Обоснование водонефтяного контакта (ВНК) является важным критерием при подсчете запасов и оценке ресурсов залежи. Основные факторы, учитываемые при расчете объема залежи углеводородов: 1. Структурные поверхности кровли и подошвы пласта. 2. Распределение эффективных толщин по всей мощности изучаемого пласта. 3. Положение флюидального контакта.
  Если первые два фактора принять как константы, то правильно обоснованный уровень ВНК контролирует объем залежи и распределение нефтенасыщенных толщин в пласте. Определение положения водонефтяного контакта связано с рядом сложностей, в основном с ограниченным количеством исходных данных.
  В работе выполнен региональный прогноз положения ВНК. Объектом исследования принят Башкирский свод (его северное окончание в пределах Пермского края), который представляет собой крупный тектонический элемент с высокой степенью изученности.
  Накопленный объем данных позволил выполнить их обобщение по залежам встречающихся нефтегазоносных комплексов и провести анализ ресурсной базы. При выполнении анализа положения ВНК по всем объектам подсчета запасов выявлена высокая степень неопределенности.
  Статистическая выборка по залежам легла в основу для выявления зональных закономерностей и расчета статистических моделей регионального водонефтяного контакта. Полученные регрессионные уравнения учитывают формационные и тектонические особенности строения Башкирского свода и позволяют осуществлять прогноз положения флюидального контакта для более достоверной оценки ресурсов углеводородного сырья выявленных и подготовленных структур, а также уточнить границы ВНК промышленных залежей с условным подсчетным уровнем, доля которых составляет более 50 %.
  Полученные уравнения позволят уточнить положения флюидальных контактов, имеющих высокую степень неопределенности, а также станут дополнительной основой для их обоснования в процессе пересчета запасов и оценки ресурсов при открытии месторождений. Это в свою очередь повысит достоверность геологической модели и снизит количество проблем при адаптации гидродинамической модели по истории разработки.
  Ключевые слова: Башкирский свод, водонефтяной контакт, верхнедевонско-тур­нейс­кий нефтегазоносный комплекс, геологическая модель, залежь, нефтегазогеологическое районирование, Камско-Кинельская сис­тема прогибов, неопределенность, ловушка, Пермский край, пласт, региональный наклон водонефтяного контакта, регрессионное уравнение, свод, статистическая мо­дель, условный подсчетный уровень.

Лузина Дарья Валерьевна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
dasha-luzina@yandex.ru
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

Потехин Денис Владимирович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Denis.Potekhin@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

1. Михайлов Д.Г., Морошкин А.Н., Плотников А.В. Развитие тектонического картирования Пермского края в связи с прогнозами нефтегазоносности [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7, № 4. – URL: http: //www.ngtp.ru/rub/4/53_2012.pdf (дата обращения: 10.06.2015).
2. Проворов В.М. О необходимости и значении уточнения тектоники территории Пермского края // Современные проблемы геологии: материалы IV геологической конференции ОАО «КамНИИКИГС», 3 апреля 2008. – Пермь, 2008. – С. 24–37.
3. Обобщение результатов ГРР на территории Пермского края с целью уточнения геологического, тектонического строения, сырьевой базы и нефтегазогеологического районирования / Д.Г. Михайлов, В.В. Макаловский [и др.]; Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми. – Пермь, 2011. – 310 с.
4. Проворов М.В., Проворов В.М. Комплексная модель нефтегазонакопления и закономерности размещения залежей нефти в Среднем Поволжье [Электронный ресурс] // Технологии ТЭК. – 2003. – URL: http: //www.oilcapital.ru/edition/
technik/archives/technik/tech­nik_02_2003/63233/public/63348.shtml (дата обращения: 18.07.2015).
5. Каменноугольные отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / М.М. Алиев, Г.М. Яриков, Р.О. Хачатрян [и др.]. – М.: Недра, 1975. – 264 с.
6. Проворов В.М. Строение позднедевонско-тур­ней­ского палеошельфа севера Урало-Поволжья и задачи его дальнейшего изучения // Геология нефти и газа. – 1988. – № 2. – С. 24–28.
7. Михалевич И.М. Применение математических методов при анализе геологической информации (с использованием компьютерных технологий). – Иркутск, 2006. – 115 с.
8. Watson G.S. Statistic on spheres. – New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983. – 238 р.
9. Yarus J.M. Stochastic modeling and geostatistics / AAPG. – Tulsa, Oklahoma, 1994. – 231 р.
10. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – М.–Тверь: ВНИГНИ, Тверьгеофизика, 2003. – 130 с.
11. Klayton V. Deutsch geostatistical reservoir modeling. – Oxford: Oxford university, 2002. – 378 р.
12. Bartels C.P.A., Ketellapper R.H. Exploratory and explanatory statistical analysis data. – Boston: MartinusNijhoff Publishing, 1979. – 284 р.
13. Cosentino L. Integrated reservoir studies. – Paris, 2001. – 310 р.
14. Потехин Д.В., Путилов И.С. Количественное обоснование параметров многовариантного моделирования для повышения достоверности трехмерных геологических моделей нефтяных месторождений // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2014. – № 2. – С. 20–23.
15. Потехин Д.В., Путилов И.С., Галкин В.И. Повышение достоверности геологических моделей залежей нефти и газа на основе усовершенствованной технологии многовариантного трехмерного моделирования // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 7. – C. 16–19.
16. Галкин В.И., Потехин Д.В., Путилов И.С. Связь коэффициента нефтенасыщенности с другими геолого-техно­ло­гическими характеристиками объектов, находящихся на завершающей стадии разработки // Наука производству. – 2006. – № 1. – С. 9–14.

  Около 25 % нефтяных и газовых скважин в мире имеют межпластовые перетоки пластового флюида различной интенсивности. Возникновение заколонных перетоков при эксплуатации нефтяных и газовых скважин существенно снижает эффективность разработки залежи в целом. Как правило, перетоки происходят по контакту цементного камня с горной породой, что в большинстве случаев вызвано отсутствием адгезионной связи между цементом и горной породой из-за наличия глинистой корки на поверхности ствола скважины. Глинистая корка характеризуется хрупкой рыхлой минеральной структурой, что также влияет на свойство цементного камня. Существующие методы удаления глинистой корки (скребки, абразивные буферные жидкости, турбулизация и изменение скорости потока) не позволяют полностью очистить поверхность стенки скважины, в связи с чем задача повышения качества крепления скважины путем химического воздействия на глинистую корку является актуальной. Предлагаемая авторами идея повышения качества цементирования скважины состоит в разработке состава полимерной буферной жидкости (ПБЖ) на основе высокомолекулярных полимеров, позволяющей отверждать глинистую корку.
  В статье приведены результаты лабораторных исследований влияния температуры и толщины глинистой корки на качество сцепления цементного камня с горной породой. Представлены результаты исследования влияния ПБЖ на адгезию цементного камня к горной породе, а также сделана попытка раскрытия механизма действия буферной жидкости на глинистую корку. Показано, что введение в состав буферных жидкостей реагентов, отверждающих глинистую корку и создающих систему «цементный камень – глинистая корка – порода», повышает эффективность межпластовой изоляции затрубного пространства обсадных колонн.
  Ключевые слова: цементирование скважин, буфер­ная жидкость, тампонажный раствор, глинистая корка, продуктивность скважины, буровой раствор, полимеры, тампонажные материалы, обсадная колонна, при­забойная зона пласта, поверхностно-активные вещества, цемент­ный камень, адгезия, горная порода, гидратация.

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

Лю Хаоя
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
lhy091575.163.com
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

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

1. Чернышов С.Е. Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 6. – С. 22–24.
2. Мелехин А.А., Чернышов С.Е., Турбаков М.С. Расширяющиеся тампонажные составы для ликвидации поглощений при креплении обсадных колонн добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 50–52.
3. Кожевников Е.В., Николаев Н.И., Ожгибесов О.А., Дворецкас Р.В. Исследование влияния седиментации тампонажного раствора на свойства получаемого цементного камня // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 23–25.
4. Чернышов С.Е., Турбаков М.С., Крысин Н.И. Основные направления повышения эффективности строительства боковых стволов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 8. – C. 98–100.
5. 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.
6. Николаев Н.И., Кожевников Е.В. Повышение качества крепления скважин с горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 11. – С. 29-37.
7. Лю Х., Николаев Н.И., Кожевников Е.В. Исследование свойств полимерной буферной жидкости для повышения качества крепи скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2015. – № 6. – С. 38–41.
8. Син Эин, Лю Шуци, Лю Ныщин. Введение в технику нефти // Пекин: Нефтепромышленное издательство, 2008. – С. 105–107.
9. Кожевников Е.В. Исследование влияния свойств тампонаж­ного раствора на качество цементирования горизонтальных скважин // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – 2014. – № 1. – С. 115–118.
10. Николаев Н.И., Кожевников Е.В., Силоян А.С., Агишев Р.Р. Разработка седиментационно-устойчивых тампонажных составов для крепления скважин с наклонными и горизонтальными участками // Инженер-нефтяник. – 2015. – № 2. – С. 15–17.
11. Кожевников Е.В. Исследование свойств тампонажных растворов для крепления скважин и боковых стволов с наклонными и горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 17. – С. 24–31.
12. Чи Фензен, Шен Жыцен, Лю Ин. Тенденции исследования и технические проблемы в тампонажной области // Технология бурения и добычи. – 2004. – 27 (4). – С. 7–10.
13. Ун Центао, Цао щаолоин, Ни Мэшен. Употребление и проект частиц бутадиен-латекса в тампонажной области // Технология и употребление нефтехима. – 2001. – 19 (5). – С. 325–327.
14. Гу Цзюнь, Цинь Вэньчжэн. Эксперимент интегрального отверждения системы цементно-глинистой корки по методу MTA // Разведка и разработка нефти. – 2010. – 37 (2). – С. 226–230.
15. Гу Щинмин, Ун Нэфен. Исследование и употребление системы цементов с бутадиен-латексом в Китае // Труды нефтегазового высшего технического учебного заведения. – 2009. – 11 (3). – С. 17–22.
16. Дин Гаин, Ни Ноичан, Ун Нонвы. Исследование механизма влияния латекса на тампонажный цемент // Труды китайского нефтегазового университета. – 2001. – 25 (2). – С. 16–18.

Относительно новым в нефтяной геологии направлением для исследования коллекторских свойств на сегодняшний день является применение метода рентгеновской томографии, в основе которого лежит изучение рентгеноплотностных характеристик горных пород. В данной работе на примере ряда нефтяных месторождений Пермского края представлены результаты изучения возможностей применения рентгеновской томографии при исследованиях петрофизических образцов керна карбонатных коллекторов. С этой целью применялись микрофокусная система рентгеновского контроля с функцией компьютерной томографии Nikon Metrology XT H 225 и программный продукт AvizoFire 7.0. Объектом изучения являлись образцы керна цилиндрической формы диаметром 30 и 10 мм, а также кубы со стороной 5 мм. Результаты исследований методом рентгеновской томографии представляют собой 2D-срезы продольного и поперечного сечения образцов; 3D-модели распределения пустот, уплотнений, начальной нефтенасыщенности; графики распределения пористости и остаточной водонасыщенности по высоте образца; гистограммы диаметров пор в образце. Изучение характера емкостного пространства и распределения уплотнений в образцах позволило провести типизацию керна в зависимости от структуры его емкостного пространства. При анализе результатов оценки пористости для образцов разного диаметра, изготовленных из одного куска керна, установлено, что коэффициент корреляции составляет 0,77 доли ед. Такой относительно невысокий коэффициент объясняется влиянием существенной неоднородности кернового материала даже в пределах одного литотипа. При определении остаточной водонасыщенности протестированы 4 рентгеноконтрастных раствора и установлено, что в крупных пустотах (каверны, трещины, крупные поры) остаточная вода отсутствует, а наилучшие результаты получены для составов NaI и LaCl3·3H2O. Результаты, представленные в данной работе, позволят получать наиболее достоверные 3D-модели распределения емкостного пространства и флюидонасыщенности при последующих рентгентомографических исследованиях карбонатных отложений.
  Ключевые слова: рентгеновская томография, рент­геноконтрастные растворы, 2D-срезы, 3D-модели, керн, карбонатные отложения, коллектор, петрофизические исследования, неоднородность, емкостное пространство, пористость, каверны, трещиноватость, остаточная водо­насыщенность, нефтенасыщен­ность, капилляриметрия.

Ефимов Артём Александрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
lpfi@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Савицкий Ян Владимирович 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
yansavitsky@yandex.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Галкин Сергей Владиславович 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
gnfd@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Шапиро Серж 
Свободный университет Берлина
shapiro@geophysik.fu-berlin.de
14195, Германия, г. Берлин, ул. Кайзервертер, 16–18

1. Pore-scale characterization of carbonates using X-ray micro-tomography / C.H. Arns, F. Bauget, A. Limaye, A. Sakellariou, T.J. Senden, A.P. Sheppard, R.M. Sok, W.V. Pinczewski, S. Bakke, L.I. Berge, P.-E. Oren, M.A. Knackstedt // Society of Petroleum Engineers Journal. – 2005. – Vol. 10, № 4. – P. 475–484. DOI: 10.2118/90368-PA.
2. Vinegar H.J. X-ray CT and NMR imaging of rocks // Journal of Petroleum Technology. – 1986. – 38. – P. 257–259. DOI: 10.2118/15277-PA.
3. Еременко Н.М., Муравьева Ю.А. Применение методов рентгеновской микротомографии для определения пористости в керне скважин [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7, № 3. – URL: http: //www.ngtp.ru/rub/2/35_2012.pdf (дата обращения: 19.07.2015).
4. Савицкий Я.В. Современные возможности метода рентгеновской томографии при исследовании керна нефтяных и газовых месторождений // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 15. – С. 28–37. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.15.4.
5. Effect of sub-core scale heterogeneities on acoustic and electrical properties of a reservoir rock: a CO2 flooding experiment of brine saturated sandstone in a computed tomography scanner / B.L. Alemu, E. Aker, M. Soldal, O. Johnsen, P. Aagard; European Association of Geoscientists & Engineers // Geophysical Prospecting. – 2012. – 61. – P. 235–250. DOI: 10.1111/j.1365-2478.2012.01061.x.
6. Multiphase flow in porous rock imaged under dynamic flow conditions with fast X-ray computed microtomography / S. Berg, R. Arm­strong, H. Ott, A. Georgiadis, S.A. Klapp, A. Schwing, R. Neiteler, N. Brussee, A. Makurat, L. Leu, F. Enzmann, J.-O. Schwarz, M. Wolf, F. Khan, M. Kersten, S. Irvine, M. Stampanoni // Petrophy­sics. – 2014. – Vol. 55, № 4. – P. 304–312.
7. Галкин С.В., Ефимов А.А. Зональность распределения вязкостей нефти, проницаемости и коэффициента подвижности для башкирских залежей территории Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 6. – С. 43–53.
8. 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.
9. Галкин В.И., Хижняк Г.П. О влиянии литологии на коэффициент вытеснения нефти водой // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 70–72.
10. Кочнева О.Е., Моисеева Т.В. Влияние геологической неоднородности коллекторов башкирского пласта на процесс извлечений нефти Сивинского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 8. – С. 28–34.
11. X-ray tomography in petrophysical studies of core samples from oil and gas fields / S.V. Galkin, A.A. Efimov, S.N. Krivo-shchekov, Ya.V. Savitskiy, S.S. Cherepanov // Russian Geology and Geophysics. – 2015. – № 5. – С. 782–792. DOI: 10.1016/ j.rgg.2015.04.009.
12. 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.
13. 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.
14. Permeability dependency on stiff and compliant porosities: a model and some experimental examples / S. Shapiro, G. Khizh­niak, V. Plotnikov, R. Niemann, P. Ilushin, S. Galkin // Journal of Geophysics and Engineering. – 2015. – № 12. – С. 376–385.
DOI: 10.1088/1742-2132/12/3/376.
15. Denney D. Digital core laboratory: reservoir-core properties derived from 3D images // Journal of Petroleum Technology. – 2004. – Vol. 56, is. 05. – P. 66–88. DOI: 10.2118/0504-0066-JPT.

  Рассматривается Озерное нефтяное месторождение, приуроченное к Соликамской депрессии, расположенное на севере Пермского края, на литолого-фациальной схеме которого выделены зоны: склона рифа, нижнего тылового шлейфа, верхнего тылового шлейфа и биогермного ядра. Оценивается эффективность реализованной системы заводнения, которая определяется как степень взаимодействия между добывающими и нагнетательными скважинами. Используются методы математической статистики – методы ранговой корреляции Спирмена и Кендалла, позволяющие определить силу и направление корреляционной связи между двумя признаками. В соответствии с данными методами оценка влияния работы нагнетательной скважины на добывающую осуществляется на основе имеющегося промыслового материала о месячных объемах закачки воды и отбора жидкости по анализируемым скважинам. Статистические методы, основанные на расчете коэффициентов ранговой корреляции Спирмена и Кендалла, не являются прямыми методами оценки гидродинамической связи между скважинами. В этой связи актуальной представляется оценка достоверности результатов их использования с помощью общепринятых методов, таких как гидропрослушивание. Отмечено, что достоверность применения статистических методов ранговой корреляции Спирмена и Кендалла при оценке степени взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами подтверждена данными гидропрослушивания. Максимальная степень взаимодействия отмечается между скважинами, расположенными в пределах одной и той же литолого-фациальной зоны, выделенной по И.С. Путилову. Также отметим, что экспресс-оценка взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами может быть выполнена с использованием статистических методов ранговой корреляции Спирмена и Кендалла.
  Ключевые слова: карбонатный коллектор, сложно­построенная залежь, естественная трещиноватость, раскрытость тре­щин, гидродинамические исследования скважин, ранговая корреляция Спирмена, ранговая корреляция Кендалла, гидропрослу­ши­вание пласта, литолого-фациальные зоны.

Мартюшев Дмитрий Александрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
martyushevd@inbox.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Илюшин Павел Юрьевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
ilushin-pavel@yandex.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Вилесов А.П. Разнообразие типов трещиноватости в верхнедевонских органогенных постройках Березниковской карбонатной платформы (Пермский край) // Рифы и карбонатные псефитолиты: материалы всероссийского литологического совещания. – Сыктывкар: Геопринт, 2010. – С. 45–47.
2. 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.
3. 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. – С. 6–12. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.1
4. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Черепанов С.С. Разработка методики оценки возможностей выделения типов коллекторов по данным кривых восстановления давления по геолого-промысловым характеристикам пласта // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 17. – С. 32–40. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.17.4
5. 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.
6. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. – М.: Недра, 1986. – 608 с.
7. Khanna A., Neto L.B., Kotousov A. Effect of residual opening on the inflow performance of a hydraulic fracture // International Journal of Engineering Science. – 2014. – № 74. – P. 80–90. DOI: 10.1016/j.ijengsci.2013.08.012.
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. – P. 223–230. DOI: 10.1016/j.ijrmms.2013.02.012.
9. Благовещенский Ю.Н. Тайны корреляционных связей в статистике: монография. – М.: Научная книга: ИНФРА-м, 2009. – 158 с.
10. Дородницын В.А. Групповые свойства разностных уравнений. – М.: Физматлит, 2001. – 236 с
11. Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти. – М.: Недра, 1986. – 385 с.
12. Djebbar T., Erle C. Donaldson petrophysics: Theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. – 2nd ed. – Elsevier, 2004. – Р. 889.
13. Пономарева И.Н. К обработке кривых восстановления давления низкопродуктивных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 6. – С. 78–79.
14. Ерофеев А.А., Пономарева И.Н., Мордвинов В.А. К определению пластового давления при гидродинамических исследованиях скважин в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. – С. 98–100.
15. Amanat U. Chaudry. Oil well testing handbook / Advanced TWPSON Petroleum Systems Inc. – Houston, 2004. – 525 p.
16. Earlougher R.C., Jr. Advances in well test analysis / Society of Petroleum Engineers of AIME. – New York, 1977. – 264 p.

  Текущее состояние разработки ряда месторождений Пермского края отличается невысоким текущим коэффициентом нефтеотдачи и исчерпанием потенциала заводнения для продолжения экономически эффективной довыработки остаточных запасов нефти.
  Для повышения эффективности разработки, увеличения коэффициента нефтеотдачи залежей применяются водогазовые смеси. Учитывая слоисто-неоднородное строение коллекторов и небольшие мощности прослоев, водогазовая смесь может быть экономически эффективно применена для создания значительных по объему потокоотклоняющих барьеров с целью повышения охвата пласта заводнением и, как следствие, увеличения коэффициента извлечения нефти в различных геолого-технологических условиях разработки терригенных и карбонатных коллекторов Пермского края.
  Одной из разновидностей газовых методов воздействия на пласт является закачка водогазовой смеси c недиспергированной или диспергированной газовой фазой. В результате применения этих смесей происходит повышение насыщенности газом промытых зон пласта, что снижает их фазовую проницаемость и перераспределяет потоки вытесняющих агентов как по толщине, так и по площади.
  Рассмотрено применение водогазовой смеси c недиспергированной и диспергированной газовой фазой для довытеснения нефти из терригенной и карбонатной двухслойных керновых моделей пласта. Каждая двухслойная модель состояла из двух параллельно расположенных керновых моделей, моделирующих низкопроницаемый и высокопроницаемый пропластки.
  Результаты выполненных исследований свидетельствуют об эффективности применения водогазовых смесей для повышения нефтеотдачи в карбонатных и терригенных коллекторах. Водогазовые смеси показали также свою эффективность для перераспределения потоков в слоисто-неоднородных пластах.
Использование недиспергированной и диспергированной водогазовой смеси приводит к увеличению коэффициента вытеснения как низкопроницаемой, так и высокопроницаемой моделей, при этом применение диспергированной водогазовой смеси приводит к более высоким значениям коэффициента вытеснения и более существенному перераспределению потоков.
  Сравнение результатов применения водогазовых смесей в терригенной и карбонатной моделях показало: применение диспергированной водогазовой смеси с целью увеличения коэффициента вытеснения одинаково эффективно при закачке как в терригенные, так и в карбонатные коллекторы; применение недиспергированной водогазовой смеси более эффективно в карбонатном коллекторе.
  Ключевые слова: лабораторные исследования, керн, модель пласта, проницаемость, коэффициент вытеснения нефти водой, водогазовая смесь, слоисто-неоднородный коллектор, по­то­ко­отклоняющая технология

Хижняк Григорий Петрович 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
xgp@pstu.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Амиров Алексей Маратович 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
aam@pstu.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Гладких Евгений Александрович 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
gladkih.ea@mail.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Кишмирян Артак Паргевович 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
artakkishmiryan@mail.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Потаскуев Максим Андреевич 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
mpotaskuev@mail.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Walker J.V., Turner J.L. Performance of seeligson zone 20B-07 enriched-gas-drive project // Journal of Petroleum Technology. – 1968. – Vol. 20. – P. 369–373. DOI: 10.2118/1884-PA.
2. Фильтрация газированной жидкости и других многокомпонентных смесей в нефтяных пластах / М.Д. Розенберг, С.А. Кундин, А.К. Курбанов [и др.]. – М.: Недра, 1969. – 454 с.
3. Степанова Г.С. Оценка коэффициента нефтевытеснения при различных методах газового и водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. – 1991. – № 7. – С. 18–19.
4. Stephenson D.J., Graham A.G., Luhning R.W. Mobility control experience in the joffre viking miscible CO2 flood // SPE Reservoir Engineering. – 1993. – 193. DOI: 10.2118/23598-PA.
5. Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A. Review of WAG field experience // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2001. – Vol. 4, № 2. – P. 97–106. DOI: 10.2118/71203-PA.
6. Результаты закачек мелкодисперсной водогазовой смеси для увеличения нефтеотдачи объекта БВ8 Самотлорского месторождения / Ю.В. Земцов, А.С. Тимчук, А.В. Баранов, А.С. Гор­деев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2013. – № 10. – С. 49–54.
7. Зацепин В.В., Максутов Р.А. Основные факторы, определяющие эффективность водогазового воздействия с одновременной закачкой воды и газа // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 10. – С. 18–24.
8. Моделирование водогазового воздействия на низкопроницаемый нефтяной пласт / С.Г. Рассохин, В.М. Троицкий, А.В. Мизин [и др.] // Газовая промышленность. – 2009. – № 5. – С. 40–44.
9. Исследование водогазового воздействия на пласт и перспективы его внедрения с помощью насосно-эжекторных систем в условиях существующей инфраструктуры нефтепромыслов / А.Н. Дроздов, Н.А. Дроздов, Е.А. Малявко, Я.Л. Алексеев, И.К. Шайхутдинов, А.Г. Захарян // SPE Russian Oil & Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition 2012, SPE-160687 Investigation of SWAG Injection and Prospects of Its Implementation with the Usage of Pump-Ejecting Systems at Existing Oil-Field Infrastructure. – 2012. – С. 852. DOI: 10.2118/160687-MS
10. Движение углеводородных смесей в пористой среде / В.Н. Николаевский, Э.А. Бондарев, М.И. Миркин [и др.]. – М.: Недра, 1986. – 190 с.
11. Симкин Э.М. Механизм доизвлечения остаточной нефти при водогазовом воздействии на обводненные пласты // Нефтегазовые технологии. – 2011. – № 6. – С. 11–16.
12. Хижняк Г.П., Амиров А.М., Савицкий Я.В. Возможности учета коэффициента вытеснения при оценке коэффициента извлечения нефти в различных геолого-техно­ло­гических условиях разработки терригенных и карбонатных коллекторов Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 49–55.
13. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. – М.: Миннефтепром, 1986. – 19 с.
14. Experimental investigation of the effect of injection water salinity on the displacement efficiency of miscible carbon dioxide WAG flooding in a selected carbonate reservoir / A. Zekri, H. Al-Attar, O. Al-Farisi, R. Almehaideb, E.G. Lwisa // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2015. – № 5. – С. 363–373. DOI: 10.1007/s13202-015-0155-0.
15. Зацепин В.В., Максутов Р.А. Обзор современного состояния экспериментальных исследований технологий водогазового воздействия с раздельной закачкой воды и газа // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 6. – С. 16–24.
16. Majidaie S., Onur M., Tan I.M. An experimental and numerical study of сhemically enhanced water alternating gas injection // Petroleum Science. – 2015. – № 12. – Р. 470–482. DOI: 10.1007/s12182-015-0033-x.

  Приводятся результаты анализа текущего состояния разработки объектов терригенного девона Пермского края. Проведено ранжирование объектов по принадлежности к тектонической структуре. Разрабатываемые объекты подразделяются на 3 основные группы: объекты, входящие в состав месторождений Верхнекамской впадины, Бабкинской седловины, Башкирского свода. Установлено, что объекты терригенного девона Пермского края обладают схожими признаками.
  Выполнен анализ опыта разработки терригенного девона в Башкортостане и Татарстане. Проведена сравнительная характеристика с объектами по группе ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». По результатам анализа геолого-физических характеристик, а также систем разработки месторождений Пермского края, Татарстана и Башкортостана установлена схожесть объектов разработки терригенного девона по ряду параметров, однако было отмечено, что пласты месторождений Пермского края обладают меньшими геологическими запасами и нефтенасыщенными толщинами.
  В качестве рекомендаций в статье предложены мероприятия по увеличению эффективности разработки объектов терригенного девона с учетом особенностей строения, стадии и дальнейших перспектив развития. На месторождениях с неподтверждением геологического строения объектов терригенного девона рекомендуется проведение дополнительных исследований. Для вовлечения запасов в разработку по ряду месторождений рекомендуется рассмотреть возможность увеличения количества точек отбора путем бурения новых скважин, вывода из консервации, перевода с вышележащего пласта. В том случае если бурение новых скважин нерентабельно, рекомендуется бурение боковых стволов. На объектах с низкой энергетикой рекомендуется организация системы поддержания пластового давления (ППД). По ряду объектов с целью увеличения продуктивности скважин необходимо проведение оптимизаций существующей системы ППД.
  Ключевые слова: терригенный девон, начальная ста­дия разработки, тектоническая структура, система разработки, отбор от начальных извлекаемых запасов, повышение эффективности разработки.

Эбзеева Ольга Разимовна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Olga.Ebzeeva@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

1. Зональный прогноз нефтегазоносности девонского терригенного нефтегазоносного комплекса на юге Пермского края / О.А. Мелкишев, В.И. Галкин, Е.Е. Кожевникова, Т.В. Карасева // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 4–8.
2. Иванов А.И. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки месторождений нефти юго-востока Татарстана: автореф. дис. … канд. геол.-мин. наук. – Уфа, 2005. – 26 с.
3. Optimization of oil deposits prospecting and exploration at the stage of high degree of exploration of the territory (by the example of Tatarstan) / R.Kh. Muslimov, R.N. Larochkina, E.R. Diya-shev, E.R. Kirillov, Sh.M. Bogateev // Geology of Fossil Fuels – Oil and Gas: Proceedings of the 30th International Geological Congress, Beijing, China, 4–14 August. – Beijing, 1996. – Vol. 18. – Part a. – Р. 57–70.
4. Кожевникова Е.Е., Карасева Т.В. Особенности формирования залежей нефти в отложениях терригенного девона южной части Пермского края // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 5. – С. 302–317.
5. Базив В.Ф. Геолого-промысловые основы управления отбором жидкости и режимами нефтяных залежей при их заводнении: автореф. дис. … д-ра геол.-мин. наук. – М., 2007. – 198 c.
6. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – 496 с.
7. Гаттенбергер Ю.П., Халимов Э.М. Литологические залежи нефти в девонских отложениях Урало-Поволжья // Геология нефти и газа. – 1958. – № 8. – С. 25–29.
8. Russia oil and gas exploration laws: regulation handbook. Vol. 1. Strategic information, regulations, contacts. – Washington: International Business Publications, 2013. – 290 p.
9. Ахметгареев В.В., Корнилова П.Ф. Совершенствование системы разработки на месторождениях Татарстана на поздней стадии на примере Бондюжского нефтяного месторождения [Электронный ресурс]. – URL: www.tatnipi.ru/upload/sms/2012/geol/002.pdf (дата обращения: 20.09.2015).
10. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Р.Д. Абду­л­мазитов, А.К. Багаутдинов [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1996. – Т. 1. – 281 с.
11. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. – М.: Недра, 1976. – 247 с.
12. Халимов Э.М. Высокая нефтеотдача с применением традиционного заводнения реальна при соблюдении проектного режима разработки [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2007. – T. 2. – URL: www.ngtp.ru/rub/9/001.pdf (дата обращения: 10.09.2015).
13. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – 355 с.
14. Muslimov R.Kh. The growing role of enhanced oil recovery in replenishment of oil reserves // International Journal of Science Georesources. – 2007. – Vol. 2 (10). – P. 2–5.
15. Atchley S.C., West L.W., Sluggett J.R. Reserves growth in a mature oil field: The devonian leduc formation at Innisfail field, south-central Alberta, Canada // AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. – 2006. – Vol. 90, № 8. – P. 1153–1170. DOI: 10.1306/03030605193.

  Ножовская группа нефтяных месторождений находится на юге Пермского края. Основными осложняющими факторами при разработке этих месторождений являются низкая проницаемость продуктивных пластов, низкие пластовые температуры, высокая обводненность скважинной продукции, высоковязкая нефть с высоким содержанием парафинов, серы и неуглеводородных компонентов. Анализ осложненного фонда скважин, составляющего 67 % действующего фонда, показывает, что основными причинами осложнений являются асфальтеносмолопарафиновые отложения (АСПО) и высоковязкие водонефтяные эмульсии, которые влекут за собой преждевременный выход из строя глубинно-насосного оборудования, снижение продуктивности скважин, сокращение межочистного и межремонтного периодов.
  В статье проведен анализ охвата осложненного АСПО фонда скважин используемыми на практике технологиями, предупреждающими образование отложений. Эффективным методом предупреждения образования АСПО является дозирование ингибиторов парафиноотложений на забой скважины. Результатами исследований проб нефти и АСПО Ножовской группы месторождений установлено, что нефть является тяжелой, высоковязкой. АСПО относится к асфальтеновому типу. Оценка эффективности применения ингибиторов проводилась с использованием статистических критериев принятия решений. По результатам проведенного анализа выявлено, что эффективными ингибиторами АСПО на месторождениях Ножовской группы являются различные составы марки СНПХ. К недостаткам применяемой технологии следует отнести отсутствие универсального ингибитора АСПО для нефти Ножовской группы месторождений, высокий удельный расход ингибиторов, постоянно изменяющиеся свойства добываемой жидкости, которые требуют постоянной корректировки использующихся ингибиторов.
  С целью снижения затрат на ингибиторную защиту скважин от АСПО целесообразными являются подбор новых ингибирующих композиций с деэмульгирующими свойствами и опытно-промысловые испытания нетрадиционных технологий их использования путем закачки на забой скважин и в призабойной зоне пласта.
  Ключевые слова: добывающая скважина, способ эксплуатации, асфальтеносмолопарафиновые отложения, осложнения при добыче нефти, свойства пласта и флюида, ингибиторы парафиноотложений.

Устькачкинцев Егор Николаевич 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
egoruv@mail.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Мелехин Сергей Викторович 
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми 
sv_melekhin@inbox.ru
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

1. Турбаков М.С., Чернышов С.Е., Устькачкинцев Е.Н. Анализ эффективности технологий предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений на месторождениях Пермского Прикамья // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 122–123.
2. Хижняк Г.П., Усенков А.В., Устькачкинцев Е.Н. Осложняющие факторы при разработке Ножовской группы месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 13. – С. 59–68. DOI: 10.15593/2224-9923/2014.13.6.
3. Лекомцев А.В., Турбаков М.С., Мордвинов В.А. Определение глубины интенсивной парафинизации скважин Ножовской группы месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 32–34.
4. Щербаков А.А., Турбаков М.С., Дворецкас Р.В. Анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи месторождений пермского прикамья с трудноизвлекаемыми запасами // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 12. – С. 97–99.
5. Турбаков М.С. Обоснование и выбор технологий предупреждения и удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений в скважинах: автореф. дис. … канд. техн. наук. – СПб., 2011. – 24 с.
6. Stephenson W.K. Producting asphaltenic crude oils: problems and solutions // Petroleum Engeneer Int. – 1990. – June. – P. 24–31.
7. Лялин С.В., Собянин В.Д., Кречетов А.М. Использование твердых ингибиторов асфальтопарафиновых отложений // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 3. – С. 77–79.
8. Эффективность мероприятий по предупреждению образования и удалению асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / В.А. Мордвинов, М.С. Турбаков, А.В. Лекомцев, Л.В. Сергеева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – № 8. – С. 78–79.
9. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. – М.: Недра, 1969. – 192 с.
10. Шамрай Ю.В., Рахимзянов Р.Г. Промышленные испытания удалителей ингибиторов АСПО // Нефтяное хозяйство. – 1986. – № 4. – С. 58–61.
11. Репин Д., Исланов Р., Ревизский Ю. Применение химреагентов для борьбы с отложениями парафина в скважинах // Нефтяник. – 1985. – № 2. – С. 11–12.
12. Совершенствование устройств очистки нефтепроводов от парафина / В.Д. Гребнев, М.С. Турбаков, Е.О. Третьяков, Е.П. Рябоконь // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 8. – С. 112–113.
13. Абашеев Р.Г. О классификации асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. – 1984. – № 6. – С. 48–49.
14. Нефтепромысловая химия: в 5 т. Т. 5. Глущенко В.Н., Силин М.А., Герин Ю.Г. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. – М.: Интерконтакт наука, 2009. – 475 с.
15. An evaluation of new asphaltene inhibitors: laboratory study and field testing / M.N. Bouts, R.J. Wiersma, H.M. Muijs, A.J. Samuel // Journal of Petroleum Technology. – 1995. – SPE 28991. – Vol. 47, is. 09. – P. 782–787. DOI: 10.2118/28991-PA.
16. Thomas D.C., Becker H.L., Del Real Soria R.A. Controlling asphaltene deposition in oil wells // SPE Production & Facilities. – 1995. – Vol. 10, № 2. – P. 119–123. DOI: 10.2118/25483-PA.
17. Emulsions: fundamentals and applications in the petroleum industry / ed. by L.L. Schramm. – Washington: ACS, 1992. – 428 p.
18. Турбаков М.С. К выбору реагентов для предупреждения образования и удаления АСПО в добывающих скважинах // Вестник Пермского государственного технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2006. – № 1. – С. 118–121.
19. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков и др.; под ред. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишем­гужина. – Уфа: Монография, 2003. – 302 с.
20. Подбор реагентов для решения проблем добычи и транс­портировки высокопарафинистых и высоковязких нефтей ОАО «Белкамнефть» / Г.М. Рахматуллина, Н.В. Мясоедова, Т.А. Зуева [и др.] // Материалы 3-й всерос. науч.-практ. конф. «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа» (Томск, 20–24.09.2004 г.). – Томск: Изд-во Ин-та оптики атмосферы СО РАН, 2004. – С. 237–240.
21. Гарифулин И.Ш. Эффективность применения специального погружного кабельного устройства для предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 12. – С. 92–94.
22. Иванов А.Д., Турбаков М.С. Удаление асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации скважин Сибирского месторождения // Вестник Пермского государственного технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2006. – № 1. – С. 37–40.
23. Турбаков М.С., Ерофеев А.А., Лекомцев А.В. К определению глубины начала образования асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 10. – С. 62–65.

  Магнитное поле в зазоре погружных асинхронных двигателей привода электроцентробежных насосов из-за малого количества пазов статора имеет ярко выраженный ступенчатый характер распределения. Такое магнитное поле содержит широкий спектр высших пространственных гармоник со значительными по величине амплитудами, оказывающими негативное влияние на рабочие и эксплуатационные характеристики погружных электродвигателей.
  Разработана схема трехфазной двухслойной обмотки статора, токи в обмотках фаз которой возбуждают в зазоре двигателя магнитное поле, его распределение по длине внутренней окружности статора близко к синусоидальной форме. Обмотка статора содержит три однофазные обмотки, образованные равным числом катушек. Катушки соединены между собой по одинаковым схемам, обеспечивающим пространственный сдвиг осей обмоток на 120°. Каждая из однофазных обмоток на протяжении двойного полюсного деления статора образована  катушками, в состав которых входит  групп с одинаковым числом катушек в группах. Каждая группа характеризуется различной шириной входящих в нее катушек и различным числом образующих катушки витков по сравнению с другими группами катушек. При этом катушки одной из групп выполнены минимальной ширины, с минимальным числом витков. Ширина и число витков катушек каждой последующей группы отличается от ширины и числа витков катушек предыдущей группы. Катушки с большей шириной и большим количеством витков размещены концентрически по отношению к катушкам с минимальной шириной и минимальным числом витков. Части объема пазов, остающиеся свободными после укладки катушек данной однофазной обмотки, используются для размещения катушек двух других однофазных обмоток, выполненных аналогично.
  Асинхронные двигатели с обмоткой статора описанной конструкции обеспечивают увеличение электромагнитного момента, снижение потерь и температуры нагрева, повышение КПД, экономию меди, уменьшение вибраций и шумов.
  Результаты работы рекомендуются к использованию предприятиями электромашиностроения, осуществляющими серийное производство электрических машин переменного тока.
  Ключевые слова: погружной асинхронный двигатель, электроцентробежный насос, трехфаз­ная обмотка статора, магнитное поле, высшие пространственные гармоники, эксплуатационные характеристики

Беляев Евгений Фролович 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
pcpn@pstu.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Цылев Павел Николаевич 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
pcpn@pstu.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Щапова Ирина Николаевна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
irina.shchapova@gmail.com
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Щапов Владислав Алексеевич 
Институт механики сплошных сред Уральского отделения Российской академии наук 
shchapov@icmm.ru
614013, Россия, г. Пермь, ул. Акад. Королёва, 1

1. Нефтегазовое дело: в 6 т. / под ред. проф. А.М. Шаммазова. Т. 3. Добыча нефти и газа / Ю. В. Зейгман. – СПб.: Недра, 2011. – 285 с.
2. Каталог нефтяного оборудования, средств автоматизации, приборов и спецматериалов: в 2 т. / ВНИИОЭНГ. – М., 1994. – Т. 2. – 165 c.
3. Кисаримов Р.А. Справочник электрика. – 4-е изд., испр. и доп. – М.: Радиософт, 2010. – 512 с.
4. Костенко М.П., Пиотровский Л.М. Электрические машины. Ч. 2. Машины переменного тока. – М.–Л.: Энергия, 1965. – 648 c.
5. Брускин Д.Э., Зорохович А.Е., Хвостов В.С. Электрические машины и микромашины: учеб. для приборостроит. специальностей вузов. – М.: Высшая школа, 1971. – 430 с.
6. Геллер Б., Гамата В. Высшие гармоники в асинхронных машинах / пер. с англ. под ред. З.Г. Каганова. – М.: Энергия, 1981. – 352 с.
7. Кучера Я., Гапл И. Обмотки электрических вращательных машин. Прага: Изд-во Академии наук ЧССР, 1963. – 983 с.
8. Привалов И.И. Ряды Фурье. – 2-е изд., испр. и доп. – М.: Объединенное научно-техническое издательство, 1931. – 164 с.
9. 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.
10. Вольдек А.И. Электрические машины: учеб. для студентов высш. техн. учеб. заведений. – 2-е изд., перераб. и доп. – Л.: Энергия, 1974. – 840 с.
11. Беляев Е.Ф., Шулаков Н.В. Дискретно-полевые модели электрических машин: учеб. пособие. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2009. – Ч. I, II. – 457 с.
12. Обмотки электрических машин / В.И. Зимин, М.Я. Каплан, А.М. Палей, И.Н. Рабинович, В.П. Фёдоров, П.А. Хаккен. – 5-е изд., перераб. – М.–Л.: Госэнергоиздат, 1961.– 475 с.
13. Завгородний В.Д., Кедык Л.Н. Многофазная двухслойная концентрическая обмотка: пат. 1690103 Рос. Федерация № 4693769/07; заявл. 19.05.1989; опубл. 07.11.1991. – Бюл. № 41. – 9 с.
14. Данн Д.Б. мл., Форт У. Обмотка трехфазного двигателя: пат. 2,905,840 США. № 672,296; заявл. 16.07.1957; опубл. 22.09.1959. – 10 с.
15. Беляев Е.Ф., Ташкинов А.А., Цылёв П.Н. Обмотка статора трехфазных электрических машин переменного тока: пат. 2508593 Рос. Федерация № 2012136476/07; заявл. 27.08.2012; опубл. 27.02.2014. – Бюл. № 6. – 10 с.
16. Беляев Е.Ф., Ташкинов А.А., Цылёв П.Н. Трехфазный асинхронный электродвигатель с высоким значением коэффициента мощности // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 91–102.
17. Цылев П.Н., Щапова И.Н. Направления повышения коэффициента мощности асинхронных электроприводов механизмов предприятий нефтегазовой отрасли // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 16. – С. 77–85. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.16.9.

  Газодинамические явления в виде внезапных отжимов призабойной части пород происходят при ведении подготовительных и очистных горных работ в условиях Верхнекамского и Старобинского месторождений калийных солей. Внезапные отжимы призабойной части пород происходят из груди забоя интенсивностью не более единиц тонн, но совершаемая ими работа угрожает жизни шахтеров и вызывает разрушение отдельных конструктивных элементов дорогостоящих проходческо-очистных комбайнов. В настоящее время оборудование проходческо-очистных комбайнов щитами ограждения не дает эффекта защиты персонала от поражающих факторов газодинамических явлений данного вида.
  В работе приводятся результаты геомеханического обоснования применения вогнуто-плоской формы забоя горной выработки для управления внезапными отжимами призабойной части пород при проходке подготовительных и очистных горных выработок. Пространственное моделирование напряженно-деформированного состояния соляного породного массива в окрестности забоя горной выработки проводилось на основе метода граничных элементов в линейно-упругой постановке. Для решения задачи о напряженно-деформированном состоянии кусочно-однородной упругой среды непрямым методом граничных элементов применялась итерационная схема для граничных и двойных (контактных) элементов на основе метода Зейделя с использованием кусочно-линейной аппроксимации на треугольных элементах. При использовании геомеханической модели линейно деформируемого массива применялся метод суперпозиции решений. При этом расчетная схема расчленяется на две части: расчетная схема для нетронутого породного массива, нагруженного объемными силами горного давления, и расчетная схема для невесомого породного массива с горной выработкой, контур которой нагружен объемными силами горного давления, действующими в нетронутом массиве и направленными в сторону выработки. При анализе запредельного состояния горных пород в окрестности забоя использовался комплексный критерий Кулона. Геомеханическая оценка проводилась для двух форм забоя – плоской и вогнуто-плоской. Установлено, что вогнуто-плоская форма забоя по сравнению с плоской обеспечивает более устойчивое состояние соляного породного массива впереди забоя за счет существенного снижения уровня действующих в массиве напряжений и деформаций.
  Ключевые слова: газодинамические явления, горная выработка, проходческо-очист­ной комбайн, внезапный отжим, фор­ма забоя, метод граничных элементов, запредельное состояние, критерий Кулона, газосолевой по­ток, щит ограждения.

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

1. Проскуряков Н.М., Ковалев О.В., Мещеряков В.В. Уп­рав­ление газодинамическими процессами в пластах калийных руд. – М.: Недра, 1988. – 239 с.
2. Ковалев О.В., Ливенский В.С., Былино Л.В. Особенности безопасной разработки калийных месторождений. – Минск: Полымя, 1982. – 96 с.
3. Проскуряков Н.М. Внезапные выбросы породы и газа в калийных рудниках. – М.: Недра, 1980. – 263 с.
4. Проскуряков Н.М. Управление состоянием массива горных пород. – М.: Недра, 1991. – 368 с.
5. Проскуряков Н.М., Ковалев О.В., Мещеряков В.В. Управ­ление газодинамическими процессами в пластах калийных руд. – М.: Недра, 1988. – 239 с.
6. Зорин А.Н. Управление динамическими проявлениями горного давления. – М.: Недра, 1978. – 175 с.
7. Зорин А.Н., Долинина Н.Н. Управление гетерогенным упруго-наследственным горным массивом. – Киев: Наукова думка, 1981. – 285 с.
8. Прогноз и предотвращение выбросов пород и газа / В.Н. Потураев, А.Н. Зорин, В.Е. Забигайло [и др.]. – Киев: Наукова думка, 1986. – 160 с.
9. 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.
10. Banerjee P.K. Integral equaion methodsfo analysis of piece-wise nonhomogeneous three-dimensional elastic solids of arbitrary shape // Int. J. Mech. Sci. – 1976. – Vol. 18. – P. 293–303.
11. Banerjee P.K., Butterfield R. Boundary element methods in geomechanics // Finite elements in geomechanics / ed. by G. Gudehus. – London: Wiley, 1977.
12. Tomlin G.R., Butterfield R. Elastic analysis of zone orthotropic continua // Proc. ASCE. – Engng Mech. Div. – 1974. – Vol. EM3. – P. 511–529.
13. Oliveira E.R. Plane stress analysis by a general integral method // J. ASCE. Eng. Mehc. Div. – 1968. – Febr. – P. 79–85.
14. Watson J.O. Analysis of thick shells with holes by using integral eqation method: Ph.D. thes. – Southampton Univ, 1973.
15. Jaswon M.A., Symm G.T. Integral equation methods in potential theory and elastostatics. – London: Academic Press, 1977.
16. Крауч С., Старфилд А. Методы граничных элементов в механике твердого тела. – М.: Мир, 1987. – 328 с.
17. Бенерджи П., Баттерфилд Р. Метод граничных элементов в прикладных науках. – М.: Мир, 1984. – 494 с.

  В существующих шахтных калориферных установках (ШКУ), предназначенных для нагрева воздуха, подаваемого в воздухоподающие стволы в холодное время года, используется калориферный канал. Часть воздуха из ШКУ подается по калориферному каналу, а часть подсасывается через надшахтное здание за счет общешахтной депрессии, создаваемой шахтной главной вентиляторной установкой (ГВУ). При этом возникает проблема смешения этих двух потоков воздуха, вследствие чего нарушается тепловой режим в стволах, что может привести к нарушению герметизации межтюбинговых уплотнений. Кроме того, строительство калориферного канала связано с дополнительными финансовыми затратами.
  В статье приведено описание ШКУ, расположенной в надшахтном здании. Отличительной особенностью предложенной конструкции ШКУ является то, что теплообменники располагаются по периметру надшахтного здания в один ряд. В этом случае не требуется строительства калориферного канала, а следовательно, исключается проблема смешения холодного и нагретого в ШКУ потоков воздуха.
  Выполнено математическое моделирование процесса подготовки воздуха (в программном пакете Soldworks Flow Simulation) в теплообменниках калориферной установки, расположенной по периметру надшахтного здания, и смешения в воздухоподающем стволе потоков холодного и нагретого в ШКУ воздуха, поступающего по калориферному каналу. Проведен сравнительный анализ работы обеих типов ШКУ, в результате которого доказывается эффективность предложенной конструкции установки: равномерное распределение теплового поля по всему сечению воздухоподающего ствола, снижение затрат энергетических ресурсов на воздухоподготовку и электроэнергии на работу ГВУ за счет «преобразования» отрицательной общерудничной естественной тяги в положительную.
  Ключевые слова: шахтная калориферная установка, надшахтное здание, теплообменник, воздухоподающий ствол, энергоэффективность, математическое моделирование.

Алыменко Николай Иванович 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
nik.alymenko@yandex.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

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

Николаев Виктор Александрович 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
nikolaev.va.pstu@mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29

Каменских Антон Алексеевич 
Горный институт Уральского отделения Российской академии наук 
anton.kamenskikh@mi-perm.ru
614007, Россия, г. Пермь, ул. Сибирская, 78а

1. Правила безопасности при ведении горных работ и переработке твердых полезных ископаемых: Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. – М.: Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности, 2014. – Сер. 03, вып. 78. – 276 с.
2. Николаев А.В. К вопросу о рациональном использовании электроэнергии и природных ресурсов при работе калориферных установок // Молодой ученый. – 2012. – № 9. – С. 32–35.
3. Результаты математического моделирования смешивания холодного и теплого потоков воздуха в воздухоподающем стволе рудника / Н.И. Алыменко, А.В. Николаев, А.А. Камен­ских, А.И. Петров // Горное оборудование и электромеханика. – 2014. – № 12. – С. 31–33.
4. Hanjalic K., Launder B.E. A Reynolds stress model of turbulence and its application to thin shear flows // J. Fluid Mech. – 1972. – Vol. 52, № 4. – P. 609–638. DOI: 10.1017/S002211207200268X.
5. Движение воздуха в воздухоподающем и вентиляционном стволах рудника / Н.И. Алыменко, Каменских А.А., Николаев А.В., Петров А.И. // Актуальные проблемы повышения эффективности и безопасности эксплуатации горно-шахтного и нефтепромыслового оборудования: материалы I междунар. науч.-практ. конф., 27–30 октября 2014 г. – Пермь: Изд-во ПНИПУ, 2014. – С. 122–125.
6. Васильев Е.М., Николаев А.В., Королев Н.А. Система уп­равления электроприводом нагнетательных вентиляторов и сетевого насоса для поддержания теплового режима в шахтных стволах // Горное оборудование и электромеханика. – 2015. – № 1. – С. 20–24.
7. Николаев А.В., Постникова М.Ю., Мохирев Н.Н. Сравнительный анализ потребления тепло- и энергоресурсов шахтными калориферными установками // Вестник Пермского государственного технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2010. – № 5. – С. 95–102.
8. McPherson M.J., Robinson G. Barometric survey of shafts at Baaulbay Mine, Cleveland Potash // Mine vent. South Africa. – 1980. – Vol. 33. – P. 145–164.
9. Анализ работы системы воздухоподготовки на руднике БКПРУ-2 / А.В. Николаев, Н.И. Алыменко, А.М. Седунин, Г.З. Файнбург, В.А. Николаев // Горный информационно-ана­ли­тический бюллетень. – 2015. – № 2. – С. 255–265.
10. Комаров В.Б., Килькеев Ш.Х. Рудничная вентиляция. – М.: Недра, 1969. – 416 с.
11. Бурчаков А.С., Мустель П.И., Ушаков К.З. Рудничная аэрология. – М.: Недра, 1971. – 376 с.
12. Мохирев Н.Н., Радько В.В. Инженерные расчеты вентиляции шахт. Строительство. Реконструкция. Эксплуатация. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2007. – 324 с.
13. Comprehensive and integrated mine ventilation consultation model / Jianwei Cheng, Yan Wu, Haiming Xu, Jin Liu, Yekang Yang, Huangjun Deng, Yi Wang // Tunneling and underground space technology. – 2015. – Vol. 45. – P. 166–180. DOI: 10.1016/j.tust.2014.09.004.
14. Alymenko N.I., Nikolaev A.V. Influence of mutual alignment of mine shafts on thermal drop of ventilation pressure between the shafts // Journal of Mining Science. – 2011. – Vol. 47, № 5. – Р. 636–642. DOI: 10.1134/S1062739147050121.
15. Bruce W.E. Natural draft: its measurement and modeling in underground mine ventilation systems. – US: Dept. of Labor, Mine Safety and Health Administration, 1986. – 34 p.
16. Лялькина Г.Б., Николаев А.В. Определение величины и направления общерудничной естественной тяги с заданной доверительной вероятностью // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. – 2015. – № 2. – С. 124–129.
17. Linden P.F. The fluid mechanics of natural ventilation // Annual Review of Fluid Mechanics. – 1999. – Vol. 31. – P. 201–238. DOI: 10.1146/annurev.fluid.31.1.201.
18. Николаев А.В. Управление тепловыми депрессиями в си­стемах вентиляции калийных рудников: дис. … канд. техн. наук / Перм. нац. исслед. политехн. ун-т. – Пермь, 2012. – 159 с.
19. Алыменко Н.И., Норин А.А., Минин В.В. Влияние естественной тяги воздухоподающих стволов на проветривание калийных рудников // Вентиляция шахт и рудников. Интенсификация воздухообмена и пылегазообразование в горных выработках. – Ленинград: Изд-во ЛГИ, 1989. – С. 54–57.
20. Николаев А.В., Королев Н.А. Ресурсо- и энергосберегающие технологии подготовки шахтного воздуха в холодное время года // Master’s Journal. – 2014. – № 1. – С. 182–187.
21. Алыменко Н.И., Николаев А.В., Седнев Д.Ю. Зависимость воздухораспределения от величины тепловых депрессий, действующих между стволами // Геология и полезные ископаемые Западного Урала. – 2011. № 11. – С. 199–201.
22. Алыменко Н.И., Николаев А.В., Каменских А.А. Вариант расположения шахтной калориферной установки в стене надшахтного здания // Известия высших учебных заведений. Горный журнал. – 2015. – № 2. – С. 99–106.
23. Шахтная калориферная установка: пат. 141759 Рос. Федерация: МПК E21F1/08; E21F3/00 / А.В. Николаев, Н.И. Алы­­менко, В.А. Николаев, А.М. Седунин; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «Пермский национальный исследовательский политехнический университет». № 2013149747/03; заявл. 06.11.2013; опубл. 10.06.2014. – Бюл. № 16.
24. Николаев А.В. Способы повышения эффективности под­готовки шахтного воздуха на подземных горно-добы­ваю­щих предприятиях // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 10, ч. 1. – С. 50–55.