижном цементном тесте, тем самым исключая расширение цементного камня. С целью получения расширения в пластичном, не набравшем высокую прочность цементном камне проведены исследования и определено влияние определенных химических реагентов на скорость гидратации оксида кальция. Выявлены наиболее оптимальные компонентные составы расширяющих добавок на основе оксида кальция для тампонажных растворов. Установлены требования к технологическим параметрам базового тампонажного раствора. Определен компонентный состав и разработана рецептура базового тампонажного раствора на основе портландцемента марки ПЦТ-I-G-CC-1, который станет основой для расширяющегося тампонажного состава. Для регулирования водоудерживающих и реологических показателей тампонажный раствор модифицирован добавками. В качестве водоудерживающей и структурообразующей добавки предлагается использовать гидроксиэтилцеллюлозу, в качестве пеногасителя – силиконовый пеногаситель. Допускается ввод поликарбоксилатного пластификатора для повышения подвижности и текучести тампонажного раствора.
  Ключевые слова: тампонажный раствор, оксидное расширение, качество крепления, цементный камень, цемент, скважина, восстановление герметичности крепи, модифицирующие добавки для тампонажных растворов. 

Куницких Артем Александрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
artem_kunitskikh@ mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Improving oil well cement slurry performance using hydroxypropylmethylcellulose polymer / G. Abbas, S. Irawan, S. Kumar, A.A.I. Elrayah // Advanced Materials Research. – 2013. – Vol. 787. – Р. 222–227. DOI: 10.4028/www.scientific.net/AMR.787.222.
2. Technology for liner cementing in Well 1 of storage Bai-6, Bannan, Dagang / J. Jin, W. Xie, H. Zhang, G. Wang, Z. Zhou // Drilling Fluid and Completion Fluid. – 2014. – № 31(6). – Р. 58–61. DOI: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.06.016
3. Куницких А.А., Чернышов С.Е., Русинов Д.Ю. Влияние минеральных добавок на прочностные характеристики тампонажного камня // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 20–23.
4. Мелехин А.А, Чернышов С.Е., Турбаков М.С. Расширяющиеся тампонажные составы для ликвидации поглощений при креплении обсадных колонн добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 50–52.
5. Васильева К.Е., Мелехин А.А., Крысин Н.И. Расширяющиеся тампонажные составы для установки цементных мостов при ликвидации поглощений // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 28–30.
6. Ismailov A.A., Kabdulov S.Z., Tikebayev T.A. Analysis of the existing methods for elimination of cement slurry losses while well cementing // International Journal of Chemical Sciences. – 2013. – № 11(1). – Р. 150–158.
7. Исследование расширяющей способности тампонажных составов на основе портландцементов / С.Е. Чернышов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – C. 104–106.
8. Кравченко И.В. Расширяющиеся цементы. – М.: Госстройиздат, 1962. – 155 с.
9. Овчинников В.П., Родер С.А., Белей И.И. Результаты исследований объемных изменений при твердении тампонажных растворов с расширяющими добавками в условиях умеренных температур // Бурение и нефть. – 2013. – № 3. – С. 25–28.
10. Герасимов М.П., Ломоносов В.В., Чжао П.Х. Тампонажные расширяющиеся цементы // Бурение газовых и газоконденсатных скважин. – 1980. – № 4.
11. Пат. № 2211194 Российская Федерация, МПК 7C 04B 7/02 A. Расширяющая добавка, гидравлическое вяжущее с указанной добавкой и способ его изготовления / Юдович Б.Э., Кириллов Г.М., Грилли Д. – № 2002107243/03; заявл. 22.03.2002, опубл. 27.08.2003, Бюл. № 14.
12. Данюшевский B.C., Лиогонькая Р.И. Расширяющийся тампонажный цемент для газовых скважин // Цемент. – 1966. – № 2. – С. 10–11.
13. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. – М.: Недра, 1977. – 325 с.
14. Investigating rheological properties of high performance cement system for Oil wells / K.R. Memon, M.T. Shuker, S.Q. Tunio, A.A. Lashari, G. Abbass // Research Journal of Applied Sciences, Engineering and Technology. – 2013. – № 6(20). – Р. 3865–3870.
15. A modified testing method for low density cement slurry / S. Zhang, Z. Li, X. Cheng, H. Luo, X. Guo // Drilling Fluid and Completion Fluid. – 2014. – № 31(3). – Р. 65–68. DOI: 10.3969/j.issn.1001-5620.2014.03.017.

  На сегодняшний день строительство скважин и боковых стволов с наклонными и горизонтальными участками обеспечивает достижение высоких показателей разработки месторождений нефти и газа с наименьшими экономическими издержками. Строительство скважины подразумевает создание надежного и долговечного канала связи продуктивного пласта с земной поверхностью, поэтому при строительстве должна обеспечиваться полная ее герметичность. Для этого используются различные способы крепления, самым распространенным из которых является цементирование. Суть цементирования скважин заключается в продавке специальных тампонажных смесей в затрубное пространство. Качество цементирования зависит от многих факторов, таких как: свойства тампонажного и бурового растворов, наличие глинистой корки на стенках скважины и обсадной колонны, степень замещения бурового раствора и др. Для обеспечения высокого качества цементирования скважин, а следовательно, создания герметичного цементного кольца необходимо, чтобы после окончания операции цементирования в затрубном пространстве находился только тампонажный раствор. Регулирование реологических характеристик используемых технологических жидкостей позволяет в известной степени повысить качество крепления скважины, однако даже при благоприятных условиях в случае эксцентричного расположения обсадной колонны в скважине могут образовываться застойные зоны, характеризующиеся полным отсутствием тампонажного раствора. Степень центрации обсадной колонны оказывает значительное влияние на конечное качество цементирования скважины, особенно это проявляется в скважинах, профиль которых осложнен наличием наклонных и горизонтальных участков. Для центрирования колонн в скважине, а также для турбулизации восходящего потока жидкости используется специальная наружняя оснастка – центраторы и турбулизаторы. В статье приведен обзор существующих конструкций центрирующих и турбулизирующих устройств, применяемых для строительства скважин, а также даны рекомендации по совершенствованию их конструкций, обеспечивающих повышение качества цементирования скважин и боковых стволов с наклонными и горизонтальными участками.
  Ключевые слова: цементирование, горизонтальные скважины, боковые стволы, тампонажный раствор, центратор, продуктивность скважины, гидроразрыв пласта, турбулизатор, затрубное пространство, обсадная колонна, эксцентриситет, турбулентный поток, застойные зоны, буровой раствор, крепление скважин.

Кожевников Евгений Васильевич
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
kozhevnikov_evg@mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

Николаев Николай Иванович
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
nikinik@ mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

Розенцвет Александр Викторович
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
sasharozencvet@mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

Лырчиков Александр Алексеевич
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
spider16121993@yandex.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

1. Формирование потока вязко-пластичной жидкости в затрубном пространстве скважины / М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов, Г.А. Еремин, Е.А. Нелепин // Нефтяное хозяйство. – 1970. – № 11. – С. 22–28.
2. Ашрафьян М.О., Булатов А.И. Влияние технологических факторов на качество цементирования скважин / Всерос. науч.-исслед. ин-т организации, управления и экономики нефтегаз. пром-ти. – М., 2000. – 55 с.
3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. – 679 с.
4. Шацкий И.П., Билецкий Я.С., Витвицкий И.И. Двусторонние оценки жесткости и прочности центратора обсадной колонны // Тр. Одес. политехн. ун-та. – 2014. – № 1. – С. 68–73.
5. Пружинные сварные центраторы нового поколения для обсадных колонн нефтяных и газовых скважин / А.К. Дудаладов [и др.] // Бурение и нефть. – 2008. – № 9. – C. 56–59.
6. Совершенствование конструкции и системы закрепления жестких центраторов к трубам обсадной колонны / И.С. Катеев [и др.] // Бурение и нефть. – 2008. – № 4. – C. 50–52.
7. Разработка, изготовление и использование жестких центраторов для наружной оснастки обсадных колонн / Р.И. Катеев [и др.] // Бурение и нефть. – 2006. – № 10. – C. 24–25.
8. Официальный сайт компании Schlumberger [Электронный ресурс]. – URL: http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/russia97/aut97/seamless.pdf (дата обращения: 27.04.2015).
9. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин (РД 39-00147001-767–2000). – М.: Просвещение-Юг, 2000. – 278 с.
10. Лихушин А.М. Анализ промысловых исследований движения столба тампонажного раствора в колонне обсадных труб // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2011. – № 9. – С. 51–54.
11. Liu G., Weber L.D. Centralizer selection and placement optimization // SPE Deepwater Drilling and Completions Conference, 20–21 June. Galveston, 2012. – 150345-MS SPE Conference Paper. DOI: 10.2118/150345-MS.
12. Peckins O., Akhideno M., Faugeras H. New centralizers improve horizontal well cementing by 100 % over conventional centralizers in the niger delta basin // SPE Production and Operations Symposium, 24–27 March. Oklahoma City, 2001. 67197-MS SPE Conference Paper. DOI: 10.2118/67197-MS.
13. Ашрафьян М.О., Нижник А.Е. Оценка возможности вращения и расхаживания обсадных колонн при цементировании скважин // Бурение и нефть. – 2011. – № 9. – С. 19–23.
14. Kinzel H., Colvard R.L. Reduce torque, drag and wear – material selection for centralizers used in highly inclined and horizontal wells // IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology, 7–9 September. Jakarta, 1998. – 47804-MS SPE Conference Paper. DOI: 10.2118/47804-MS.
15. Официальный сайт компании TescoCorp [Электронный ресурс]. – URL: http://www.tescocorp.com/data/1/rec_docs/875_65500e_Hydro-Form_Centralizers_RevF.pdf (дата обращения: 24.04.2015).

  Значительная доля запасов углеводородов и добываемой нефти на территории Пермского края приурочена к карбонатным коллекторам. Актуальной задачей на сегодняший день является достоверное определение фильтрационно-емкостных характеристик коллектора. Лабораторные исследования керна не всегда позволяют достоверно оценить характеристики трещинной среды по причине возможного разрушения образца (по трещинам) на поверхности, а также в силу незначительных размеров исследуемых образцов. Рассмотрена методика определения параметров естественных трещин с помощью закачки индикаторов в нагнетательные скважины на Логовском месторождении Пермского края (Т-Фм залежь). Полученные данные, определенные трассерными исследованиями, сопоставлены с результатами других методик оценки раскрытости естественных трещин, таких как формула, предложенная Уорреном–Рутом, использующаяся при обработке кривых восстановления давления в коллекторах с естественной трещиноватостью, и зависимость, предложенная В.Д. Викториным, для карбонатных коллекторов Пермского края. Погрешность результатов, полученных с помощью применения различных методов, составляет не более 5 %, что указывает на точность, достоверность рассмотренных методик и возможность их применения для оценки трещиноватости карбонатных коллекторов. Установлено, что для карбонатного коллектора пьезопроводность изменяется от максимального значения, соответствующего пьезопроводности трещин в трещиновато-поровом пласте, до минимального значения, соответствующего пьезопроводности пор матрицы. Это обстоятельство позволяет утверждать, что в коллекторе присутствует естественная трещиноватость. Одной из наиболее критичных проблем для 3D-моделирования, особенно карбонатных залежей, является достоверное определение проницаемости, раскрытости и азимутального направления естественных трещин, и, проводя исследования трассирующими индикаторами и гидродинамические исследования (гидропрослушивание) в процессе разработки карбонатных залежей, возможно повысить качество исходных данных и, следовательно, достоверность прогнозных расчетов.
  Ключевые слова: карбонатный коллектор, сложнопостроенная залежь, Логовское месторождение, методика Уоррена–Рута, формула Парка–Джонса, закачка индикатора, деформации коллектора, естественная трещиноватость, раскрытость трещин, сжимаемость трещин, гидродинамические исследования скважин, хронограмма изменения пластового давления, графоаналитический метод, пьезопроводность трещин, геолого-гидродинамическая модель.

Мартюшев Дмитрий Александрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
martyushevd@inbox.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Лекомцев Александр Викторович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
alex.lekomtsev@mail.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Котоусов Андрей Георгиевич
Университет Аделаиды 
andrei_kotousov@ adelade.edu.au
Студенческий центр, Университет Аделаиды, Южная Австралия 5005, Австралия

1. Экспериментально-аналитические исследования изменения трещинной проницаемости вследствие смыкания трещин / Ю.А. Кашников, С.Г. Ашихмин, Д.В. Шустов, А.А. Антоненко, Н.Б. Красильникова // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 40–43.
2. Оценка параметров пласта и продуктивности скважин при его разработке на естественном режиме / В.А. Мордвинов, Д.А. Мартюшев, И.А. Черных, В.И. Пузиков // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 31–33.
3. Hydraulic characterization of fractured reservoirs: simulation on discrete fracture models / S. Sarda, L. Jeannin, R. Basquet, B. Bourbiaux // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2002. – Vol. 5, № 2. – Р. 154–162. DOI: 10.2118/77300-PA.
4. Сиротенко Л.В., Сиротенко О.И., Дурникин В.И. Комплексная оценка трещиноватости пород-коллекторов передовых складок Урала // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2012. – № 7. – С. 54–66.
5. Особенности изучения фильтрационных характеристик ориентированного керна сложнопостроенных карбонатных коллекторов / И.П. Гурбатова, В.В. Плотников, Н.А. Попов, И.В. Сысоев // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 9. – С. 79–86.
6. Tiab D., Donaldson E.C. Petrophysics: Theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. – 2nd ed. – Oxford: Elsevier, 2004. – Р. 889.
7. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. – М.: Недра, 1988. – 150 с.
8. Bortolan Neto L., Kotousov A. Residual opening of hydraulic fractures filled with compressible proppant // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. –2013. – № 61. – Р. 223–230. DOI:10.1016/j.ijrmms.2013.02.012.
9. Martinez N.R., Samaniego F.V. Advances in analysis of pressure interference tests // Journal of Canadian petroleum technology. – 2010. – Vol. 49, № 12. – Р. 65–70. DOI: 10.2118/141028-PA
10. Гладков Е.А. Особенности разработки трещиновато-кавернозных коллекторов Восточной Сибири // Газовая промышленность. – 2011. – № 8. – С. 36–38.
11. Денк С.О. Проблемы трещиноватых продуктивных объектов. – Пермь: Электрон. изд. системы, 2004. – 334 с.
12. Шпильман А.В., Натчук Н.Ю. Моделирование трещиноватых резервуаров с использованием технологий французского института нефти (IFP) // Бурение и нефть. – 2012. – № 5. – С. 22–23.
13. Гладков Е.А. О полигенной природе формирования углеводородсодержащих трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторов // Бурение и нефть. – 2011. – № 10. – С. 16–19.
14. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края / Всерос. науч.-исслед. ин-т организации и управления экономики нефтегаз. пром-ти. – М., 2010. – 335 с.
15. Suri A., Sharma M., Peters E. Estimates of fracture lengths in an injection well by history matching bottomhole pressures and injection profile // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2011. – Vol. 14, № 4. – Р. 385–397. DOI: 10.2118/132524-PA.

  Рассматриваются вопросы оценки эффективности наиболее распространенного на турнейско-фаменской карбонатной залежи Озерного месторождения способа интенсификации добычи нефти – кислотного гидроразрыва пласта (КГРП). Все выполненные операции условно можно разделить на две группы: кислотный гидроразрыв по классической технологии, когда раскрытость трещин обеспечивается за счет рельефа стенок после реакции кислоты и породы; а также кислотный гидроразрыв с применением проппанта. Всего на рассматриваемом объекте реализовано 12 операций проппантного КГРП. Для оценки результатов, в том числе в сравнении с классическим кислотным гидроразрывом, выполнена обработка данных исследований скважин при неустановившихся режимах, полученных до и после мероприятий. Кривые восстановления давления при этом обработаны стандартными методами и с применением методики Уоррена–Рута для оценки параметров трещиноватости. Для примера выбраны две скважины со схожими параметрами эксплуатации и фильтрационными характеристиками до геолого-технического мероприятия, которые были дважды исследованы после него. Тип коллектора по кривой восстановления давления для обеих скважин характеризовался как поровый. После проведения кислотного гидроразрыва в обоих случаях диагностирована трещиноватость коллектора со средней раскрытостью трещин от 10 до 30 мкм. Однако на скважине после классического КГРП спустя девять месяцев после мероприятия трещина не диагностируется, фильтрационные и продуктивные характеристики соответствуют значениям до мероприятия. Для скважины с проппантным кислотным гидроразрывом трещиноватость диагностирована и сразу после мероприятия и практически через два года, что свидетельствует об эффективности технологии. Выводы, полученные по материалам исследований, подтверждены также промысловыми данными.
  Ключевые слова: турнейско-фаменские карбонатные отложения, трещиноватость, кривая восстановления давления, интенсификация добычи нефти, кислотный гидроразрыв пласта, проппант, эффективность геолого-технического мероприятия, результаты проведения кислотного гидроразрыва, прирост дебита, продолжительность эффекта, методика Уоррена–Рута, проницаемость коллектора, раскрытость трещин, пластовое давление, снижение пластового давления, смыкание трещин.

Черепанов Сергей Сергеевич
ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
sergej.s.cherepanov@lukoil.com
614990, г. Пермь, ул. Ленина, 62

Чумаков Геннадий Николаевич
ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
gennadij.chumakov@ lp.lukoil.com
614990, г. Пермь, ул. Ленина, 62

Пономарева Инна Николаевна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
permpolitech@gmail.com
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Денк С.О. Проблемы трещиноватых продуктивных объектов. – Пермь: Электрон. изд. системы, 2004. – 334 с.
2. Вилесов А.П. Разнообразие типов трещиноватости в верхнедевонских органогенных постройках Березниковской карбонатной платформы (Пермский край) // Рифы и карбонатные псефитолиты: материалы всерос. литолог. совещания. – Сыктывкар: Геопринт, 2010. – С. 45–47.
3. Разработка модели строения Озерного месторождения на основе лито-биофациального анализа и петрофизических исследований. Отчет по дог. № 207. Отв. исп. Вилесов А.П. / КамНИИКИГС. – Пермь, 2004.
4. Черепанов С.С. Комплексное изучение трещиноватости карбонатных залежей методом Уоррена–Рута с использованием данных сейсмофациального анализа (на примере турне-фаменской залежи Озерного месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 14. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.1.
5. Путилов И.С. Разработка технологий комплексного изучения геологического строения и размещения месторождений нефти и газа. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2014. – 285 с.
6. Экономидес М., Олайни Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. Наведение мостов между теорией и практикой / Петроальянс Сервисис Компани Лимитед. – М., 2007. – 236 c.
7. Economides M.J. Reservoir stimulation. – 3d ed. – New York: John Wiley & Sons, 2000.
8. A new set of type curves simplifies well test analysis / D. Bourdet [et al.] // World oil. – 1983. – May. – P. 95–106.
9. Horne R.N. Modern well test analysis: a computer aided approach. – 2nd ed. / Petroway Inc. – Palo Alto, 2006.
10. Тиаб Дж., Доналдсон Э.Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов: пер. с англ. / ООО «Премиум Инжиниринг». – М., 2009. – 868 с.
11. Черепанов С.С., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Оценка фильтрационно-емкостных свойств трещиноватых карбонатных коллекторов месторождений Предуральского краевого прогиба // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 62–65.
12. Warren J.E., Root P.J. The behavior of naturally fractured reservoirs // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1963. – Vol. 3, iss. 03. DOI: 10.2118/426-PA.
13. Tiab D. Modern Core Analysis. Vol. 1. Theory / Core Laboratories. – Houston, 1993. – 200 p.
14. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. – М.: Недра, 1986. – 608 с.
15. Определение параметров трещиноватости пород на основе комплексного анализа данных изучения керна, гидродинамических и геофизических исследований скважин / С.С. Черепанов, И.Н. Пономарева, А.А. Ерофеев, С.В. Галкин // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 2. – С. 94–96.

  Автоматизация производственных процессов технологических объектов нефтегазовой отрасли осуществляется в большинстве случаев с помощью асинхронных электрических двигателей (АЭД). Работа асинхронных электроприводов сопровождается созданием магнитных полей, потреблением намагничивающего тока и реактивной мощности, влияние которых оценивается важнейшим энергетическим показателем − коэффициентом мощности (cos j).
  Анализируется влияние частоты вращения магнитного поля асинхронных электрических двигателей и степени использования их паспортной мощности на cos j. Определяются условия, при которых работа АЭД осуществляется с наиболее высокими его значениями. Указывается на низкие значения cos j тихоходных АЭД малой мощности и ставится задача по его повышению. Предлагается использование в асинхронных электрических двигателях внутренней компенсации реактивной мощности, которое достигается посредством размещения на статоре дополнительной компенсационной обмотки и ее подключения к конденсаторам. Показано, что коэффициент мощности асинхронных электрических двигателей такой конструкции близок к единице и инвариантен относительно величины нагрузки на валу.
  Рассматривается новое направление повышения cos j асинхронных электроприводов механизмов технологических объектов нефтепромыслов: использование вместо конденсаторов в цепи компенсационной обмотки емкости шихтованных сердечников статора АЭД. Показано, что выполнение изоляции стальных листов сердечника статора из материалов с аномально высокими значениями диэлектрической проницаемости позволяет получить емкости необходимой величины для компенсации реактивной мощности. Применение АЭД с внутренней компенсацией реактивной мощности в электроприводах механизмов технологических объектов нефтепромыслов позволяет уменьшить затраты электрической энергии на производство продукции, уменьшить габариты, вес и стоимость электрооборудования систем электроснабжения нефтепромыслов, повысить качество электрической энергии.
  Ключевые слова: асинхронный электропривод механизмов технологических объектов нефтегазовой отрасли, энергетическая эффективность, коэффициент мощности, внутренняя компенсация реактивной мощности, емкость стального шихтованного сердечника асинхронного двигателя.

Цылев Павел Николаевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
pcpn@pstu.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Щапова Ирина Николаевна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
irina.shchapova@gmail.com
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Oberretl K. Zusätzliche wirbelstromverluste in nutenleitern infolge eindringendem Luftspaltfeld // Arch. f. Elektr. – 1978. – Vol. 60, iss. 3. – S. 121–127. DOI: 10.1007/BF01578985.
2. Kulda J., Adam J. Das Magnetfeld im einseitig genuteten Luftspalt // ETZ-A. – 1970. – Bd 91. – S. 109−113. 
3. Levi E., Panzer M. Electromechanical power conversion. – New York: McGraw-Hill, 1966.
4. Геллер Б., Гамата В. Дополнительные поля, моменты и потери мощности в асинхронных машинах / пер. с чеш. под ред. Ф.М. Юферова. – М.; Л.: Энергия, 1964. – 263 с.
5. LeGal G., Canal M. Method pour une planification optimale de la compensation d l' energie reactive sur les reseaux de distribution // AIM Liege. − CIRED. – 1971. – 13 Mai.
6. Кисаримов Р.А. Справочник электрика. − 4-е изд., испр. и доп. − М.: Радиософт, 2010. − 512 с.
7. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов. − М.: Нефть и газ, 2003. − 816 с.
8. Нефтегазовое дело: в 6 т.: учеб. пособие / под ред. проф. А.М. Шаммазова. Т. 3. Зейгман Ю.В. Добыча нефти и газа. − СПб.: Недра, 2011. − С. 156–157.
9. Повышение эффективности добычи нефти из низкодебитных скважин / Е.М. Огарков, П.Н. Цылев, А.Д. Коротаев, А.М. Бурмакин // Вестник Пермского государственного технического университета. Нефть и газ. − 2005. − № 6. − С. 172–175.
10. Совершенствование электропривода и электрооборудования системы электроснабжения станков-качалок куста низкодебитных скважин / П.Н. Цылев, Е.М. Огарков, И.Н. Щапова, А.Д. Коротаев // Вестник Пермского государственного технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. − 2007. − № 7. − С. 253–259.
11. Беляев Е.Ф., Ташкинов А.А., Цылев П.Н. Совершенствование электропривода станков-качалок нефтяных скважин с малым дебитом // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. − 2012. − № 4. − С. 91–102.
12. Чаронов В.Я. Экономичные электроприводы для станков-качалок малодебитных скважин // Нефтяное хозяйство. − 1996. − № 12. − С. 46–48.
13. Модернизация электрооборудования станков-качалок низкодебитных нефтяных скважин / П.Н. Цылев, Е.М. Огарков, Е.Ф. Беляев, А.М. Бурмакин // Научные исследования и инновации. − 2009. − Т. 3, № 4. − С. 59–65.
14. Технический каталог электродвигателей ВЭМЗ (2010 г.) [Электронный ресурс]. − URL: http://www.vemp.ru/prod/motors.html (дата обращения: 26.03.2014).
15. Справочник по электротехническим материалам / под ред. Ю.В. Корицкого, В.В. Пасынкова, Б.М. Тареева. − 3-е изд., перераб. − Л.: Энергоатомиздат, 1988. − Т. 3. − С. 6–13.
16. Мишин Д.Д. Магнитные материалы: учеб. пособие для вузов. − 2-е изд., перераб. и доп. − М.: Высш. шк., 1991. − С. 197–232.

  Конечно-элементные методы в геомеханических расчетах по оценке напряженно-деформированного состояния массива горных пород показали недостаточную гибкость к изменению геометрии расчетных схем и необходимость введения большого числа неизвестных в случае решения трехмерных задач. Численный расчет коэффициента интенсивности напряжений при вершине трещины на основе конечных элементов является весьма ресурсоемкой задачей при пространственном геомеханическом моделировании. Разбиение области нерегулярной сеткой ведет к существенному росту ширины ленты матрицы жесткости, которая во многом зависит также от способа нумерации элементов. В случаях значительного превышения геометрией расчетной схемы задачи по размерам области детального изучения напряженно-деформированного состояния массива использование классических методов МКЭ или МГП является нецелесообразным. В работе предлагается использовать потенциально более точную вычислительную схему оценки напряженно-деформированного состояния кусочно-однородной трехмерной упругой среды на основе непрямого метода граничных элементов. В случае отработки калийных пластов столбовой системой разработки метод разрывных смещений, как один из вариантов метода граничных элементов, является удобным инструментом расчета НДС, позволяющим достаточно просто учитывать взаимодействие (пригрузку) кровли и почвы выработанного пространства лавы. На основе непрямого метода граничных элементов разработан пакет программ, реализующий вычислительную схему для решения задачи оценки напряженно-деформированного состояния кусочно-однородной линейно-упругой среды. Приведены результаты решения тестовых задач, показывающие эффективность предлагаемой вычислительной схемы для оценки напряженно-деформированного состояния массива горных пород.
   Ключевые слова: геомеханика, напряженно-деформированное состояние, пространственные задачи, постановка задачи, разбиение областей, граничные элементы, непрямой метод, итерационные методы, кусочно-однородная среда, тестовые задачи, погрешность.

Некрасов Сергей Викторович
Горный институт Уральского отделения РАН
miner@mi-perm.ru
614007, г. Пермь, ул. Сибирская, 78а

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

1. Расчетные методы в механике горных ударов и выбросов: справ. пособие / И.М. Петухов, А.М. Линьков, В.С. Сидоров [и др.]. – М.: Недра, 1992. – 256 с.
2. Мартыненко М.Д., Журавков М.А. Метод квазифункции Грина в механике деформируемого твердого тела. – Минск: Университетское, 1993. – 180 с.
3. Мартыненко М.Д., Журавков М.А. Теоретические основы деформационной механики блочно-слоистого массива соляных пород. – Минск: Университетское, 1995. – 255 с.
4. Громадка П.Т., Лей Ч. Комплексный метод граничных элементов в инженерных задачах. – М.: Мир, 1990. – 303 с.
5. Геомеханическое моделирование внезапных разрушений пород почвы горных выработок / И.А. Подлесный, С.П. Береснев, С.С. Андрейко, С.В. Некрасов, Н.А. Литвиновская // Горный журнал. – 2010. – № 8. – С. 28–30.
6. Щерба В.Я., Башура А.Н., Андрейко С.С. Управление газодинамическими процессами на Старобинском месторождении калийных солей. – М.: Изд-во МГГУ, 2004. – 194 с.
7. Андрейко С.С., Некрасов С.В. Алгоритм решения неоднородной трехмерной упругой задачи непрямым методом граничных элементов // Известия вузов. Горный журнал. – 2004. – № 1. – С. 26–29.
8. Демидов С.П. Теория упругости. – М.: Высш. шк., 1979. – 432 с.
9. Cruse T.A. Numerical solutions in three-dimensional elastostatics // International Journal of Solids and Structures. – 1969. – vol. 5. – P. 1259–1274. DOI: 10.1016/0020-7683(69)90071-7.
10. Cruse T.A., Rizzo F.J. A direct formulation and numerical solution of the general transient elasto-dynamic problem // Journal of Mathematical Analysis and Applications. – 1968. – Vol. 22, iss. 2. – Р. 244–259. doi: 10.1016/0022-247X(68)90177-7.
11. Lachat J.C. Further developments of the boundary integral techniques for elastostatic. Ph. D. thesis / Southampton univ. – Southampton, 1975.
12. Rizzo F.J., Shippy D.J. An advanced boundary equation method for three-dimensional thermo-elasticity // International Journal for Numerical Methods in Engineering. – 1977. – Vol. 11, iss. 11. – Р. 1753. DOI: 10.1002/nme.1620111109.
13. Метод граничных интегральных уравнений. Вычислительные аспекты и приложения в механике / под ред. Т. Круза и Ф. Риццо. – М.: Мир, 1978. – 210 с.
14. Banerjee P.K. Integral equation methods for analysis of piecewise non-homogeneous three-dimensional elastic solids of arbitrary shape // Int. J. Mech. Sci. – 1976. – vol. 18. – P. 293–303.
15. Banerjee P.K., Butterfield R. Boundary element methods in geomechanics // Finite elements in geomechanics / ed. by G. Gudehus. – London: Wiley, 1977.
16. Tomlin G.R., Butterfield R. Elastic analysis of zone orthotropic continua // Proc. ASCE. Engng Mech. Div. – 1974. – vol. EM3. – p. 511–529.
17. Oliveira E.R. Plane stress analysis by a general integral method // J. ASCE. Eng. Mehc. Div. – 1968. – Febr. – p. 79–85.
18. Watson J.O. Analysis of thick shells with holes by using integral eqation method. Ph. D. thesis / Southampton Univ. – Southampton, 1973.
19. Jaswon M.A., Symm G.T. Integral equation methods in potential theory and elastostatics. – London: Academic Press, 1977.
20. Крауч С., Старфилд А. Методы граничных элементов в механике твердого тела. – М.: Мир, 1987. – 327 с.
21. Морарь Г.А. Метод разрывных решений в механике деформируемых твердых тел. – Кишинев: Штиинца, 1990. – 130 с.
22. Каханер Д., Моулер К., Нэш С. Численные методы и програмное обеспечение: пер. с англ. – М.: Мир, 2001. – 575 с.
23. Введение в механику скальных пород: пер. с англ. / под ред. Х. Бока. – М.: Мир, 1983. – 276 с.