Выполнен анализ данных лабораторных исследований керна для ряда месторождений Башкирского свода. Установлены зависимости между параметрами пористости, объемной плотности и проницаемости горных пород. Представительная выборка образцов керна песчаника визейских пластов при помощи линейного дискриминантного анализа разделена на классы плотных пород (неколлекторов), поровых (гранулярных) коллекторов и коллекторов с аномально высокой проницаемостью. Представлено обоснование использования параметра плотности породы в качестве дополнительного критерия прогнозирования значений проницаемости.
  Для каждого выделенного класса коллекторов выполнен статистический анализ, в результате которого установлено, что для плотных пород (1-й класс) и коллекторов с аномально высокими коллекторскими свойствами (3-й класс) проницаемость в значительно меньшей степени контролируется пористостью и плотностью пород, чем для порового коллектора (2-й класс), который характеризуется устойчивыми связями коэффициентов проницаемости не только с пористостью пород, но и с их плотностью.
  Предложенная методика прогнозирования проницаемости реализована при построении фильтрационной модели визейского объекта на одном из месторождений Башкирского свода, где для каждого класса коллекторов построены многомерные уравнения регрессии для определения проницаемости на основе комплексного влияния показателей пористости и плотности. Приведено сравнение двух расчетов геолого-гидродинамических (фильтрационных) моделей: в первой реализации модели проницаемость определена стандартным методом, во второй – по предложенной методике рассчитана как функция от пористости и плотности пород.
  Результаты сравнения расчетов показывают значительное улучшение адаптации модифицированной модели по сравнению со стандартным подходом. Предложенная методика моделирования проницаемости рекомендуется как начальный шаг при настройке проницаемости и адаптации фильтрационной модели, при котором комплексно учитываются выявленные связи между петрофизическими характеристиками эксплуатационного объекта.
  Ключевые слова: керн, пористость, плотность, проницаемость, линейная дискриминантная функция, трехмерная гидродинамическая модель, уравнение регрессии, поровый коллектор, адаптация, скважина, добыча нефти.

Репина Вера Андреевна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Vera.Repina@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

1. Халимов Э.М. Детальные геологические модели и трехмерное моделирование // Нефтегазовая технология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7, № 3. – 17 с.
2. Резванов Р.А., Смирнов О.А. Типизация коллекторов как средство повышения точности определения проницаемости // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 2. – С. 42–45.
3. Кошовкин И.Н., Белозеров В.Б. Отображение неоднородностей терригенных коллекторов при построении геологических моделей нефтяных месторождений // Известия Томского политехнического университета. – 2007. – Т. 310, № 2. – С. 26–32.
4. Методика перехода от средней керновой прони­цаемости к «истиной» / В.Н. Боганик, А.И. Медведев, А.Ю. Медведева, Н.А. Пестрикова, В.В. Пестов, В.А. Резниченко, В.Л. Ярметов // Технологии ТЭК. Нефть и капитал. –2005. – № 1. – С. 29–64.
5. Методика отображения в цифровой геологической модели литолого-фациальных особенностей терриген­ного коллектора / В.П. Мангазеев, В.Б. Белозеров, И.Н. Кошовкин, А.В. Рязанов // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 5. – С. 66–70.
6. Бобров С.Е., Евдощук А.А., Розбаева Г.Л. Повышение точности прогноза проницаемости на основе выделения классов коллекторов и их изучения в объеме пласта Hx-I Сузунского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 2. – С. 46–49.
7. Hovadik J.M., Larue D.K. Static characterization of reservoirs: refining the concepts of connectivity and continuity // Petroleum Geoscience. – 2007. – Vol. 13. – P. 195–211. DOI: 10.1144/1354-079305-697
8. Дерюшев А.Б. О необходимости сопоставления геологических и гидродинамических характеристик залежей по данным трехмерного моделирования на примере продуктивного пласта Тл2-б Ножовского месторождения нефти // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 13. – С. 15–25. DOi: 10.15593/2224-9923/2014.13.2
9. Davis J.C. Statistics and data analysis in geology. – 3rd ed. – John Wiley & Sons, 2002. – 656 p.
10. Вистелиус А.В. Основы математической геологии. – Л.: Недра, 1980. – 389 с.
11. Девис Дж.С. Статистический анализ данных в геологии: в 2 кн. – М.: Недра, 1990. – Кн. 1. – 319 с.
12. Девис Дж.С. Статистический анализ данных в геологии: в 2 кн. – М.: Недра, 1990. – Кн. 2. – 426 с.
13. Афифи А.А., Эйзен С.П. Статистический анализ. Подход с использованием ЭВМ. – М.: Мир, 1982. – 488 c.
14. Лагутин М.Б. Наглядная математическая статистика: учеб. пособие. – М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2007. – 472 с.
15. Вероятность и математическая статистика: энциклопедия / под ред. Ю.В. Прохорова. – М.: Большая российская энциклопедия, 2003. – 912 с.
16. Елисеева И.И., Юзбашев М.М. Общая теория статистики: учеб. / под ред. И.И. Елисеевой. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Финансы и статистика, 2002. – 480 с.
17. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Репина В.А. Исследование процесса нефтеизвлечения в коллекторах различного типа пустотности с использованием многомерного статистического анализа // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15, № 19. – С. 145–154. DOI: 10.15593/2224-9923/2016.19.5
18. Дрейпер Н., Смит Г. Прикладной регрессионный анализ. – М.: Вильямс, 2007. – 912 c.
19. Айвазян С.А. Прикладная статистика и основы эконометрики. – М.: Юнити, 2001. – 432 c.
20. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика: учеб. пособие для вузов. – 10-е изд., стереотип. – М.: Высшая школа, 2004. – 479 с.
21. Общая теория статистики: учеб. / под ред. Р.А. Шмойловой. – 3-е изд., перераб. – М.: Финансы и статистика, 2002. – 560 с.
22. Дементьев Л.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии: учеб. пособие для вузов. – М.: Недра, 1988. – 204 с
23. Pang-Ning Tan, Michael Steinbach, Vipin Kumar. Introduction to data mining. – Boston: Pearson Addison Wesley, 2005. – 769 p.
24. Afifi A., May S., Clark V.A. Practical multivariate analysis. – 5 ed. – Chapman and Hall/CRC, 2011. – 537 p.
25. Дементьев Л.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии: учеб. пособие для вузов. – М.: Недра, 1988. – 204 с.
26. Справочник по математическим методам в геологии / Д.А. Родионов, Р.И. Коган, В.А. Голубева [и др.]. – М.: Недра, 1987. – 335 с.
27. 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.
28. Комплексирование исторических данных при обосновании пространственного распрост­ранения и фильтрационных свойств высокопро­ницаемых интервалов в разрезе пласов шеркалинской свиты Талинской площади / М.Н. Николаев, Е.В. Ермилов, Р.А. Гнилицкий, А.С. Сагайдачная, С.А. Кониенко // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 28–31.
29. Поплыгин В.В., Галкин С.В. Прогнозная экспресс-оценка показателей разработки нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 3. – С. 112–115.
30. Дополнение к технологической схеме разработки Гондыревского месторождения / Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми. – Пермь, 2015. – T. 1. – 419 с.

  Современный уровень изучения строения Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения характеризуется внедрением сейсморазведки 3D, выполненной по технологии полноазимутальной системы наблюдений с кратностью 240. Сложные сейсмогеологические условия в пределах данной части Восточной Сибири диктуют повышенные требования к качеству проведения полевых сейсморазведочных работ 3D. Геологический разрез района работ характеризуют нижнепротерозойские образования кристаллического фундамента и вендские, кембрийские, юрские, четвертичные отложения осадочного чехла. Основную роль в строении осадочного чехла играют терригенно-карбонатные отложения венда и галогенно-карбонатные образования кембрия. Продуктивная часть разреза относится к ботуобинскому, хамакинскому и талахскому горизонтам и характеризуется очень сложным строением природных резервуаров. Изучение строения продуктивной части разреза продиктовано необходимостью подготовки месторождения к эксплуатационному бурению и последующей его разработки. С целью выявления особенностей строения продуктивной части разреза в регионе со сложными сейсмогеологическими условиями используется миграция до суммирования в глубинной области. Выполняемая широкоазимутальная система наблюдения направлена на изучение важнейших вопросов строения среды: направление и характер изменения трещиноватости, изучение азимутальной анизотропии скоростных характеристик разреза, выявление характеристик изменения упругих свойств. Адаптированы и внедрены в практику сейсморазведочных работ основные технологии изучения анизотропии свойств геологического разреза: 1) метод, основанный на изучении геометрических атрибутов; 2) азимутальный анализ скоростей; 3) азимутальный AVO-анализ (AVAZ); 4) анизотропная инверсия. По результатам обработки и комплексной интерпретации сейсморазведочных материалов работ МОГТ-3Д на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении получена важнейшая информация о геологическом строении отложений осадочного чехла и продуктивной части разреза, что позволило значительно уточнить представление о строении продуктивных горизонтов и геологическом развитии данной территории, более адекватно определить пространственное распространение коллекторов и оценить запасы с учетом вновь построенной структурно-тектонической модели.
  Ключевые слова: Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, ботуобинский горизонт, хамакинский горизонт, талахский горизонт, широкоазимутальная система наблюдения, трещиноватость, азимутальный анализ скоростей, азимутальный AVO-анализ (AVAZ), анизотропная инверсия, анизотропная глубинная миграция, высокоразрешающая сейсморазведка, структурно-тектоническая модель, сейсморазведка 3D, сейсмические атрибуты, упругие импедансы, кубы атрибутов.

Давыдов Алексей Владимирович
ООО «Газпром геологоразведка»
office@ggr.gazprom.ru
625000, Россия, г. Тюмень, ул. Герцена, 70

Погрецкий Александр Владимирович
ООО «Газпром геологоразведка»
a.pogretskiy@ggr.gazprom.ru
625000, Россия, г. Тюмень, ул. Герцена, 70

Смирнов Олег Аркадьевич
ООО «ИНГЕОСЕРВИС»
osmirnov@ingeos.info
652019, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 211

Лукашов Андрей Викторович
ООО «ИНГЕОСЕРВИС»
info@ingeos.info
652019, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 211

Правдухин Андрей Петрович
ООО «ИНГЕОСЕРВИС»
apravduh@ingeos.info
652019, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 211

Курчиков Аркадий Романович
Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН 
niigig_ku@sibtel.ru
625000, Россия, г. Тюмень, ул. Володарского, 56

Бородкин Владимир Николаевич
Тюменский индустриальный университет 
info@ingeos.info
652019, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 211

1. Современная геолого-геофизическая модель Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / С.Г. Крекнин, А.В. Погрецкий, Д.Н. Крылов, В.Ю. Трухин, Н.Р. Ситдиков // Геология нефти и газа. 2016. – № 2. – С. 44–55.
2. Берзин А.Г., Марсанова М.Р., Иванов И.С. О перспективах открытия нефтегазоносного бассейна в подфундаментных отложениях Непско-Пеледуйс­кого свода на юго-западе Республики Саха (Якутия) [Электронный ресурс] / Международный научный институт «Educatio» // Науки о Земле. – 2014. – II. – URL: http://edu-science.ru/ (дата обращения: 14.01.2017).
3. Бурова И.А., Кубетова Н.Л., Шостак К.В. Распространение основных соленосных толщ в верхневендско-нижнекембрийском осадочном комплексе Западной Якутии [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. – Т. 6, № 4. – URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/46_2011.pdf (дата обращения: 11.01.2017).
4. Фомин А.М., Моисеев С.А., Топешко В.А. Талахский продуктивный горизонт (условия формиро­вания, строение и перспективы нефтегазоносности) // Интерэкспо Гео-Сибирь-2012: VIII Междунар. конф. «Недропользование. Горное дело. Новые направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых». – Новосибирск, 2012. – Т. 2. – С. 14–18.
5. Фомин А.М., Моисеев С.А. Строение и условия формирования ботуобинского нефтегазоносного горизонта на северо-востоке Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2014. – № 2. – С. 60–65.
6. Шемин Г.Г. Тектонические предпосылки перспектив нефтегазоносноcти Непско-Ботуобинской антеклизы // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Лено-Тунгусской провинции / Сиб. науч.-исслед. ин-т геологии, геофизики и минерального сырья. – Новосибирск, 1982. – С. 40–47.
7. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклиза и Катангская седловина) / Ин-т геологии и геофизики Сибирского отделения Академии наук СССР. – Новосибирск, 2007. – 467 с.
8. Шемин Г.Г., Фортунатова Н.К. Детальная корреляция вендско-нижнекембрийских подсолевых отложений Предпатомского регионального прогиба и смежной территории Непско-Ботуобинского антеклизы (Сибирская платформа) // Геология нефти и газа. – 2012. – № 4 (12). – С. 8–25.
9. К вопросу о формировании нефтяных залежей (оторочек) месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы / Г.П. Косачук, С.В. Буракова, С.И. Буточкина, Е.В. Мельникова, Н.В. Будревич // Вести газовой науки. – 2013. – № 5 (16). – С. 114–123.
10. Природные резервуары рифей-венд-кембрийского осадочного бассейна юга Сибирской платформы: особенности строения и закономерности размещения / О.В. Постникова, Л.Н. Фомичева, Л.В. Соловьева, В.В. Пошибаева, Е.С. Коновальцева // Геология нефти и газа. – 2010. – 6. – С. 54–64.
11. Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения // Вести газовой науки. – 2013. – № 1 (12). – С. 145–160.
12. Берзин А.Г., Сафронов А.Ф., Ситников В.С. Эволюция процессов тектогенеза и осадконакопления в геологической истории востока Сибирской платформы // Региональная геология месторождения полезных ископаемых: материалы междунар. конф. «Горно-геологическое образование в Сибири». – Томск, 2001. – Т. 1. – C. 18–22.
13. Колотущенко Л.Д. Основные продуктивные горизонты Ботуобинского нефтегазоносного района: дис. … канд. геол.-мин. наук. – Якутск, 1984. – 184 с.
14. Ивченко О.В. Зависимость удельной продуктивности терригенных коллекторов от их фациальной принадлежности на примере северного блока ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения // Сб. науч. ст. аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВНИИГАЗ». – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. – С. 42–50.
15. Стратиграфическая схема терригенных отло­жений венда северо-востока Непско-Ботуобинской антеклизы / М.В. Лебедев, С.А. Моисеев, В.А. Топешко, А.М. Фомин // Геология и геофизика. – 2014. – 5. – С. 874–890.
16. Тарасенко А.Б. Литолого-генетический анализ вендского терригенного комплекса Непско-Ботуобинской антеклизы // VII Всероссийское литологическое совещание. – Новосибирск, 2013. – С. 198–202.
17. Лебедев М.В. Стратиграфическая схема терригенных отложений венда северо-востока Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология и геофизика. – 2014. – Т. 55, № 5–6. – С. 874–890.
18. Лебедев М.В. Теоретические основы построения фациальных моделей осадочных нефтегазоносных бассейнов и опыт фациального моделирования терригенных отложений венда северо-востока Непско-Ботуобинского НГО (Сибирская платформа): дис. … д-ра геол.-мин. наук. – Тюмень, 2015. – 281 с.
19. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология (терригенные коллекторы). – Томск: Центр профессиональной подготовки специалистов нефтегазового дела ТПУ, 2007. – 155 с.
20. Козлов Е.А. Модели среды в разведочной сейсмологии. – Тверь, 2006. – 480 с.
21. Castagna J.P., Bazle M.L., Kan T.K. Rock physics – the link between rock properties and AVO response // Offset-dependent reflectivity – Theory and practice of AVO analysis / Eds. J.P. Castagna, M.M. Backus. – SEG, 1993. – P. 13–171.
22. Dong W. AVO detectability against tuning and stretching artifacts // Geophysics. – 1999. – Vol. 64, № 2. – P. 494–503. DOI: 10.1190/1.1444555
23. Goodway B., Chen T., Downton J. Rock parameterization and AVO fluid detection using Lame petrophysical factors – λ, μ and λϱ, μϱ // EAGE. – 1999. – Expanded Abstracts. – Р. 6–51.
24. Swan H.W. Properties of direct hydrocarbon indicators // Offset-dependent reflectivity – theory and practice of AVO analysis / Eds. J.P. Castagna, M.M. Backus. – SEG, 1993. – P. 78–92. DOI: 10.1190/1.9781560802624.ch1
25. Cambois G. AVO inversion and elastic impedance // SEG. – 2000. – Expanded Abstracts. – Р. 1–4.
26. Connolly P. Elastic impedance // The Leading Edge. – 1999. – Vol. 18, № 4. – P. 438–452. DOI: 10.1190/1.1438307
27. Debski W., Tarantola A. Information on elastic parameters obtained from the amplitudes of reflected waves // Geophysics. – 1995. – Vol. 60, № 5. – P. 1426–1436. DOI: 10.1190/1.1443877
28. Gardner G.H.F., Gardner L.W., Gregory A.R. Formation velocity and density – the diagnostic
basics for stratigraphic traps // Geophysics. – 1974. – Vol. 39, № 6. – P. 1603–1615. DOI: 10.1190/1.1440465
29. Garotta R., Granger P.-Y., Dariu H. Elastic parameter derivations from multi-component data // SEG. – 2000. – Expanded Abstracts. – P. 154–157.
30. Thomsen L. Weak elastic anisotropy // Geophysics. – 1986. – Vol. 51, № 10. – P. 1954–1966. DOI: 10.1190/1.1442051
31. VerWest B., Masters R., Sena A. Elastic impedance inversion // SEG. – 2000. – Expanded Abstracts. – P. 150–152.

  Рассмотрено исследование закономерностей кольматажа пор, трещин пород нефтяного пласта шламом выбуренной породы.
  При вскрытии нефтяного пласта вращательным или ударно-канатным бурением на забое возникают сложные физико-химические процессы, обусловленные качеством промывочной жидкости, интенсивностью промывки, вращением колонны бурильных труб, наличием шлама на забое и технологией проводки скважины. При ударно-канатном бурении вскрытие нефтяного пласта сопровождается знакопеременными гидроимпульсными воздействиями в призабойной зоне, которые оказывают существенное влияние на качество работ.
  Недооценка перечисленных факторов при вскрытии нефтяных пластов приводит в конечном счете к снижению проницаемости нефтяных пород и дебита скважины.
  Четкое представление физико-химических процессов на забое при вскрытии нефтяных пластов и управление этими процессами в значительной степени позволяют избежать снижения проводимости пород пласта, а в отдельных случаях интенсифицировать ее.
  Основные условия повышения эффективности бурения нефтяных скважин – это применение таких методов вскрытия и освоения нефтяного пласта, которые обеспечивают сохранение естественной его пористости и проницаемости или способствуют их увеличению в призабойной части скважины.
  Решающий фактор при выборе технологии вскрытия и освоении нефтяного пласта – его физико-химические параметры.
  За последние годы вопросам технологии вскрытия и освоения нефтяных пластов уделяется большое внимание. В ряде случаев недостаточно учитываются геолого-физические свойства коллектора, физико-химические свойства пластовой нефти, горных пород и промывочной жидкости, гидродинамическое взаимодействие системы «нефтяной пласт – скважина» в процессе вскрытия и освоения, что часто приводит к неправильным выводам о возможности использования фактических запасов нефти для нужд народного хозяйства.
  Под вскрытием нефтяных пластов следует понимать технологический процесс, при котором в продуктивном нефтяном пласте образуется выработка для оборудования нефтяной части скважины. Освоение нефтяного пласта – технологические операции, обеспечивающие оборудование нефтяной части скважины и восстановление естественной нефтепроницаемости пласта или искусственное увеличение ее для достижения максимального дебита скважины.
  Ключевые слова: нефтяной пласт, выбуренный шлам, закольматированный слой, расход нефти, промывочная жидкость, кольматант, бурильные трубы, вскрытие, перепад давления, бурение, скважина, трещиноватые породы, движение жидкости, забой.

Мамедов Васиф Талыб оглы 
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности 
mikailova_nigar@mail.ru
AZ1010, Азербайджан, г. Баку, пр. Азадлыг, 20

Микаилова Нигяр Энвер кызы 
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности 
mikailova_nigar@mail.ru
​AZ1010, Азербайджан, г. Баку, пр. Азадлыг, 20

1. Ясашин А.М. Вскрытие опробования и испытания скважин. – М.: Недра, 1979. – 264 с.
2. Мамедов В.Т., Микаилова Н.Э. Определение силы, подаваемой на пакер, при эксплуатации фонтанных скважин // Известия высших технических учебных заведений Азербайджана. – 2015. – № 4 (98). – С. 52–55.
3. Технология и техника добычи нефти: учеб. для вузов / А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.М. Хасаев, В.Н. Гусев. – М.: Недра, 1986. – 382 с.
4. Варламов П.С. Испытание пластов много­циклового действия. – М.: Недра, 1982. – 247 с.
5. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для вузов. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. – 632 с.
6. Максимов В.П. Эксплуатация нефтяных месторож­дений в осложненных условиях. – М.: Недра, 1976. – 239 с.
7. Черный И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. – М.: Недра, 1975. – 296 с.
8. Аврушенко В.Х. Резиновые уплотнители. – Л.: Химия, 1978. – 136 с.
9. Литвинов В.М. К вопросу о деформировании уплот­нительных манжет // РНТС ВНИИОЭНГ. Серия: Машины и нефтяное оборудование. – 1965. – № 5. – С. 18–21.
10. Микаилова Н.Э. Определение силы, требуемой для уплотнения межтрубного пространства на скважинах // Теоретическая и прикладная механика. – 2015. – № 2 (38). – С. 24–28.
11. Каталог компаний Maritime Hydraulics / The University of Alaska Fairbanks, 1998–1999.
12. Composite catalog of Oil Field Equipment and Services. Texas, USA, World Oil A Gulf Publishing Company Publication, 1979–1981.
13. Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений / А.Б. Сулейманов [и др.]. – М.: Недра, 1986. – 285 с.
14. Agarwal R.G., Al-Hussainy R., Ramey H.J. An investigation of wellbore storage and skin effect in unsteady liquid flow. I // Analytical Treatment, Society of Petroleum Engineers Journal. – 1970. – Vol. 10, iss. 03. – P. 279–290. DOI: 10.2118/2466-PA
15. Kohlhaas C.A. A method for analyzing pressures measured during drillstem-test flow periods // Journal of Petroleum Technology. – 1972. – Vol. 24, iss. 10. – P. 1278–1282. DOI: 10.2118/3695-PA
16. Ramey H.J. Short-time well test data interpretation in the presence of skin effect and wellbore storage // Journal of Petroleum Technology. – 1970. – Vol. 22, iss. 1. – P. 97–104. DOI: 10.2118/2336-PA
17. Качанов Л.М. Основы теории пластичности. – М.: Наука, 1969. – 420 с.
18. Квашнин Г.П. Технология вскрытия и освоения водоносных пластов. – М.: Недра, 1987. – 247 с.
19. Гайворонский А.А., Цыбин А.А. Крепление скважин и разобщение пластов. – М.: Недра, 1981. – 387 с.
20. Шакиров А.Ф., Белов А.Е., Рязанцев Н.Ф. О режимах испытания объектов в бурящихся скважи­нах // Нефтяное хозяйство. – 1973. – № 6. – С. 14–17.
21. Ильский А.Л., Шмидт А.П. Буровые машины и механизмы. – М.: Недра, 1989. – 396 с.
22. Северинчик Н.А. Машины и оборудование для бурения скважин. – М.: Недра, 1986. – 386 с.
23. Скрыпник С.Г. Техника для бурения нефтяных и газовых скважин на море. – М.: Недра, 1989. – 310 с.
24. Вервекин А.В. К вопросу автоматизации процесса бурения нефтяных и газовых скважин винтовыми забойными двигателями // Вестник Пермского национального исследовательского поли­технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 10. – С. 49–65. DOI: 10.15593/2224-9923/2014.10.5
25. Lyons C. Working guide to drilling equipment and operations. – Houston: Gulf Publishing, 2010. – P. 617.
26. Микаилова Н.Э. Определение эксплуатационной характеристики пакеров при различных способах освоения нефтяных пластов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2015. – № 10. – С. 23–25.

  Одной из актуальных проблем разработки нефтяных месторождений является повышение эффективности нефтепромысловой подготовки углеводородов. Решение этой проблемы может значительно повысить степень подготовки нефти, уменьшить потери углеводородов с дренажной водой, тем самым улучшить экологию окружающей среды и принести дополнительную прибыль предприятию. В работе были изучены система сбора и подготовки воды и нефти месторождения Каражанбас, влияние поверхностно-активных веществ (ПАВ) на водонефтяные эмульсии в условиях данного месторождения. Кроме того, был избран химический реагент-деэмульгатор, имеющий наиболее эффективные свойства для промысловой подготовки продукции скважин месторождения Каражанбас. Приведены результаты лабораторных исследований водонефтяной эмульсии, физико-химического анализа состава воды, новых химических реагентов-деэмульгаторов, рекомендуемых для опытно-промысловых испытаний на месторождении Каражанбас. Анализируя результаты лабораторных исследований, можно сделать вывод, что по степени обезвоживания все испытуемые химические реагенты уступают базовому реагенту-деэмульгатору «Рандем-2208», а по обессоливающим свойствам базовый деэмульгатор уступает деэмульгаторам марки «Victory-2, 3» и «Rauan-2050». В ходе анализа установлено, что деэмульгатор марки «Victory-1» по сравнению с базовым и другими деэмульгаторами не проявляет высокую деэмульгирующую способность. Деэмульгатор марки «Victory-2» по сравнению с базовым «Рандем-2208» показал наименьшую деэмульгирующую способность, степень обезвоживания составляет 60,67 %. Деэмульгатор «Victory-3» по сравнению с базовым продуктом «Рандем-2208» обеспечивает достаточно хорошее обезвоживание. У деэмульгатора марки «Rauan-2050» по сравнению с базовым деэмульгатором «Рандем-2208» хорошая деэмульгирующая способность, с ростом водонасыщенности нефти его расход уменьшается. При этом путем целенаправленного повышения водонасыщенности подготовленной реологически сложной нефти до предельного ее значения можно в несколько раз уменьшить расход деэмульгатора, не снижая при этом эффективность процесса обезвоживания нефти.
  Ключевые слова: подготовка нефти, вода, водонефтяная эмульсия, вязкость, плотность, химические реагенты, обезвоживание, деэмульгатор, поверхностно-активное вещество, кинетика, хлористые соли, реологические свойства, физико-химические свойства, химический состав, эффективная дозировка, расход реагента.

Исмайылов Гафар Гуламгусейн
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности
q.ismaylov@asoiu.edu.az
AZ1010, Азербайджан, г. Баку, пр. Азадлыг, 20

Избасаров Есен Исламбердиевич
АО «КазНИПИмунайгаз»
Izbasarov_E@kaznipi.kz
130000, Республика Казахстан, г. Актау, 6-й микрорайон, д. 2

Адыгезалова Мехпара Бабаверди кызы
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности
mehpareadigozelova@yahoo.com
AZ1010, Азербайджан, г. Баку, пр. Азадлыг, 20

Халилов Руслан Закир
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности
ruslan.khalilov@bakerhughes.com
AZ1010, Азербайджан, г. Баку, пр. Азадлыг, 20

1. Трубопроводный транспорт нефти и газа: учеб. для вузов / Р.А. Алиев, Б.Д. Белоусов, А.Г. Немудров [и др.]. – М.: Недра, 1988. – 368 с.
2. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. – Уфа: Башкортостан, 1987. – 168 с.
3. Ахметов А.Т., Телин А.Г., Корнилов А.А. Дисперсионные и реологические характеристики обратных водонефтяных эмульсий на основе нефтей // Научно-технический вестник ЮКОС. – 2004. – № 9. – С. 43–50.
4. Ахметов Р.А., Блейхер Э.М. Трубопроводный транспорт высоковязких нефтей с жидкими углеводородными разбавителями // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – М.: ТНТО, 1970. – 52 с.
5. Ахметов Р.М., Ливанов Ю.В. Диспетчеризация и учет на нефтепроводах. – М.: Недра, 1976. – 351 с.
6. Стимулирование свойств реагентов физичес­кими полями в процессе деэмульсации нефтей / М.К. Багиров, О.Т. Багиров, Ф.А. Рамазанова, И.Н. Келова // Процессы нефтехимии и нефтепе­реработки. – 2002. – 1 (8). – С. 19–22.
7. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1981. – 261 с.
8. Трубопроводный транспорт нефти / Г.Г. Васильев [и др.]. – М.: Недра, 2002. – Т. 1. – 361 с.
9. Сварофская Н.А. Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции. – Томск: Изд-во Томск. политехн. ун-та, 2004. – 268 с.
10. Серкебаева С.Б. Особенности реологии водно-нефтяных эмульсий // Нефтепромысловое дело. – 2015. – № 1.
11. Промысловой сбор и подготовка аномальных нефтей: сб. науч. тр. ВНИИСПТнефть. – Уфа, 1986. – 137 с.
12. Жуйко П.В. Разработка принципов управления реологическими свойствами аномальных нефтей: автореф. дис. … д-ра техн. наук. – Ухта, 2003. – 43 с.
13. Нурмаммедов Р.Г., Исмайылов Г.Г. Об изменении показателей качества нефтей при их смешивании // Вестник Казахстанско-Британского технического университета. – 2013. – № 1 (24). – С. 19–27.
14. Серкебаева Б.С., Мырзагалиева К.Н. Оптими­зация технологии применения деэмульгаторов // Нефть и газ: сб. тез. – М., 2015. – Т. 1. – C. 391.
15. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения / Д.Н. Левченко, Н.В. Бергштейн, А.Д. Худакова, Н.М. Николаева – М.: Энергоиздат, 1987. – 464 c.
16. Трубопроводный транспорт нефти / Г.Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов; под ред. М.С. Вайнштока. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. – Т. 1. – 497 с.
17. Нефтегазовое дело [Электронный научный журнал]. – URL: http://www.ogbus.ru (дата обращения: 13.01.2017).
18. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. – М.: Недра, 1977. – 260 с.
19. Pal R. Techniques for measuring composition (oil and water content) of emulsions // Colloids & Surfaces. – 1994. – № 84. – P. 141–193. DOI: 10.1016/0927-7757(93)02711-M
20. Water-in-crude oil emulsions from the Norwegian continental shelf. Part II. Chemical destabilization and interfacial tensions // Colloid and Polymer Science. – 1990. – Vol. 268, № 4. – P. 389–398. DOI: 10.1007/BF01411682
21. Effective structure factor of osmotically deformed nanoemulsions / T.G. Mason, S.M. Graves, J.N. Wilking, M.Y. Lim // Journal of Physical Chemistry B. – 2006. – Vol. 110. – P. 22097–22102. DOI: 10.1021/jp0601623
22. Berli C.L.A. Rheology and phase behavior of aggregating emulsions related to droplet-droplet interactions // Brazilian Journal of Chemical Engineering. – 2007. – Vol. 24. – P. 203–210. DOI: 10.1590/S0104-66322007000200005
23. Oliveira R.C.G., Goncalves M.A.L. Emulsion rheology – theory vs. field observation // Proc. Offshore Technology Conference. – Houston, Texas, 2005. OTC Paper 17386.
24. Nour A.H., Yunus R.M. Stability investigation of water-in-crude oil Emulsion // Journal of Applied Sciences. – 2006. – Vol. 6. – P. 2895–2900. DOI: 10.3923/jas.2006.2895.2900
25. Macroscopic vs. local rheology of yield stress fluids / P. Coussot, L. Tocquer, C. Lanos, G. Ovarlez // Journal of Non-Newtonian Fluid Mechanics. – 2009. – Vol. 158, № 1–3. – P. 85–90. DOI: 10.1016/j.jnnfm.2008.08.003
26. Исмайылов Г.Г., Сафаров Н.М., Гасанов Х.И. О перспективах и целесообразности применения технологий гидротранспорта в Азербайджане // Трубопроводный транспорт – 2011: материалы междунар. техн. симп. – М., 2011. – С. 19–24.
27. Исмайылов Г.Г., Сафаров Н.М., Келова И.Н. О новом подходе к структурно-реологическим свойствам водонефтяных эмульсий // Вестник Азербайджанской инженерной академии. – 2011. – Т. 3, № 2. – С. 81–94.
28. Гумбатов Г.Г. Изучение процесса сбора, транспорта и подготовки нефтей в условиях морских месторождений Азербайджана. – Баку: Эльм, 1996. – 240 с.
29. ГОСТ 14870-77. Продукты химические. Методы определения воды. – М.: Изд-во стандартов, 1977. – 14 с.
30. ГОСТ 21534-76. Методы определения содержания хлористых солей. – М.: Изд-во стандартов, 1976. – 17 с.

  Рассмотрена эффективность геолого-технологических методов (ГТМ) воздействия на призабойную зону продуктивных пластов (ПЗП) для увеличения производительности дренирующих их скважин. В настоящее время основной информацией для выбора технологии ГТМ, соответствующей состоянию конкретной ПЗП, является, согласно руководящим документам, величина скин-фактора (S), определяемая расчетным путем по результатам гидродинамических исследований скважин. Чем больше положительная величина этого коэффициента при одинаковых дебитах, тем раньше планируется проведение ГТМ в скважине. На последнем месте остаются скважины с отрицательным значением S. Чем больше его величина, тем меньше вероятность проведения ГТМ. Никакого отношения к выбору параметров конкретной технологии ГТМ величина S не имеет. Причиной тому служит физическая сущность данного безразмерного коэффициента. Согласно руководящим документам, он дает некую обобщенную виртуальную оценку состояния ПЗП скважины по принципам хорошее – плохое и более – менее. Таким образом, характеристики ПЗП, необходимые для выбора параметров конкретной технологии проведения ГТМ в каждой скважине, остаются неизвестными.
  В работе выполнен анализ реальных физических объектов, составляющих конструктивную основу ПЗП, свойства которых определяют величину S. Приведен исторический обзор развития данного параметра начиная с 1949 г. Установлено, что обобщенная единая характеристика ПЗП в основном отображает два ее свойства, отличающиеся по конструктивному признаку, – это удельная поверхность дренажной системы скважины и гидродинамическое сопротивление ее пластового фильтра. Предложена методика определения численных значений этих параметров. В заключение приведены примеры практического использования предложенных характеристик ПЗП для анализа причин изменения продуктивности одной из добывающих скважин Пермского края в процессе ее четырехлетней эксплуатации и причин изменения продуктивности еще пяти скважин после ГТМ.
  Ключевые слова: скважина, пласт, призабойная зона, скин-фактор, параметры, продуктивность, приведенный радиус, дренажная система, гидродинамическое сопротивление, эффективность, удельная поверхность, пластово-дренажный фильтр.

Дзюбенко Анатолий Иванович
ООО «Инно-Технолоджи»
idd3011@yandex.ru
614070, Россия, г. Пермь, бульвар Гагарина, 39

Никонов Андрей Николаевич
ООО «Универсал-Сервис»
Anikonov@usvc.pnsh.ru
614000, Россия, г. Пермь, ул. Петропавловская, 54

Мерсон Михаил Эдуардович
Геологическая компания Isotop
idd3011@yandex.ru
7075001, Израиль, г. Гедера, ул. Гаярок, 20

1. Van Everdingen A.F., Hurst W. The application of the laplace transformation to flow problems in reservoirs // Journal of Petroleum Technology. – 1949. – Vol. 1, № 12. – P. 305–323. DOI: 10.2118/949305-G
2 Joers C.J., Smith R.V. Determination of effective formation permeabilities and operation efficiencies // The Petroleum Engineer. – 1954. – № 11. – С. 15–22.
3. Miller C.C., Dyis A.B., Hutchinson C.A. The estimation of permeability and reservoir pressure from bottom – hole pressure build – up characteristics // Journal of Petroleum Technology. – 1950. – Vol. 2, № 4. – Р. 91–104. DOI:10.2118/950091-G
4. Щелкачев В.Н. Влияние радиуса и гидродина­мического несовершенства скважины на еt производительность // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1950. – № 9. – С. 5–10.
5. Horner D.R. Pressure build – up in wells // Proc. Third World Petroleum Congress. – The Hague, 1951.
6. Глаговский М.М. Дебит скважин, не совершенных по степени вскрытия пласта // Тр. Моск. нефт. ин-та. – М.: Гостоптехиздат, 1951. – Вып. 11. – С. 45–48.
7. Xейн А.Л. Теоретические основы и методика определения параметров пласта по данным испытания несовершенных скважин при неустановившемся режиме фильтрации жидкости и газа // Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений. – М.–Л., 1953. – С. 80–144.
8. Пилатовский В.П. Влияние призабойной макронеоднородности пласта на дебит скважин // Докл. АН СССР. – 1953. – Т. 93, № 3. – С. 417−420.
9. Исследование призабойной зоны пластов при интенсификации добычи нефти за рубежом // ВНИИОНГ. Серия: Нефтепромысловое дело. – М., 1985
10. Пономарева И.Н., Савчик М.Б., Ерофеев А.А. Условия применения скин-фактора для оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7. – С. 114–115.
11. Савчик М.Б., Пономарева И.Н. Оценка состояния прискважинных зон при обработке недовосстановленных кривых восстановления давления // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2011. – № 2 – С. 77–82.
12. Thomas G.B. Analysis of pressure buildup data // Petroleum Transactions of AIME. – 1953. – Vol. 198. – Р. 126–128.
13. Пилатовский В.П. Фильтрация жидкости в несовершенном пласте // Основы точных наук. – 1954. – № 4. – С. 121–132.
14. Щелкачев В.Н., Назаров С.Н. Учет влияния гидродинамического несовершенства скважин в условиях упругого режима // Нефтяное хозяйство. – 1954. – № 5. – С. 35–41.
15. Временная инструкция по установлению технологического режима и исследования скважин. – М.: Гостоптехиздат, 1954. – 55 с.
16. Временная инструкция по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин / В.Н. Васильевский, С.Г. Каменецкий-Федоров [и др.]. – М.: Миннефтепром; Всесоюз. науч. исслед. ин-т, 1963. – 68 с.
17. Степанов В.П., Кузмин В.М. Руководство по гидродинамическим исследованиям неоднородных пластов. – М.: ОНТИ ВНИИ, 1972. – 159 с.
18. Минеев Б.П. Определение параметров пласта по кривой восстановления давления с учетом гидродинамического несовершенства скважин // РНТС. ВНИИОЭНГ. Серия: Промысловое дело. – 1976. – № 6. – С. 12–16.
19. РД 39-3-593-81. Инструкция по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин. – М.: МНП ВНИИ, 1982. – 180 с.
20. Разработка усовершенствованной технологии проведения и обработки данных гидродинамических исследований с целью увеличения продуктивности и оптимизации режимов периодически работающих скважин / сост. В.А. Мордвинов, И.Н. Пономарева, М.А. Войтенко; Перм. гос. техн. ун-т. – Пермь, 2004. – 170 с.
21. Щуров В.И. Влияние перфораций на приток жидкости из пласта в скважину // Тр. совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти. – Баку: Изд-во АН Азербайджанской ССР, 1953. – С. 144–149.
22. РД 39-0147009-509-85. Методика оценки качества вскрытия пластов и освоения скважин / Н.Р. Рабинович, Е.П. Ильясов [и др.]. – М.: МНП, ВНИИ КС и БР, 1985. – 36 с.
23. РД 39-100-91. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений / В.М. Кузмин, А.В. Свалов, Г.Г. Вахитов, В.Н. Васильевский, В.М. Мамуна [и др.]. – М.: Миннефтегазпром, 1991. – 540 с.
24. РД 153-3 9.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных месторождений / Р.Г. Шагиев, Л.Г. Кульпин, В.С. Левченко, С.Г. Вольпин, Ю.А. Мясников [и др.] / МИНЭНЕРГО, ФГУ «Экспертнефтегаз». – М., 2002. – 75 с.
25. Муфазалов Р.Ш. Скин-фактор и его значение для оценки состояния околоскважинного пространства продуктивного пласта. – Уфа: Изд-во Уфим. гос. нефт. техн. ун-та, 2005. – 44 с.
26. Трушкин В.В. Методика определения скин-фактора, разработанная при освоении Игольско-Туловского месторождения нефти // Георесурсы. – 2015. – 1 (60). – С. 7–12. DOI: 10.18599/grs.60.1.2
27. Гидродинамическое совершенство скважин / ВНИИОНГ. Серия: Нефтепромысловое дело. – М., 1983. – Вып. 1 (50).
28. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоян Д.К. Интенсификация добычи нефти. – М.: Наука, 2000. – 414 с.
29. Капцанов Б.С., Фогельсон В.Б. Обработка кривых восстановления давления в неоднородных пластах // Нефтяное хозяйство. – 1984. – № 2. – С. 39–43.
30. Ерофеев А.А., Пономарева И.Н., Турбаков М.С. Оценка условий применения методов обработки кривых восстановления давления скважин в карбо­натных коллекторах // Инженер-нефтяник. – 2011. – № 3. – С. 12–15.

  Одной из актуальных проблем при перекачке пластового флюида (нефти, воды и газа) от скважин до установки подготовки нефти является определение закона распределения температуры по длине нефтепровода при низкой температуре окружающей среды, приводящей к повышению вязкости и отложению на внутренней поверхности трубы асфальтеносмолопарафинистых веществ. Решение данной проблемы требует учета некоторых определяющих характеристик потока пластового флюида (ПФ). Сложность решения этой задачи заключается в том, что, с одной стороны, в большинстве случаях (особенно на поздней стадии разработки месторождения) ПФ является нефтяной эмульсией, содержащей газовые пузырьки, с другой стороны, градиент температуры между потоком жидкости и окружающей средой имеет существенное значение (особенно в зимний период года). При этом с повышением содержания эмульгированных водяных капель (ЭВК) в нефтяной эмульсии и с понижением температуры потока вязкость ПЖ повышается, и, следовательно, снижается производительность (эффективность) нефтеперекачивающей системы. Проведенные исследования и анализ промысловых экспериментальных данных показали, что изменение вязкости нефти от значения температуры описывается гиперболическим законом, а вязкость нефтяной эмульсии от концентрации ЭВК – параболическим. С учетом этих факторов и эмпирических законов Фурье о теплопроводности, Ньютона о теплопередаче составлен баланс тепла для определенного участка нефтепровода при установившемся режиме движения жидкости с использованием метода разделения переменных. В результате, в отличие от существующих работ, получен экспоненциальный закон распределения температуры по длине нефтепровода, учитывающий нелинейный характер изменения вязкости нефтяной эмульсии в зависимости от изменения температуры потока и концентрации воды в эмульсии. 
  Ключевые слова: нефтяная эмульсия, теплопроводность, теплопередача, трение, вязкость, тепловой баланс, температура, плотность, нефтепровод, поток, окружающая среда, концентрация воды, гидравлическое сопротивление, объемный расход, газ. 

Рзаев Аббас Гейдар оглы
Институт систем управления Национальной академии наук Азербайджана 
abbas_r@mail.ru
AZ1141, Азербайджан, г. Баку, ул. Б. Вахабзаде, 9

Расулов Сакит Рауф оглы
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности
rasulovsakit@gmail.com
AZ1010, Азербайджан, г. Баку, пр. Азадлыг, 34

Пашаев Фархад Гейдар оглы
Институт систем управления Национальной академии наук Азербайджана 
rasulovsakit@gmail.com
AZ1141, Азербайджан, г. Баку, ул. Б. Вахабзаде, 9

Салий Михаил Анатольевич
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности
rasulovsakit@gmail.com
AZ1010, Азербайджан, г. Баку, пр. Азадлыг, 34

1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту. – М.: Недра, 1972. – 324 с.
2. Келбалиев Г.И., Расулов С.Р., Рзаев А.Г. Нефтяная гидродинамика: моногр. – М.: Маска, 2015. – 360 с.
3. Келбалиев Г.И., Расулов С.Р. Гидродинамика и массоперенос в дисперсных средах: моногр. – СПб.: Химиздат, 2014. – 568 с.
4. Лейбензон Л.С. Нефтепромысловая механика: собр. тр. – М.: Изд-во Акад. наук СССР, 1955. – Том III. – С. 29–30, 252–273.
5. Wax deposition in the oil gas two-phase flow for a horizontal pipe / J. Gong, Y. Zhan [еt al.] // Energy Fuels. – 2011. – 25, 4. – Р. 1624–1632. DOI: 10.1021/ef101682u
6. Moshfeghian M., Johannes A.H., Maddox R.N. Thermodynamic properties are important in predicting pipeline operations accurately // Oil Gas J. – 2002. – 100, 11. – Р. 56–62
7. Numerical investigation of the location of maximum erosive wear damage in elbows effect of slurry velocity, bend orientation and angle of elbow / H. Zhang, Y.Q. Tan, D.M. Yang [et al.] // Powded Technology. – 2012. – Vol. 217. – P. 467–476. DOI: 10.1016/j.powtec.2011.11.003
8. Numerical simulation of concrete pumping process and investigation of wear mechanism of the piping wall / Y.Q. Tan, H. Zhang [et al.] // Tribology International. – 2012. – Vol. 4. – P. 137–144. DOI: 10.1016/j.triboint.2011.06.005
9. Pressure and temperature drop in gas transporting pipelines / B. Illes, E. Bobok, J. Zsuga, A. Toth // Advanced Logistic Systems. – 2012. – Vol. 6, № 1. – P. 159–166.
10. Energy equation derivation of the oil-gas-flow in Pipelines / J.M. Duan, W. Wang [et al.] // Oil and Gas Science and Technology – Rev. IEP Energies nouvelles. – 2013. – Vol. 68, № 2. – P. 341–353. DOI: 10.2516/ogst/2012020
11. Simulation on the temperature drop rule of hot oil Pipeline / Enbin Liu, Liuting Yang [et al.] // The Open Fuels and Energy Science Journal. – 2013. – 6. – P. 55–60. DOI: 10.2174/1876973X01306010055
12. Hongjun Zhu, Guang Feng, Qijun Wang. Numerical investigation of temperature distribution in an eroded bend pipe and prediction of erosion reduced thickness // The Scientific World Journal / Hundawi Publishing Corparation. – 2014. – Article ID 435679. – Р. 10. DOI: DOI: 10.1155/2014/435679
13. Bobok E. Fluid mechanics for petroleum engineers. – Amsterdam: Elsevier, 1993. – 236 p.
14. Determining oil well debit using оutlet temperature information processing / A. Rzayev, G. Guluyev [et al.] // Proceeding of the sixth International Conference on Management Science and Engineering Management. – London: Springer-Verlog, 2013. – Vоl. 1, Chap. 4. – Р. 55–64. DOI: 10.1007/978-1-4471-4600-1_4
15. Разработка системы управления процессом динамического отстоя нефтяной эмульсии / Аб.Г. Рзаев, С.Р. Расулов, И.А. Абасова, С.Н. Рагимова // Оборудование и технологии для нефтяного комплекса. – 2014. – № 5. – С. 40–43.
16. Indirect method measuring oil well debit / T. Aliev, A. Rzayev, G. Guluyev [et al.] // IV International Conference “Proplems of Cybernetics and Informatic”. – Baku, 2012. – Vol. III. – P. 16–18. DOI: 10.1109/ICPCI.2012.6486364
17. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. – М.: Химическая литература, 1960. – 829 с.
18. Математическое моделирование процесса теплопередачи в стволе нефтяных скважин / Г.А. Гулуев, Аб.Г. Рзаев, С.Р. Расулов [и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2015. – № 1. – С. 44–47.
19. Rheological model for flow of nonnewtonan petroleum / G.I. Kelbaliev, S.R. Rasulov, Ab.G. Rzaev, G.Z. Suleymanov, D.B. Tagiyev // Reports of National academy of sciences of Azerbaijan. – 2015. – № 1. – P. 56–59.
20. Моделирование реологических свойств неньюто­новской нефти / С.Р. Расулов, А.Г. Рзаев, И.А. Абасова, С.Н. Рагимова // Неньютоновские системы в нефте­газовой отрасли: материалы международной научной конференции, посвященной 85-летнему юбилею А.Х. Мирзаджанзаде. – Баку, 2013. – С. 210–212.

  На большинстве месторождений в нашей стране и за рубежом добыча нефти осуществляется методом заводнения нефтяных пластов. Это приводит к интенсивному перемешиванию нефти и пластовой воды и неизбежному образованию стойких водонефтяных эмульсий. Для их разрушения и получения нефти товарного качества в системах сбора, транспорта и подготовки нефти применяют реагенты-деэмульгаторы. За счет их действия при высокой обводненности нефти и определенных режимах транспорта в трубопроводе может образовываться свободная вода, которая за счет агрессивности приводит к коррозии нижней части трубопроводной системы. Поэтому на промыслах по системам транспорта продукции скважин одновременно с реагентом-деэмульгатором вводят ингибитор коррозии. Но некоторые деэмульгаторы, обладая хорошими моющими свойствами, смывают с внутренних стенок труб не только пленку нефти, но и защитную пленку адсорбированного на них ингибитора коррозии. В свою очередь, некоторые ингибиторы коррозии могут являться эмульгаторами, и добавка их в систему внутритрубной деэмульсации может оказать негативное воздействие на процессы отделения воды из нефти.
  В связи с этим весьма актуален вопрос совместимости реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов коррозии. При решении таких проблем целесообразно подбирать реагенты, которые не будут снижать деэмульгирующие и защитные свойства друг друга.
  Поскольку нефть Южно-Хыльчуюского месторождения высокопарафинистая и имеет положительную температуру застывания, при организации транспорта необходимо учитывать, что при низких температурах она проявляет резко выраженные неньютоновские свойства, а при остановке процесса перекачки возможно образование парафиновых структур. Это может привести к снижению пропускной способности нефтепровода и значительно усложнит эксплуатацию.
Исследования, проведенные в области перекачки высокопарафинистой нефти, выявили возможность использования для улучшения транспорта высокозастывающей нефти и тяжелых нефтепродуктов веществ – стимуляторов потока, так называемых депрессорных присадок. Этот способ не требует больших дополнительных капитальных затрат и при достаточно широком освоении производства присадок может быть экономически более выгодным по сравнению с другими способами перекачки.
  Ключевые слова: высокопарафинистая нефть, водонефтяные эмульсии, реологические характеристики нефти, деэмульгаторы, депрессорные присадки, ингибиторы коррозии, взаимовлияние и совместимость реагентов.

Манакова Юлия Владимировна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
juliamanakova59@yandex.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Рябов Валерий Германович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
rvg@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Ибраева Елена Васильевна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Elena.Ibraeva@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

Закшевская Людмила Васильевна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Ljudmila.Zakshevskaya@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

Сюр Татьяна Анатольевна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Tatjana.Syur@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

1. Губанов Б.Ф., Жуйко П.В., Кравченко Г.М. К вопросу транспорта нефтей пермокарбоновой залежи Усинского месторождения // Геология и разработка нефтяных месторождений Коми АССР. – М.: ВНИИОЭНГ, 1975. – С. 112–117.
2. Полимерная депрессорная присадка и ее действие на высокопарафинистую нефть / А.А. Емков [и др.] // Труды ВНИИ по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов. – Уфа, 1976. – Вып. 14. – С. 3–9.
3. Технология введения депрессорных присадок в высокопарафинистые нефти / О.В. Сазонов, Т.В. Анто­нова, Ю.А. Сковородников, Ю.В. Скрипников // Нефтяное хозяйство. – 1976. – № 1. – С. 45–46.
4. Испытание депрессорной полимерной присадки ДН-1 / О.В. Сазонов, Т.В. Антонова, Ю.А. Сково­родников, Ю.В. Скрипников // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1978. – № 3. – С. 3–5.
5. Химические средства и технологии в трубопроводном транспорте нефти / Б.Н. Мастобаев [и др.]. – М.: Химия, 2002. – 296 с.
6. Сазонов О.В., Сковородников Ю.А. Применение депрессорных присадок при пуске «горячего» нефтепровода // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1977. – № 2. – С. 9–11.
7. Сковородников Ю.А, Сазонов О.В., Скрипни-ков Ю.В. Новый способ применения депрессорных присадок при перекачке высокопарафинистых нефтей // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1977. – № 3. – С. 9–11.
8. Челинцев С.Н. Результаты опытной перекачки высокопарафинистой нефти Коми АССР, обработанной депрессорной присадкой // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1982. – № 1. – С. 10–12.
9. Губин В.Е., Емков A.A. Транспорт вязких нефтей с пристенным слоем водного раствора ПАВ // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1982. – 38 c.
10. Фролова Л.А. Экспериментальные исследования влияния депрессорных присадок на реологические свойства нефтяных смесей // Нефтяное хозяйство. – 1976. – № 2. – C. 63–65.
11. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1977. – 192 с.
12. Жуйко П.В., Челинцев С.Н., Максютин И.В. Исследование реологических свойств нефти. – Ухта: Ухтинский гос. техн. ун-т, 1999. – 54 с.
13. Применение присадок при перекачке высокопарафинистых нефтей / Ю.В. Скрипников, Ю.А. Сковородников, Т.В. Антонова, Л.А. Фролова // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1973. – № 2. – С. 3–6.
14. Жуйко П.В. Разработка принципов управления реологическими свойствами аномальных нефтей: автореф. дис. … д-ра техн. наук. – Ухта, 2003. – 43 с.
15. Познышев Г.В. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. – М.: Недра, 1982. – 221 с.
16. Тронов В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. – М.: Недра, 1974. – 272 с.
17. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. – Казань: ФЭН, 2000. – 512 с.
18. Технологии подготовки сверхвязкой нефти Татарстана / Ф.Р. Губайдулин, Р.З. Сахабутдинов, Т.Ф. Космачева, С.Н. Судыкин, А.Н. Судыкин. – Казань: Центр инновационных технологий, 2015. – 279 с.
19. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: практ. руководство. – Владивосток: Дальнаука, 2011. – 288 с.
20. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия [Электронный ресурс]. – URL: http://files.stroyinf.ru/data1/10/10031/ (дата обращения: 12.01.2017).
21. Испытания композиционного деэмульгатора СТХ-9 на объектах НГДУ «ТатРИТЭКнефть» / Р.Р. Минга­зов, О.Ю. Сладовская, Н.Ю. Башкирцева, В.П. Нефедов, А.В. Кулагин // Вестник Казанского технологического университета. – 2011. – № 10. – С. 181–186.
22. Оценка влияния различных факторов на эффективность действия деэмульгаторов / Э.И. Ахметшина, Т.Ф. Космачева, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин // Нефтяная провинция. – 2015. – № 1. – С. 53–67.
23. ПНД Ф 14.1:2.5-95. Методика выполнения измерений массовой концентрации нефтепродуктов в природных и сточных водах методом ИКС [Электронный ресурс]. – URL: http://files.stroyinf.ru/ Data2/1/4293808/4293808609.htm (дата обращения: 12.01.2017).
24. ГОСТ 14870-77. Нефть и нефтепродукты. Метод определения воды [Электронный ресурс]. – URL: http://files.stroyinf.ru/data2/1/4294836/4294836879.pdf (дата обращения: 12.01.2017).
25. ГОСТ 21534-76. Нефть. Методы определения содержания хлористых солей [Электронный ресурс]. – URL: http://standartgost.ru/g/ГОСТ_21534-76 (дата обращения: 12.01.2017).
26. Подбор реагентов-деэмульгаторов для глубокого обессоливания нефти / Э.Д. Саттарова, Р.Р. Фазулзянов, А.А. Елпидинский, А.А. Гречухина // Вестник Казанского государственного технологического университета. –2011. – № 10. – С. 165–168.
27. Семихина Л.П., Москвина Е.Н., Кольчевская И.В. Влияние физико-химических свойств реагентов на кинетику разрушения водонефтяных эмульсий при различных температурах // Вестник Тюменского государственного университета. – 2012. – № 5. – С. 72–75.
28. Особенности действия деэмульгаторов при высоких дозировках на водонефтяные эмульсии / Э.И. Ахметшина, Т.Ф. Космачева, Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдулин // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. – М., 2012. – С. 240–247.
29. Шадрина П.Н., Ленченкова Л.Е., Волошин А.И. Подбор ингибиторов с регулируемыми свойствами предотвращения выпадения парафина при транспортировке нефтей различной вязкости // Нефтяная провинция. – 2016. – № 1. – С. 83–97.
30. Изучение влияния ингибиторов коррозии на эффективность реагентов-деэмульгаторов / А.Р. Фархутдинова, Н.И. Мукатдисов, А.А. Елпи­динский, А.А. Гречухина // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – Т. 15, вып. 18. – С. 85–87.
31. Иванова Л.В., Кошелев В.Н., Васечкин А.А. Разработка технологии предотвращения образования отложений из обводненных нефтей // Труды Рос. гос. ун-та нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2012. – № 4 (269). – С. 111–118.

  В последние годы при отработке Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС) все большее значение приобретают мероприятия по предотвращению вредного влияния подземных разработок на земную поверхность и находящихся на ней промышленных, гражданских и природных объектов, а также по недопущению прорыва воды в горные выработки. Один из основных методов борьбы с этими явлениями – закладка выработанного пространства твердыми отходами переработки калийных руд.
  Растущие объемы закладочных работ приводят к увеличению нагрузки на маркшейдерскую службу горных предприятий, осуществляющую инструментальный контроль за выполнением проектных показателей по закладываемым горным выработкам. В связи с этим остро встают вопросы автоматизации обработки результатов инструментальных измерений объемов закладки и составления графической и текстовой отчетной документации.
  Для решения данной задачи авторами статьи был разработан программный модуль, позволяющий решать в автоматизированном режиме большинство задач, стоящих перед сотрудниками маркшейдерских отделов рудников ВКМКС, выполняющих функции контроля за соблюдением проектных показателей объемов закладочных работ.
  В статье приводится информация по функциональным возможностям и технической архитектуре программного модуля. Даны примеры интерфейсных решений, а также информация по объемам создаваемых отчетных документов.
  Разработанный программный модуль полностью интегрирован в создаваемую горно-геологическую информационную систему ПАО «Уралкалий». Данная система создается при непосредственном участии авторов и предусматривает в своем составе 21 автоматизированное рабочее место различных специалистов горного производства (горняки, геологи, маркшейдеры, геофизики, геомеханики, экологи и др.), начиная от первичного звена на рудниках и кончая руководством ПАО «Уралкалий».
  Ключевые слова: программный модуль, закладка горных выработок, маркшейдерская служба, охрана подрабатываемых объектов, горно-геологическая информационная система, месторождение калийных солей.

Кутовой Сергей Николаевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
geotech@pstu.ac.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Катаев Анатолий Вениаминович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
geotech@pstu.ac.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Васенин Денис Александрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
geotech@pstu.ac.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Ефимов Евгений Михайлович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
geotech@pstu.ac.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Ведение горных работ на рудниках Верхнекамского калийного месторождения: метод. руководство / В.А. Соловьев [и др.]; под общ. ред. В.А. Соловьева. – М.: Недра, 1992. – 467 с.
2. Борзаковский Б.А., Папулов Л.М. Закладочные работы на Верхнекамских калийных рудниках. – М.: Недра, 1994. – 234 с.
3. Голик В.И., Лукьянов В.Г. Обоснование возможности уменьшения потерь в целиках за счет подпора твердеющими смесями // Известия Томского политехнического университета. – 2015. – № 12. – С. 31–36.
4. Константинова С.А., Ваулин И.Б. Влияние закладки выработанного пространства на напряженно-деформированное состояние карналлитовых междука­мерных целиков // Изв. Тульск. гос. ун-та. Науки о Земле. – 2012. – № 1. – С. 71–76.
5. Lautenbach T. Bookmark of underground cavities by means of reciprocating pumps // Gluckauf. – 2006. – № 4. – P. 40–44.
6. Barrett J.R., Coulthard M.A., Dight P.M. Determination of fill STABILITY, mining with backfill // 12th Canadian Rock Mechanics Symposium. – 1978. –Special vol. 19. – Р. 85–91.
7. Nantel J.H. Recent developments and trends in backfill practices in Canada // Proceedings of the 6th International Symposium on Mining with Backfill / Australasian Institute of Mining and Metallurgy. – Brisbane, 1998. – P. 11–14.
8. Bloss M.L. Evolution of cemented rock fill at mount Isa Mines Limited // Mineral Resources Engineering. – 1996. – Vol. 5, № 1. – Р. 23–43. DOI: 10.1142/S0950609896000042
9. Шкуратский Д.Н., Русаков М.И. Использование отходов производства калийных удобрений в породных смесях для закладки выработанных пространств // Изв. Тульск. гос. ун-та. Науки о Земле. – 2015. – № 3. – С. 87–97.
10. Борзаковский Б.А., Русаков М.И., Алыменко Д.Н. Оценка эффективности закладочных работ на рудниках Верхнекамского месторождения калийных солей // Горный журнал. – 2012. – № 8. – С. 125–127.
11. Хакурате А.М., Вертячих К.С. Аспекты применения закладки в зарубежной и отечественной практике подземной разработки руд // Горно-информационный аналитический бюллетень: научно-технический журнал. – 2002. – Вып. 10. – С. 1–5, 88–92.
12. Palarski J. The use of fly ash, tailings, rock and binding agents as consolidated backfill for coal mines // In Proc. Minefill 93 / Ed. H.W. Glen. – Johannesburg: South African Institute of Mining and Metallurgy, 1993. – P. 403–408.
13. Указания по защите рудников от затопления и охране подрабатываемых объектов в условиях Верхнекамского месторождения калийных солей / ГИ УрО РАН. – СПб., 2014. – 126 с.
14. Методические рекомендации к «Указаниям по защите рудников от затопления и охране подрабатываемых объектов на Верхнекамском месторождении калийно-магниевых солей» / ГИ УрО РАН. – СПб., 2014. – 65 с.
15. Кутовой С.Н., Катаев А.В., Ефимов Е.М. Автоматизация маркшейдерского обслуживания закладочных работ на рудниках Верхнекамского месторождения калийных солей // Маркшейдерский вестник. – 2008. – № 4. – С. 22–27.
16. Кутовой С.Н., Круглов Ю.В. Автоматизация планирования горных работ на базе цифровых маркшейдерских планов // Наука производству. – 2002. – № 4. – С. 5–7.
17. Автоматизированное рабочее место маркшейдера на базе цифровых планов горных работ / А.В. Катаев,
С.Н. Кутовой, А.В. Телицын, Е.В. Нестеров, М.В. Гилев // Маркшейдерский вестник. – 2003. – № 2. – С. 28–31.
18. Катаев А.В., Кутовой С.Н., Кутырев В.Ф. Опыт создания ГИС геолого-маркшейдерской службы // Геопрофи. – 2004. – № 6. – С. 5–7.
19. Автоматизация маркшейдерских вычислений и их графического оформления на цифровых планах горных работ / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, А.В. Телицын, Е.В. Нестеров // Наука производству. – 2003. – № 10. – С. 24–31.
20. Эксплуатационные потери и разубоживание в информационной системе ОАО «Сильвинит» / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, Е.М. Ефимов, М.В. Гилев // Маркшейдерский вестник. – 2009. – № 3. – С. 36–40.
21. Методика создания цифровых маркшейдерских планов для рудников Верхнекамского месторождения калийных солей / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, А.О. Киселев, С.А. Кислухина, М.В. Гилев // Проблемы формирования и комплексного освоения месторождений солей: VI солевое совещание: материалы междунар. конф. – Соликамск, 2000. – С. 82–84.
22. Развитие рабочего места участкового маркшейдера, рабочего места маркшейдера отдела капитальных маркшейдерских работ, поддержка и развитие программных модулей обеспечения геомеханических расчетов: отчет о работе. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2016. – 69 с.
23. Литвинов А.Г. Технология разработки интеллектуальных геоинформационных систем горно-промышленных комплексов: дис. ... д-ра техн. наук. – М., 2006. – 152 с.
24. Waterman D.A. A guide to expert systems. – Reading, MA: Addison-Wesley, 1986. – 419 p.
25. Anil K.J., Jianchang Мао, Mohiuddin K.М. Artificial neural networks: a tutorial [Электронный ресурс] // Computer. – 1996. – Vol. 29, № 3. – P. 31–34. – URL: http://www.cogsci.ucsd.edu/~ajyu/Teaching/Cogs202_sp12/Read­ings/jain_ann96.pdf (дата обращения: 12.01.2017).
26. Barnes M.P. Drill-hole interpolation: estimating mineral inventory // Open pit Mine Planning and Design. – New York, 1979. – P. 65–80.
27. Mitchell T.M. Version spaces: an approach to concept learning. Ph.D. thesis, STAN-CS-78-711. – Stanford University, Palo Alto, CA, 1978.
28. Doyle J. Truth maintenance systems for problem solving // Proceedings of the Fifth International Joint Conference on Artificial Intelligence (IJCAI-77). – Cambridge, Massachusetts, 1977. – P. 247.
29. Катаев А.В., Кутовой С.Н. Разработка концепции информационной системы ОАО «Сильвинит» // Маркшейдерский вестник. – 2003. – № 2. – С. 21–25.
30. Создание горно-геологической информационной системы горных предприятий / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, Е.М. Ефимов, Д.А. Мейстер // Рудник будущего. – 2014. – № 3 – 4. – С. 38–49.
31. Создание горно-геологической информационной системы ПАО «Уралкалий» [Электронный ресурс] / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, Е.М. Ефимов, Д.А. Мейстер // Исследовано в России. – 2014. – С. 26–31. – URL: http://trud.igduran.ru/ edition/9 (дата обращения: 12.01.2017).
32. Катаев А.В., Кутовой С.Н. Разработка модели геологической среды для рудников Верхнекамского месторождения калийных солей // Маркшейдерский вестник. – 2003. – № 2. – С. 25–27.
33. Катаев А.В., Кутовой С.Н. Решение задач горной геомеханики на базе геологической модели массива // Современные геомеханические методы в горной промышленности и подземном гражданском и туннельном строительстве: материалы междунар. геомеханической конф. – Несебыр, Болгария, 2003. – С. 19–22.
34. Внедрение ГИС-технологий на калийных рудниках Урала / А.В. Катаев, С.Н. Кутовой, А.О. Киселев, Ю.В. Круглов // Известия вуз(ов). Горный журнал. – 2003. – № 2. – С. 111–116.
35. Кутовой С.Н. Расчет прогнозных оседаний земной поверхности с использованием интеграционных сеток на примере отработки Верхнекамского месторождения калийных солей // Известия вуз(ов). Горный журнал. – 2012. – № 7. – С. 37–44.

  Увеличение сложности и скорости производственных процессов выдвигает повышенные требования к точности действий операторов, быстроте принятия решений в осуществлении управленческих функций. Статистический анализ данных по нефтеперерабатывающей отрасли показал, что нефтеперерабатывающий завод мощностью 10 млн т нефти в год теряет только от аварий из-за ошибок операторов в среднем 4 млн долл. в год, 40 % аварий и инцидентов происходят непосредственно из-за ошибок операторов. Причины таких ошибок связаны с личностными качествами человека, недостатками обучения, тренировки, а также с факторами малой интенсивности производственной среды. Комплекс факторов малой интенсивности может приводить к скрытым до определенного времени «компенсированным» нарушениям гомеостаза или модифицировать вредное действие с проявлением неадекватных реакций. В статье приведены результаты исследования операторов центрального пульта управления двух технологических отделений высокотехнологичного и опасного производственного (нефтегазового) комплекса для оценки сочетанного влияния факторов малой интенсивности производственной среды и трудового процесса на работоспособность и ошибочность действий в ходе трудового процесса. Исследования показали, что длительная напряженная функциональная нагрузка на системы организма на фоне воздействия факторов малой интенсивности производственной среды и трудового процесса приводит к развитию утомления и повышенной напряженности у операторов в дневные и ночные смены. Значительное напряжение сенсорных и интеллектуальных систем организма на фоне выраженного утомления определяет высокую физиологическую стоимость труда операторов высокотехнологичного производства. Это свидетельствует о необходимости разработки профилактических инновационных методов коррекции физиологического состояния операторов для повышения их работоспособности и безошибочности труда, позволяющих снизить риск возникновения соматических нарушений здоровья.
  Ключевые слова: напряженность трудового процесса, факторы малой интенсивности, работоспособность операторов, энергетические комплексы, профессиональное заболевание, профилактические режимы труда и отдыха.

Вишневская Нина Леонидовна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
charry14@mail.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Плахова Лариса Викторовна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
larisa-2570@mail.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Поледняк Павел
Остравский технический университет
pavel.polednak@vsb.cz
70030, Чехия, Острава Витковице, ул. Люмирова, 13

Бернатик Алес
Остравский технический университет
ales.bernatic@vsb.cz
70030, Чехия, Острава Витковице, ул. Люмирова, 13

1. Черный К.А. Проблема оценки и взаимосвязи аэрозольного загрязнения и аэроионного состава воздуха рабочей зоны: автореф. дис. … д-ра техн. наук / Балт. гос. техн. ун-т (ВОЕНМЕХ) им. Ф.Д. Устинова. – СПб., 2013. – 43 c.
2. Черный К.А., Храмов А.В. Способ снижения уровня напряженности труда и профессионального стресса путем коррекции ионного состава воздуха рабочей зоны // Валеология. – 2012. – № 1. – С. 64–69.
3. Черный К.А. Способ оценки параметров сверхтонкой фракции аэрозольных частиц в воздухе // Безопасность в техносфере. – 2012. – № 2. – С. 3–6.
4. Бакиров А.Б. Проблемы сохранения здоровья трудоспособного населения в республике Башкортостан // Медицина труда и экология человека. – 2015. – № 1. – С. 4–5.
5. Валеева Э.Т., Каримова Л.К., Гимранова Г.Г. Профессиональная и производственно обусловленная патология у работающих в современных нефтехимических производствах // Агроэкологическая безопасность в условиях техногенеза: междунар. симп.: сб. науч. докл. – Казань, 2006. – Ч. 1. – С. 129–132.
6. Благинин А.А. Надежность профессиональной деятельности операторов сложных эргатических систем / Ленингр. гос. ун-т им. А.С. Пушкина. – СПб., 2006. – 144 с.
7. Профессиональный риск для здоровья работников: руководство / под ред. Н.Ф. Измерова, Э.И. Денисова. – М.: Тровант, 2003. – 448 с.
8. Шибкова Д.З., Овчинникова А.В. Эффекты воздействия электромагнитных излучений на разных уровнях организации биологических систем // Успехи современного естествознания. – 2015. – № 5. – С. 156–157.
9. Goode J.H. Are pilots at risk of accidents due to fatigue? // Journal of Safety Research. – 2003. – Vol. 34, № 3. – P. 309–313. DOI: 10.1016/S0022-4375(03)00033-1
10. Shift work, occupational noise and physical workload with ensuing development of blood pressure and their joint effect on the risk of coronary heart disease / H. Koskinen, M. Harma, T. Kauppinen, L. Tenkanen // Scandinavian Journal of Work, Environment & Health. – 2008. – 33 (6). – Р. 425–434. DOI: 10.5271/sjweh.1170
11. Importanza dellacirconferenza vita per la diagnosi di sindromemetabolicae per la valutazione del rischiocardiovascolareneilavoratori turnisti (Role of waist circumference in the diagnosis of metabolic syndrome and assessment of cardiovascular risk in shift workers) / A. Copertaro, M. Bracci, M. Barbaresi, L. Santarelli // La MedicinadelLavoro. – 2008. – 99 (6). – Р. 444–453.
12. Influence of job strain on changes in body mass index and waist circumference: 6-year longitudinal study / M. Ishizaki, H. Nakagawa, Y. Morikawa, R. Honda, Y. Yamada, N. Kawakami // Scandinavian Journal of Work, Environment & Health. – 2008. – 34 (4). – Р. 288–296. DOI: 10.5271/sjweh.1267
13. Karlsson B., Knutsson A., Lindahl B. Is there an association between shift work and having a metabolic syndrome? Results from a population based study of 27,485 people // Occupational and Environmental Medicine. – 2001. – 58 (11). – Р. 747–752. DOI: 10.1136/oem.58.11.747
14. Macdonald E.B. Occupational medicine in Europe: Evolution of the profession / WHO/ECEH. – Bilthoven, 1999. – Р. 31.
15. Roach G.D., Rodgers M., Dawson D. Circadian adaptation of aircrew to transmeridian flight // Aviat. Space Environ. Med. – 2002. – Vol. 73. – P. 1153–1160.
16. Vishnevskaya N.L., Plahova L.V. Тhe innovative security model of the personnel for hazardous production facilities and psychological problems // International Journal of Applied and Fundamental Research. – 2013. – № 2. – С. 49.
17. Измеров Н.Ф., Бухтияров И.В., Денисов Э.И. Оценка профессиональных рисков для здоровья в системе доказательной медицины // Вопросы школьной и университетской медицины и здоровья. – 2016. – Т. 1. – С. 14–20.
18. Концептуальные подходы к оценке функционального состояния специалистов в процессе их профессиональной деятельности / Н.Б. Маслов, И.А. Блощинский, Е.А. Галушкина, Д.Ю. Рогованов // Экология человека. – 2012. – № 4. – С. 16–24.
19. Васин А.Л. Разработка системы обобщенных показателей для характеристики адаптационных процессов в организме при хроническом воздействии электромагнитных полей радиочастот (к проблеме нормирования физических факторов): дис. ... канд. биол. наук / Моск. гос. ун-т им. Ломоносова. – М., 2008.
20. Денисов Э.И., Чесалин П.В. Доказательность в медицине труда: принципы и оценка связи нарушений здоровья с работой // Медицина труда и промышленная экология. – 2006. – № 11. – С. 6–14.
21. Вишневская Н.Л., Плахова Л.В., Черный К.А. Методические подходы к оценке условий и определению напряженности труда операторов высокотехнологичных опасных производств // Здоровье и образование в XXI веке. – 2016. – Т. 18, № 8. – С. 69–71.
22. Harma M., Kecklund G. Shift work and health – how to proceed? // Scand. J. Work Environ. Health. – 2010. – 36 (2). – Р. 81–84. DOI: 10.2307/40967834
23. Painting, firefighting, and shift work: IARC monographs on the evaluation of carcinogenic risks to humans. – Lyon: IARC, 2010. – Vol. 98. – 818 p.
24. Arendt J. Shift work: coping with the biological clock // Occup. Med. – 2010. – 60 (1). – Р. 10–20. DOI: 10.1093/occmed/kqp162
25. Eating and shift work – effects on habits, metabolism and performance / A. Lowden, C. Moreno, U. Holmback, M. Lennernas, P. Tucker // Scand. J. Work Environ. Health. – 2010. – 36 (2). – Р. 150–162. DOI: 10.2307/40967841
26. Sallinen M., Kecklund G. Shift work, sleep, and sleepiness – differences between shift schedules and systems // Scand. J. Work Environ. Health. – 2010. – 36 (2). – Р. 121–133. DOI: 10.2307/40967838
27. Eriksen C.A., Kecklund G. Sleep, sleepiness and health complaints in police officers: the effects of a flexible shift system // Ind. Health. – 2007. – 45. – Р. 279–288. DOI: 10.2486/indhealth.45.279
28. The effects of age and shiftwork on perceived sleep problems: results from the VISAT-combined longitudinal and cross-sectional study / Ph. Tucker, S. Folkard, D. Ansiau, J.-C. Marquie // Journal of occupational and environmental medicine. – 2010. – 52 (4). – Р. 392–398. DOI: 10.1097/JOM.0b013e3181d8d9e4
29. Excessive daytime sleepiness among Japanese public transportation drivers engaged in shiftwork / S. Asaoka, K. Namba, S. Tsuiki, Y. Komada, Y. Inoue // Occup. Environ. Med. – 2010. – 52. – Р. 813–818. DOI: 10.1097/JOM.0b013e3181ea5a67
30. Effects of shift rotation and the flexibility of a shift system on daytime alertness and cardiovascular risk factors / K. Viitasalo, E. Kuosma, J. Laitinen, M. Harma // Scandinavian Journal of Work, Environment & Health. – 2008. – 34 (3). – Р. 198–205. DOI: 10.5271/sjweh.1228
31. Puttonen S., Harma M., Hublin C. Shift work and cardiovascular disease – pathways from circadian stress to morbidity // Scandinavian Journal of Work, Environment & Health. – 2010. – 36 (2). – Р. 96–108. DOI: 10.2307/40967836

  В настоящее время активная хозяйственная деятельность человека приводит к значительному техногенному загрязнению. В ряде случаев в результате аварийных происшествий происходит загрязнение геологической среды углеводородами, что приводит к изменению физико-механических свойств грунтов и отрицательной сказывается на экосистеме в целом. Данная работа посвящена выявлению закономерностей и построению математических моделей распределения углеводородов по разрезу на территориях нефтеперерабатывающих предприятий, позволяющих прогнозировать глубину загрязнения в случае аварийных разливов углеводородов. Полученная информация позволит оценить изменения и спрогнозировать несущую способность грунтов при аварийных разливах нефтепродуктов. Изучение особенностей распределения углеводородов в грунтовом массиве основывается на выявлении природно-техногенных закономерностей, которые описываются с помощью математического аппарата. Тем самым дается методологический подход к изучению этих закономерностей в зависимости от геологических условий территорий, подверженных риску аварийного разлива нефтепродуктов.
  Выявлены три модели распределения углеводородов по разрезу, которые контролируются геологическими условиями (литологией и глубиной залегания водоносного горизонта). На основании выявленных закономерностей разработаны математические модели, позволяющие по геологическим показателям (мощности суглинка и щебенистого грунта, а также по глубине залегания песчаников) прогнозировать степень загрязнения грунтов углеводородами. В результате статистической обработки установлено влияние геологического строения на глубины проникновения и содержание углеводородов.
  Было подтверждено, что на распределения углеводородов существенное влияние оказывает тип пород и прежде всего их сорбционная способность к углеводородам, фильтрационные свойства (пористость и проницаемость) и водонасыщенность. В случае, если приповерхностная зона земли сложена песками, которые имеют низкую сорбционную способность к углеводородам, высокую открытую пористость и высокие фильтрационные свойства, зона загрязнения углеводородами будет минимальна по сравнению с тем, если бы она была сложена из глин или суглинков. 
  Ключевые слова: нефтезагрязненные территории, углеводороды, глубина проникновения, моделирование, математические модели, грунт, математическая статистика, геостатистика, техногенное загрязнение, геология, геоэкология.

Красильников Павел Анатольевич
Пермский государственный национальный исследовательский университет 
Kafedra.ingeo@gmail.com
614068, Россия, г. Пермь, ул. Букирева, 15

Середин Валерий Викторович
Пермский государственный национальный исследовательский университет 
Kafedra.ingeo@gmail.com
614068, Россия, г. Пермь, ул. Букирева, 15

1. Экологическая оценка среды обитания и состояния здоровья населения на территориях нефтедобычи Пермского края / М.В. Пушкарева, И.В. Май, В.В. Середин, Л.О. Лейбович, А.А. Чиркова, С.А. Вековшинина // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2013. – № 2. – С. 40–45.
2. Середин В.В., Пушкарева М.В., Лейбович Л.О. Воздействие объектов хранения нефтепродуктов на геологическую среду // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2015. – № 3. – С. 23–27.
3. Середин В.В. Оценка геоэкологических условий санации территорий, загрязненных нефтью и нефтепродуктами / Перм. гос. техн. ун-т. – Пермь, 1999. – С. 153.
4. Мазур И. Катастрофу еще можно предотвратить // Нефть России. – 1995. – № 3. – С. 4–9.
5. A method for preventing infiltration of oil and oil products into sandy soils / V.V. Usin, I.V. Kumpanenko, N.A. Ivanova, N.S. Kartasheva, A.I. Volovodov // Source of the Document Russian Journal of General Chemistry. – 2014. – Vol. 84 (11). – P. 2340–2345. DOI: 10.1134/S1070363214110553
6. Distribution of petroleum hydrocarbons in soils and the underlying unsaturated subsurface at an abandoned petrochemical site, North China / Q. Zhang, G. Wang, N. Sugiura, Z. Zhang, Y. Yang // Hydrological Processes. – 2014. – 28 (4). – P. 2185–2191. DOI: 10.1002/hyp.9770
7. Akbari A., Ardestani M., Shayegan J. Distribution and mobility of petroleum hydrocarbons in soil: Case study of the south pars gas complex, Southern Iran // Iranian Journal of Science and Technology – Transactions of Civil Engineering. – 2012. – 36 (C2). – P. 265–275.
8. Effect of ethanol on the biodegradation of gasoline in an unsaturated tropical soil / P. Österreicher-Cunha, Jr. E.d.A. Vargas, J.R.D. Guimarães, G.P. Lago, F.d.S. Antunes, M.I.P. da Silva // International Biodeterioration and Biodegradation. – 2009. – Vol. 63 (2). – P. 208–216. DOI: 10.1016/j.ibiod.2008.09.004
9. Estimation of the time periods and processes for penetration of selected spilled oils and fuels in different soils in the laboratory / Sakari Halmemies, Siri Gröndahl, Keijo Nenonen, Tuula Tuhkanen // Spill Science & Technology Bulletin. – 2003. – Vol. 8, iss. 5–6. – P. 451–465. DOI: 10.1016/S1353-2561(03)00002-1
10. Fast prediction of the evolution of oil penetration into the soil immediately after an accidental spillage for rapid-response purposes [Электронный ресурс] / S. Grimaz, S. Allen, J.R. Stewart, G. Dolcetti. – URL: http://www.aidic.it/CISAP3/webpapers/21Grimaz.pdf (дата обращения: 10.12.2016).
11. Geoelectrical investigation of oil contaminated soils in former underground fuel base: Borne Sulinowo, NW Poland / B. Zogala, R. Dubiel, W.M. Zuberek, M. Rusin-Zogala, M. Steininger // Environmental Geology. – 2009. – 58 (1). – P. 1–9. DOI: 10.1007/s00254-008-1458-y
12. Halmemies S., Möttönen Y., Tuhkanen T. Mitigating accidental fuel spills through power slurping // Fire Engineering. – 2003. – Vol. 156 (5). – P. 100–105.
13. NAPL migration and ecotoxicity of conventional and renewable fuels in accidental spill scenarios / V. Malk, E. Barreto Tejera, S. Simpanen, M. Dahl, R. Mäkelä, J. Häkkinen, A. Kiiski // Environmental Science and Pollution Research. – 2014. – Vol. 21, iss. 16. – P. 9861–9876. DOI: 10.1007/s11356-014-2851-6.
14. Oil spills abatement: factors affecting oil uptake by cellulosic fibers / K.C. Payne, C.D. Jackson, C.E. Aizpurua, O.J. Rojas, M.A. Hubbe // Environmental Science and Technology. – 2002. – Vol. 46 (14). – P. 7725–7730. DOI: 10.1021/es3015524.
15. Sub-soil contamination due to oil spills in six oil-pipeline pumping stations in northern Mexico / R. Iturbe, C. Flores, A. Castro, L.G. Torres // Chemosphere. – 2005. – 68 (5). – P. 893–906. DOI: 10.1016/j.chemosphere.2007.02.004
16. Галкин В.И., Середин В.В., Бачурин Б.А. Применение вероятностно-статистических моделей при изучении распределения углеводородов в грунтах и выборе технологий их санации / Перм. гос. техн. ун-т. – Пермь, 1999. – 140 с.
17. Середин В.В. Исследование пространственного распределения углеводородов в почвогрунтах и водах на территориях, загрязненных нефтью и нефтепродуктами / Перм. гос. техн. ун-т. – Пермь, 1998. – 110 с.
18. Середин В.В., Леонович М.Ф., Красильников П.А. Прогноз фильтрации углеводородов в дисперсных грунтах при разработке нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 5. – С. 106–109.
19. Середин В.В., Ядзинская М.Р. Закономерности изменения прочностных свойств глинистых грунтов, загрязненных нефтепродуктами // Инженерная геология. – 2014. – № 2. – С. 26–32.
20. Экспериментальное изучение распространения углеводородного загрязнения в геологической среде / В.В. Середин, А.О. Стародумова, М.В. Пушкарева, Л.О. Лейбович // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 10. – С. 131–133.
21. Мациевский А.С., Пашков М.В., Середин В.В. о механических свойствах глин в условиях нефтеперерабатывающих предприятий // Современные технологии в строительстве. Теория и практика. – 2016. – Т. 2. – С. 428–431.
22. Ядзинская М.Р., Середин В.В. Прогноз прочностных свойств грунтов, как оснований сооружений // Современные технологии в строительстве. Теория и практика. – 2016. – Т. 2. – С. 476–478.
23. Моделирование процессов фильтрации углеводородов в газоконденсатном пласте / В.М. Зайченко, И.Л. Майков, В.М. Торчинский, Э.Э. Шпильрайн // Теплофизика высоких температур. – 2009. – Т. 47, № 5. – С. 701–706.
24. Молокова Н.В. Прикладные аспекты моделирования фильтрации жидких углеводородов в пористой среде // Решетневские чтения. – 2013. – Т. 2, № 17. – С. 62–63.
25. Зайченко В.М., Майков И.Л., Торчинский В.М. Особенности фильтрации углеводородных смесей в пористых средах // Теплофизика высоких температур. – 2013. – Т. 51, № 6. – С. 855.
26. Красильников П.А., Середин В.В., Леонович М.Ф. Исследование распределения углеводородов по разрезу грунтового массива // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 2–14. – С. 3100–3104.
27. Круподеров И.В., Мосейскин В.В. Модели­рование углеводородного загрязнения геологической среды на территории Воронежской нефтебазы ОАО «Воронежнефтепродукт» // Горный информа­ционно-аналитический бюллетень. – 2012. – № 11. – С. 273–281.
28. Изменение геологической среды при разра­ботке нефтяных месторождений в сложных горно-геологических условиях / В.В. Середин, М.В. Пуш­карева, Л.О. Лейбович, А.О. Бахарев, А.В. Татаркин, А.А. Филимончиков // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – С. 153–155.
29. Середин В.В., Красильников П.А., Чижова В.А. Влияние вязкости поровой жидкости (углеводородов) на модуль деформации глины // Инженерная геология. – 2015. – № 4. – С. 60–63.
30. Середин В.В., Ядзинская М.Р. Исследования механизма агрегации частиц в глинистых грунтах при загрязнении их углеводородами // Фундаментальные исследования. – 2014. – № 8–6. – С. 1408–1412.