Данная статья посвящена актуальной проблеме изучения перспектив нефтегазоносности рифей-вендских отложений малоизученных районов, таких как северо-восточные районы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Представлена характеристика литолого-стратиграфических особенностей строения рифейских и вендских отложений в северо-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Особое внимание акцентируется на бассейновом моделировании разрезов скважин, не полностью вскрывших рифей-вендский комплекс пород, что позволяет прогнозировать развитие процессов нефтегазообразования. В ходе проведения исследований выполнено моделирование разрезов трех скважин, вскрывших верхнепротерозойские породы на северо-востоке Пермского края и Республики Коми: Кельтменская-1, Красновишерская-18, Боровицкая-624. Приведены методические особенности используемых программных комплексов, этапность исследования, включающая сбор и ввод исходных данных, обработка параметров, вычисление и калибровка моделей. Определенные сложности, связанные с моделированием условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления рифейских и вендских отложений данной территории, обусловлены недостаточным объемом информации по строению и составу отложений, неполным вскрытием древних отложений в скважинах и противоречивостью геофизических данных. Кроме того, сложность реконструкции заключается в недостатке сведений о геотермических условиях разрезов, многочисленных перерывах в осадконакоплении и размывах отложений. По результатам моделирования большая часть рифейско-вендского осадочного разреза находится в главной зоне нефтеобразования. Проведенные исследования позволили авторам сделать вывод о повышенных перспективах обнаружения нефтяных углеводородов в широком диапазоне глубин в районах бурения скважин Красновишерская-18 и Боровицкая-624. Перспективы обнаружения в разрезе газообразных углеводородов существенно более низкие. Проведенные исследования и полученные результаты ставят проблему развития геолого-разведочных работ в малоизученных районах северо-востока Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, прежде всего опорно-параметрического бурения в комплексе с зонально-региональными геофизическими исследованиями.
  Ключевые слова: Волго-Уральская нефтегазоносная провинция, рифейские и вендские отложения, бассейновое моделирование, нефтегазоматеринские породы, палеотемпературные условия, отражательная способность витринита, главная зона нефтеобразования, главная зона газообразования, формирование и перспективы нефтегазоносности.

Башкова Светлана Евгеньевна
Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин 
sbashkova@mail.ru
614016, Россия, г. Пермь, ул. Краснофлотская, 15

Карасева Татьяна Владимировна
Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин 
kamniikigs@rusgeology.ru
614016, Россия, г. Пермь, ул. Краснофлотская, 15

Козлова Инна Анатольевна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
ikozlova@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Башков Андрей Николаевич
ООО «АВК Инвест»
bashkov41@yandex.ru
614090, Россия, г. Пермь, ул. Лодыгина, 9, оф. 10

1. Балашова М.М., Коблова А.З., Проворов В.М. О позднекембрийском нефтегазообразовании на севере Урало-Поволжья // Геология нефти и газа. – 1982. – № 9. – С. 40–43.
2. Башкова С.Е., Белоконь А.В. Новые подходы к поискам углеводородов в рифейских отложениях востока Русской платформы // Дегазация Земли: геофлюиды, нефть и газ, парагенезы в системе горючих ископаемых: тез. междунар. конф. – М.: ГЕОС, 2006. – С. 46–49.
3. Геолого-геохимические аспекты прогноза нефтегазоносности рифей-вендских отложений Волго-Уральской НГП / С.Е. Башкова, Т.В. Карасева, С.Г. Попов [и др.] // Состояние и перспективы нефтегазового потенциала Пермского края и прилегающих регионов: материалы науч.-практ. конф., 8–9 ноября 2006 г. – Пермь, 2007. – С. 74–85.
4. Башкова С.Е., Башков А.Н., Карасева Т.В. Особенности Волго-Уральской НГП по глубине погружения отложений, освоенных нефтегазо­добывающей промышленностью // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: материалы регион. науч.-практ. конф. – Пермь, 2004. – С. 136–140.
5. Башкова С.Е., Карасева Т.В. О перспективах нефтегазоносности рифейских отложений северной части Камско-Бельского прогиба / КамНИИКИГС. – Пермь, 2005. Деп. в ВИЭМС № 1228-мг05.
6. Башкова С.Е., Карасева Т.В. Некоторые особенности процессов генерации углеводородов в рифей-вендских отложениях Волго-Уральской НГП // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: материалы регион. науч.-практ. конф. – Пермь, 2006. – С. 86–89.
7. Белоконь А.В. Особенности технологии бассей­нового моделирования процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления / КамНИИКИГС. – Пермь, 2004. – 10 с. Депонир. в ВИЭМС 19.01.04 г. № 1180-мг-04.
8. Белоконь Т.В. Распределение металлопорфиринов в нефтях различных нефтегазоносных регионов // Геохимия. – 1987. – № 6. – С. 877–889.
9. Белоконь Т.В., Балашова М.М., Горбачев В.И. Перспективы дальнейшего изучения нефтегазоносности верхнедокембрийских отложений востока Русской платформы // Отечественная геология. – 1994. – № 3. – С. 3–10.
10. Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы. – Пермь: Звезда, 2001. – 108 с.
11. Геохимия пород и флюидов додевонских отложений северо-востока Урало-Поволжья / Т.В. Бело­конь, В.И. Козлов, Ю.А. Дулепов, А.З. Коблова, Е.В. Козлова. – Уфа, 1991. – 39 с.
12. Додевонские отложения Пермского Прикамья как одно из перспективных направлений геолого­разведочных работ / Т.В. Белоконь, В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Е. Башкова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2005. – № 9–10. – С. 24–28.
13. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы интерпретации аналитических данных о составе рассеянного органического вещества. – М.: Недра, 1980. – 228 с.
14. Карасева Т.В., Галкин В.И., Козлова И.А. Додевонские отложения Пермского Прикамья как одно из перспективных направлений геолого-разведочных работ // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2005. – № 9–10. – С. 6–15.
15. Карасева Т.В., Денисов А.И., Башкова С.Е. Рифейские отложения Волго-Уральской НГП как перспективный объект для поисков углеводородов // Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного округов на 2006 и последующие годы: тез. докл. науч.-практ. конф. – Саратов, 2005. – С. 76–77.
16. Органическая геохимия осадочного выполнения Вычегодского прогиба (Русская плита) и его геотер­мическая история / Т.К. Баженова, С.А. Богословский, А.И. Шапиро, В.Ф. Васильева, Н.А. Рогозина // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. – Т. 8, № 3. – С. 1–31.
17. Формирование залежей нефти и газа на различных этапах развития седиментационных бассейнов / С.П. Максимов, М.И. Лоджевская, Г.Н. Доленко [и др.]. – М.: ВНИГНИ, 1981. – 223 с.
18. Шаронов Л.В. Формирование нефтяных и газовых месторождений северной части Волго-Уральского бассейна / Всесоюзный научно-исследова­тельский геолого-разведочный нефтяной институт. Камский филиал. – Пермь: Кн. изд-во, 1971. – 290 с.
19. Adams D.C., Keller G.R. Precambrian basement geology of the Permian Basin region of west Texas an castern New Mexico: A geophysical perspective // American Association of Petroleum Geologists Bulletin. – 1996. – Vol. 80. – P. 410–431. DOI: 10.1306/64ED87FA-1724-11D7-8645000102C1865D
20. Armstrong A.K., Wrucke C.T. Depositional environment of the carbonate members of the Middle Proterozoic Mescal Limestone, Apache Group, central and southern Arizona // New Mexico Geology. – 1990. – Vol. 12, № 3. – 65 p.
21. Correlation between Precambrian sequences in the Franklin Mountains Van Horn, West Texas: A progress report / M.E. Bickford, K.M. Marsaglia, M.J. Whitelaw, K. Soegaard; Geological Society of America // Rocky Mountain Section Meeting. Abstracts with Prоgrams. – 1994. – Vol. 26. – P. 4–5.
22. Blount J.G. The geochemistry, petrogenesis, and geochronology of the Precambrian meta-igneous rocks of Sierra Del Cuervo and Cerro El Carrizalillo. – Chihuahua, Mexico: Austin, University of Texas, 1993. – 242 p.
23. Bruhn R.L., Picard M.D., Isby J.S. Tectonics and sedimentology of Uinta Arch, western Uinta Mountains, and Unita Basin // Paleotectonics and sedimentation in the Rocky Mountain Region / Ed. J.A. Petersom; American Association of Petroleum Geologists Memoir 41. – 1986. – P. 333–352.
24. Callahan D.M. Paleotectonic reconstruction and provenance analysis of the synorogenic Precambrian Hazel Formation. – Van Horn, Trans-Pecos Texas: Dallas, University of Texas, 1992. – 104 p.
25. Collen J.D., Newman R.H. Porosity development in deep sandstones, Taranak Basin // J. Southeast Asian. Reg Sci. – 1991. – № 5. – P. 449–452. DOI: 10.1016/0743-9547(91)90060-B
26. Condie K.C. Chemical composition and evolution of the upper continental crust: contrasting results from surface samples and shales // Chemical Geol. – 1993. – Vol. 104, iss. 1–4. – P. 1–37. DOI: 10.1016/0009-2541(93)90140-E
27. Bethke C.M., Lee Ming-Kuo, Park Jungho. Basin modeling with Basin2. Release 5.0.1. Hydrogeology Program University of Illinois, 2007. – 210 p.
28. Dallmeyer R.D., Grambling J.A., Thompson A.G. Age and characted of Proterozoic polymetamorphism in New Mexico // Society of America Abstracts with Prigrsms. – 1990. – Vol. 22. – P. A 113.
29. Donnelly T.H., Jackson M.J. Sedimentology and geochemistry of a mid-Proterozoic lacustrine unit from northern Australia // Sediment. Geol. – 1988. – Vol. 58, iss. 2–4. – P. 145–169. DOI: 10.1016/0037-0738(88)90067-X
30. Edgell H.S. Proterozoic salt basins of the Persian Gulf area and their role in hydrocarbon generation // Precam. Res. – 1991. – Vol. 54, № 1. – P. 1–14. DOI: 10.1016/0301-9268(91)90065-I
31. Garjzzi A.V., Von Bergen D. Stylolitic porosity in carbonates: a critical factor for deep hydrocarbon production // Jow Pert. Yeol. – 1987. – Vol. 10, № 3. – P. 267–282. DOI: 10.1111/j.1747-5457.1987.tb00946.x
32. Harbour R.L. Precambrian rocks at North Franklin Mountain // American Association of Petroieum Geologists Bulletin. – 1960. – Vol. 44. – P. 1785–1792.
33. Huntoon P.W. Proterozoic structural geology
of the grand canyon // Grand canyon geology /
Eds. S.S. Beus, M. Moralcs. – 1990. – P. 261–309.
34. Nesbitt H.W., Young G.M. Early Proterozoic climates and plate motions inferred from major element chemistry of lutites // Nature. – 1982. – Vol. 299. – P. 715–717. DOI: 10.1038/299715a0
35. Reynolds R.C. The concentration of boron in Precambrian seas // GCA. – 1965. – Vol. 29, № 1. – Р. 1–16. DOI: 10.1016/0016-7037(65)90072-4
36. Taylor T.R. The influens of calcite dissolution on reservoir porosity in Miocene sandstones picaroon // J. Sediment Pert. – 1990. – Vol. 60, № 3. – P. 322–334. DOI: 10.1306/212F9192-2B24-11D7-8648000102C1865D
37. Vance R.K., Condie K.C. Geochemistry of footwall alteration associated with the early Proterozoic United Verde massive sulfide deposit, Arizona // Economic Geology. – 1987. – Vol. 82, № 3. – P. 571–586. DOI: 10.2113/gsecongeo.82.3.571
38. Visser W. Burial and thermal history of Proterozoic source rocks in Oman // Precam. Res. – 1991. – Vol. 54, № 1. – Р. 15–36. DOI: 10.1016/0301-9268(91)90066-J
39. Wakelin-King G. Proterozoic play challenges Amadeus basin explorers // Oil and Gas. – 1994. – Vol. 92, № 9. – P. 52–55.
40. Историко-генетический метод оценки перспектив нефтегазоносности / Л.А. Польстер, Ю.А. Висковский, В.А. Николенко [и др.]. – М.: Недра, 1984. – 200 с.
41. Калмыков Г.С. Катагенез и палеотемпературы Пермского Прикамья и Приуралья // Проблемы геологии нефти. – 1976. – № 8. – С. 98–112.
42. Калмыков Г.С. Прогноз нефтегазоносности по стадиям преобразования угольного гумусового вещества. Научное обоснование направлений и методики поисковых и разведочных работ на нефть и газ в Пермском Прикамье. Пермь: Пермское книжное изд-во, 1971. – С. 287–294.

  Изучено влияние высоких давлений на адсорбцию неорганических ионов (KCl), метиленового голубого и нефтепродуктов (моторное масло, трансмиссионная жидкость, дизельное топливо) образцами монтмориллонита и каолинита. Выявлена взаимосвязь между величиной прикладываемого давления (в интервале от 0 до 700 МПа), фракционным составом, удельной поверхностью и микроструктурой минеральных частиц. В ходе проведенного исследования была отмечена динамика изменения содержания глинистой, пылеватой и песчаной фракций в исследуемых глинах. Установлено, что увеличение сжатия глины до 700 МПа приводит к уменьшению содержания глинистых фракций и увеличению доли пылеватой фракции. В каолиновой глине изменения фракционного состава протекают более интенсивно, чем в монтмориллонитовой глине. Определены интервалы давлений по интенсивности формирования фракционного состава глин 0–200 и 200–700 МПа. Определены адсорбционные параметры глин. Согласно потенциометрическим измерениям установлено, что показатели ионообменной емкости в отношении катионов выше у монтмориллонита, чем у каолинита. Величина адсорбции каолинита по отношению к метиленовому голубому уменьшается до давления 200 МПа, что обусловлено содержанием глинистой фракции, при давлениях 200–700 МПа существенно не изменяется. Показатель адсорбции монтмориллонита имеет общую тенденцию к возрастанию. Адсорбционные показатели глин по отношению к метиленовому голубому позволяют спрогнозировать сорбционную способность исследуемых материалов к нефтепродуктам.
  Ключевые слова: глина, монтмориллонит, каолинит, давление, удельная поверхность, сорбент, нефтепродукты, фракционный анализ, ионообменная емкость, метиленовый голубой, адсорбция, дизельное топливо, моторное масло, трансмиссионное масло, термогравиметрия.

Медведева Наталья Александровна
Пермский государственный национальный исследовательский университет 
nata-kladova@yandex.ru
614068, Россия, г. Пермь, ул. Букирева, 15

Ситева Ольга Сергеевна
Пермский государственный национальный исследовательский университет 
sisesin@rambler.ru
614068, Россия, г. Пермь, ул. Букирева, 15

Середин Валерий Викторович
Пермский государственный национальный исследовательский университет 
seredin@nedra.perm.ru
614068, Россия, г. Пермь, ул. Букирева, 15

1. Осипов В.И., Соколов В.Н., Румянцева Н.А. Микроструктура глинистых пород. – М.: Недра, 1989. – 211 с.
2. Тарасевич Ю.И., Овчаренко Ф.Д. Адсорбция на глинистых минералах. – Киев: Наукова думка, 1975. – 351 с.
3. Середин В.В., Красильников П.А., Медведева Н.А. Изменение электрокинетического потенциала глинистых коллоидов в водной и углеводородной средах // Геоэкология, инженерная геология, гидрогеология, геокриология. – 2017. – № 1. – С. 66–74.
4. Комаров В.С. Адсорбционно-структурные, физико-химические и каталитические свойства глин Белоруссии. – Минск: Наука и техника, 1970. – 320 с.
5. Середин В.В., Паршина Т.Ю. Изменение масс связанной воды в глинах при сжатии // Вестник Пермского национального исследовательского поли­технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т. 16, № 1. – С. 23–32. DOI: 10.15593/2224-9923/2017.1.3
6. Влияние давления на площадь активной поверхности частиц глинистых грунтов / В.В. Середин, А.В. Растегаев, Н.А. Медведева, Т.Ю. Паршина // Инженерная геология. – 2017. – № 3. – С. 18–27. DOI: 10.25296/1993-5056-2017-3-18-27
7. Закономерности изменения сил адгезии на поверхности частиц каолинитовой глины, подвер­женной сжатию / В.В. Середин, М. В. Федоров, И.В. Лунегов, Н.А. Медведева // Инженерная геология. – 2018. – Т. 13, № 3. – С. 8–18. DOI: 10.25296/1993-5056-2018-13-3-8-18
8. Соколова Т.А., Трофимов С.Я. Сорбционные свойства почв. Адсорбция. Катионный обмен: учеб. пособие по некоторым главам химии почв. – Тула: Гриф и К, 2009. – 172 с.
9. Рекультивация нефтезагрязненных почв: учеб. пособие / Ф.М. Кузнецов, А.П. Козлов, В.В. Середин, Е.В. Пименова. – Пермь, 2003. – 105 с.
10. Шувалов Ю.В., Синькова Е.A., Кузьмин Д.Н. Очистка грунтов от загрязнения нефтью и нефтепродуктами // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2004. – № 12. – С. 7–10.
11. Pham Till Hang, Brindley G.W. Methylene blue absorption by clay minerals. Determination of surface areas and cation exchange capacities (Clay-organic studies XVIII) // Clays and Clay Minerals. – 1970. – Vol. 18, iss. 4. – P. 203–212. DOI: 10.1346/CCMN.1970.0180404
12. Determination of adsorptive properties of clay/water system methylene blue sorption / Gürses [et al.] // Journal of Colloid and Interface Science. – 2004. – Vol. 269, iss. 2. – P. 310–314. DOI: 10.1016/j.jcis.2003.09.004
13. Murat Türköz, Hasan Tosun. The use of methylene blue test for predicting swell parameters of natural clay soils // Scientific Research and Essays. – 2011. – Vol. 6(8). – P. 1780–1792. DOI: 10.5897/SRE10.629
14. Salwa D. Abayazeed, Essam El-Hinnawi. Characterization of Egyptian smectitic clay deposits by methylene blue adsorption // American Journal of Applied Sciences. – 2011. – Vol. 8 (12). – P. 1282–1286. DOI: 10.3844/ajassp.2011.1282.1286
15. Chiappone A., Marello S., Scavia C. Clay mineral characterization through the methylene blue test: comparison with other experimental techniques and applications of the method // Canadian Geotechnical Journal. – 2004. – Vol. 41(6). – P. 1168–1178. DOI: 10.1139/T04-060
16. Грибанов Е.Н., Оскотская Э.Р., Кузьменко А.П. Особенности строения, морфологии и кислотно-основных свойств поверхности алюмосиликата Хотынецкого месторождения // Конденсированные среды и межфазные границы. – 2018. – Т. 20, № 1. – С. 42–49. DOI: 10.17308/kcmf.2018.20/475
17. Справочник химика / Б.П. Никольский, О.Н. Григоров, М.Е. Позин [и др.]. – М.: Госхимиздат, 1971. – Т. 2. – 1168 с.
18. Hills J.F., Pettifer G.S. The clay mineral content of various rock types compared with the methylene blue value // Journal of Chemical Technology and Biotechnology. – 1985. – Vol. 35A. – P. 168–180. DOI: 10.1002/jctb.5040350404
19. Yeliz Yukselen, Abidin Kaya. Suitability of the methylene blue test for surface area, cation exchange capacity and swell potential determination of clayey soils // Engineering Geology. – 2008. – Vol. 102, is. 1–2. – P. 38–45. DOI: 10.1016/j.enggeo.2008.07.002
20. Тучкова А.И., Тюпина Е.А. Влияние температуры активации бентонита на его сорбционную способность к извлечению Cs-137 из вакуумных масел // Успехи в химии и химической технологии: cб. науч. тр. – 2010. – Т. XXIV, 7(112). – С. 12–15.
21. Кара-Сал Б.К., Сапелкина Т.В. Повышение адсорбционных свойств глинистых пород Тувы в зависимости от методов активации // Актуальные проблемы современной науки. – 2012. – № 5. – С. 158–162.
22. Термообработка бентонита и адсорбция метилена голубого / Л.А. Биннатова [и др.] // Конденсированные среды и межфазные границы. – 2007. – Т. 9, № 2. – С. 99–101.
23. Влияние термического модифицирования на адсорбционные свойства природных силикатов / Л.И. Бельчинская [и др.] // Сорбционные и хроматогра­фические процессы. – 2006. – Т. 6, Вып. 1. – С. 80–81.
24. Кормош Е.В., Алябьева Т.М. Разработка эффективных сорбционно-активных материалов для очистки сточных вод от нефтепродуктов // Успехи современного естествознания. – 2016. – № 5. – С. 20–24.
25. Мосталыгина Л.В., Чернова Е.А., Бухтояров О.И. Кислотная активация бентонитовой глины // Вестник ЮУрГУ. – 2012. – № 24. – С. 57–61.
26. К вопросу о сорбционной очистке воды монтмориллонитсодержащей глиной / О.Н. Каныгина [и др.] // Вестник ОГУ. – 2014. – № 9 (170). – С. 160–163.
27. Везенцев А.И., Королькова С.В., Воловичева Н.А. Физико-химические характеристики природной и модифицированной глины месторождения Поляна Белгородской области // Сорбционные и хроматогра­фические процессы. – 2008. – Т. 8, Вып. 5. – С. 790–795.
28. Тучкова А.И., Тюпина Е.А., Рахимов М.Г. Влияние щелочной активации глинистых минералов на их сорбционную способность к извлечению Cs-137 из отработавшего масла // Успехи в химии и химической технологии: сб. научн. тр. – 2012. – Т. XXVI, № 6(135). – С. 92–95.
29. Куртукова Л.В., Сомин В.А., Комарова Л.Ф. Исследования по удалению из воды солей жесткости с применением сорбентов на основе минеральных волокон и бентонитовых глин // Успехи современного естествознания. – 2011. – № 12. – С. 29–31.
30. Влияние давления и гранулометрического состава на энергетическую активность глин / В.В. Сере­дин, А.В. Растегаев, В.И. Галкин, Т.Ю. Паршина, Г.А. Исаева // Инженерная геология. – 2017. – № 4. – С. 62–71. DOI: 10.25296/1993-5056-2017-4-62-71
31. Структурообразование в дисперсиях слоистых силикатов / С.П. Ничипоренко, А.А. Панасевич, В.В. Минченко [и др.]; под общ. ред. С.П. Ничипоренко. – Киев: Наукова думка, 1978. – 202 с.
32. Laser particle sizer “Analysette 22” (NanoTec/MicroTec/XT): operating instructions. Idar-Oberstein, Germany: Fritsch GmbH, 2004 [Электронный ресурс]. URL: https://www.johnmorrisgroup.com/ Content/Attachments/12867/26 8095_manual_instr-John-Morris.pdf (дата обращения: 01.06.2018).
33. ГОСТ 25100-2011. Грунты. Классификация (с поправкой). – М.: Стандартинформ, 2013. – 45 с.
34. Торопова Н.А. Практикум по химии кремния и физической химии силикатов. – Львов: Изд-во Львов. ун-та, 1965. – 292 с.
35. Васильев В.П. Аналитическая химия: в 2 кн.: Кн. 1: Титриметрические и гравиметрический методы анализа. – М.: Дрофа, 2004. – 368 с; Кн. 2: Физико-химические методы анализа. – М.: Дрофа, 2004. – 384 с.
36. Tang L., Sparks D.L. Cation-exchange kinetics on montmorillonite using pressure-jump relaxation // Soil Science Society of America Journal. – 1993. – Vol. 57, № 1. – P. 42–46. DOI: 10.2136/sssaj1993.03615995005700010009x
37. Bhattacharyya K.G., Gupta S.S. Adsorption of a few heavy metals on natural and modified kaolinite and montmorillonite: A review // Advances in Colloid and Interface Science. – 2008. – № 140. – P. 114–131. DOI: 10.1016/j.cis.2007.12.008
38. ГОСТ 21283-93. Глина бентонитовая для тонкой и строительной керамики. Методы определения показателя адсорбции и емкости катионного обмена. – Минск: Изд-во стандартов, 1995. – 8 с.
39. Changes in physical properties of clay under compression / V.V. Seredin, A.V. Rastegayev, E.G. Panova, N.A. Medvedeva // International Journal of Engineering and Applied Sciences. – 2017. – Vol. 4, № 3. – P. 22.
40. Тарасевич Ю.И. Строение и химия поверхности слоистых силикатов. – Киев: Наукова думка, 1988. – 248 с.
41. Арипов Э.А., Агзамходжаев А.А. Активные центры монтмориллонита и хемосорбция. – Ташкент: Фан, 1983. – 164 с.

  В настоящее время в зарубежной и отечественной практике строительства скважин область возможного применения буровых растворов на углеводородной основе (РУО) значительно расширяется. Известно достаточно много примеров успешного применения РУО при бурении скважин сложного профиля в различных геолого-технических условиях. Существует также и отрицательный опыт, свидетельствующий о том, что выбранный состав и технологические свойства РУО не в полной мере отвечали горно-геологическим условиям бурения. В частности, известны случаи потери устойчивости ствола скважины, а также недостижения планового дебита вследствие низкого качества первичного вскрытия продуктивного пласта. С целью повышения эффективности применения РУО актуальной является разработка критериев оценки их качества в зависимости от горно-геологических условий применения, позволяющих проводить оперативный контроль качества бурового раствора в промысловых условиях. На основании многолетнего опыта применения РУО предложен алгоритм выбора критериев качества данного типа растворов в зависимости от горно-геологических условий применения. Рассмотрены требования, предъявляемые к РУО при бурении скважин с большим отходом от вертикали, в том числе в интервалах неустойчивых терригенных отложений, в условиях повышенных пластовых температур. Предложены критерии оценки качества первичного вскрытия продуктивных пластов.
  Представленные в статье критерии оценки качества РУО будут полезны специалистам в области бурения и добычи, занимающимся проектированием и разработкой буровых растворов, в том числе для сланцевых месторождений нефти и газа.
  Ключевые слова: буровые растворы на углеводородной основе, скважины с большим отходом от вертикали, критерии качества буровых растворов, коэффициент разупрочнения, коэффициент температурного разжижения, температура вспышки.

Некрасова Ирина Леонидовна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в городе Перми
Irina.Nekrasova@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: учеб. для вузов. – Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2001. – 544 с.
2. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов / А.Н. Попов, А.И. Спивак, Т.О. Акбулатов [и др.]; под общей ред. А.И. Спивака. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. – 509 с.
3. Отечественный и зарубежный опыт бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин с большим отклонением ствола от вертикали / А.С. Оганов [и др.] // Нефтегазовые технологии. – 2000. – № 2. – С. 16–20.
4. Application and optimization of oil-based drilling fluids for ERD wells YNAO area / A. Arslanbekov, N. Sevodin, D. Valuev [et al.] // Paper SPE 136310 presented at the SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition. – Moscow, Russia, 26–28 October, 2010. DOI: 10.2118/136310-MS
5. The results of horizontal well drilling using invert-emulsion fluid at Kharyaginskoe Field / P. Khvoshchin, N. Lyadova, S. Iliasov[et al.] // Paper SPE 171283 presented at the SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition, 14-16 October, 2014. – Moscow, 2014. DOI: 10.2118/171283-MS
6. Глущенко В.Н., Орлов Г.А., Силин М.А. Технологические процессы вскрытия пластов и добычи нефти с использованием обратных эмульсий. – М.: Интерконтакт Наука, 2008. – 360 с.
7. Frazer L.J. How to select drilling fluid for horizontal wells // Word Oil. – 1993. – Vol. 214. – P. 59–63.
8. Emulsions: fundamentals and applications in the petroleum industry / Ed. by L.L. Schramm. – Washington: ACS, 1992. – 428 p.
9. Практикум по коллоидной химии (коллоидная химия латексов и поверхностно-активных веществ): учеб. пособие для вузов / под ред. Р.Э. Неймана. – М.: Высшая школа, 1971. – 176 с.
10. Мелехин А.С. Опыт строительства горизон­тальных скважин на Кыртаельском месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ». Борьба с осложнениями при бурении // Инженерная практика. – 2012. – № 2. – С. 72–75.
11. Буровые растворы на неводной основе для бурения скважин с большим приложением / Ю.В. Фефелов, Д.В. Карасев, A.M. Нацепинская, И.Л. Некрасова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2007. – № 9. – С. 47–48.
12. А.С. 1020428 СССР, С 09К 7/06. Гидрофобный эмульсионный буровой раствор / Шевчук В.В. [и др.]; заявитель и патентообладатель Ин-т общей и неорган. химии АН БССР №3322836/23-03; заявл. 17.07.1981; опубл. 30.05.1983, Бюл. № 20.
13. Aston M., Mihalik P., Tunbridge J. Towards zero fluid loss oil based muds // Paper SPE 77446 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 29 September – 2 October. – San Antonio, 2002. DOI: 10.2118/77446-MS
14. Мухин Л.К. Буровые растворы на углеводо­родной основе для бурения в осложненных условиях и вскрытия продуктивных пластов: дис. … д-ра техн. наук. – М.: МИНХ и ГП, 1971. – 148 с.
15. Новиков В.С. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин: учеб. пособие. – М.: Недра, 2000. – 270 с.
16. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург: Летопись, 2005. – 664 с.
17. Omland T.H., Saasen A., Amundsen P.A. Detection techniques determining weighting material sag in drilling fluid and relationship to rheology // Annual transactions of the Nordic rheology society. – 2007. – Vol. 15.
18. Токунов В.И., Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. – М.: Недра, 1983. – 167 с.
19. ISO 10414-2:2011. Petroleum and natural gas industries – Field testing of drilling fluids. Part 2: Oil-based fluids. – 157 р.
20. Christiansen C. From oil-based mud to water-based mud // Paper SPE-23359-MS presented at the SPE Health, Safety and Environment in Oil and Gas Exploration and Production Conference, 11–14 November, The Hague, Netherlands, 1991. DOI: 10.2118/23359-MS
21. Епифанцев О.Г., Плетенчук Н.С. Оценка прочности горных пород по минеральному составу: метод. указания по выполнению лабораторной работы для студентов горных и строительных специальностей. – Новокузнецк: Издательский центр СибГИУ. – 16 с.
22. Simpson J.P. Studies dispel myths, give guidance on formulation of drilling fluids for shale stability. IADC/Paper SPE 39376 presented at the 1998 IADC/SPE Drilling Conference held in Dallas, Texas, 3–6 March 1998. DOI: 10.2118/39376-MS
23. Строительные материалы (материаловедение, строительные материалы) / В.Г. Микульский [и др.]. – М.: Изд-во Ассоциации строительных вузов, 2004. – 536 с.
24. Некрасова И.Л., Гаршина О.В., Хвощин П.А. Теория и практика использования инвертно-эмульсион­ных растворов в процессе строительства скважин: моногр. – Пермь: Астер, 2016. – 148 с.
25. Разработка комплексной технологии безаварийной проводки скважин с горизонтальным окончанием на отложения девонской системы (на примере Андреевского месторождения) : отчет о НИР / Г.В. Окромелидзе [и др.] / филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми. – Пермь, 2015. – 137 с.
26. Cheng-Fa L. A new technique for evaluation of shale stability in the presence of polymeric drilling fluid // SPE production Engineering. – 1988. – Vol. 3, № 3. – P. 366–374. DOI: 10.2118/14249-PA
27. Норов А.Д., Гайдаров А.М., Хуббатов А.А. Выбор буровых растворов для стабилизации стенок скважин // Газовая промышленность. – 2015. – № 3. – С. 85–88.
28. Геомеханическое моделирование как неотъем­лемая часть комплексного подхода к строительству скважин в сложных горно-геологических условиях / О.В. Гаршина, А.А. Предеин, П.И. Клыков, П.А. Хвощин, И.Л. Некрасова // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 5. – С. 28–33.
29. Bol G.M., Davidson C.J., Woodland D.C. Borehole stability in shales // SPE Drilling&Completion. – 1994. – Vol. 9, iss. 02. – P. 87–94. DOI: 10.2118/24975-PA
30. Kiselev P., Dobrokhleb P., Dementyev A. Application and optimization of drill-In fluids for achimov horizontal wells in West Siberia // Paper SPE 187697-MS presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, 16–18 October 2017. DOI: 10.2118/187697-MS
31. Aadnoy B.S., Chenevert M.E. Stability of highly inclined boreholes // SPE Drilling Engineering, 1987 SPE Drilling Engineering. – Vol. 2, iss. 04. – Р. 364–374.
32. Bradley W.B. Mathematical concept stress cloud – can predict borehole failure // The Oil and Gas Journal. – 1979. – Feb. 19. – P. 92–102.
33. Amani M. The rheological properties of oil-based mud under high pressure and high temperature conditions // Advances in Petroleum Exploration and Development. – 2012. – Vol. 3, no. 2. – P. 21–30. DOI: 10.3968/j.aped.1925543820120302.359
34. Influence of temperature and clays/emulsion microstructure on oil-based mud low shear rate rheology / B. Herzhaft, L. Rousseau, L. Neau [et al.] // Paper SPE 86197 presented at SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – San Antonio, Texas, 29 September – 2 October, 2002. DOI: 10.2118/77818-MS
35. ГОСТ 33697-2015. Растворы буровые на углево­дородной основе. Контроль параметров в промысловых условиях. – М.: Стандартинформ, 2016. – 122 с.
36. Соловьев А.Я. Совершенствование качества буровых эмуль­сионных растворов применением реагентов комплекс­ного действия: дис. … канд. техн. наук. – Уфа, 2003. – 234 с.
37. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. Серия 08, вып. 19. – М.: Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности, 2013. – 288 с.
38. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин. – М.: Недра, 1989. – 251 с.
39. Применение инвертно-эмульсионных буровых растворов при проводке глубоких скважин в Белоруссии / А.В. Мнацаканов [и др.] // ОИ. Сер «Бурение». – М.: ВНИИОЭНГ, 1978. – 45 с.
40. Вскрытие гидрофобных коллекторов с использованием буровых растворов на углеводородной основе / А.Р. Арсланбеков [и др.]// Бурение и нефть. – 2014. – № 9. – С. 29–32.
41. Исследование влияния различных систем буровых растворов на первичное вскрытие коллекторов Тобойского месторождения (этапы 2, 3 и 4): отчет о НИР / С.Е. Ильясов [и др.] / Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми. – Пермь, 2016. – 99 с.

  Представлены результаты анализа технологической эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) по восстановлению и увеличению продуктивности добывающих скважин каширского и подольского объектов разработки на одном из нефтяных месторождений (Пермский край). По косвенным признакам карбонатный коллектор на указанных объектах проявляет свойства коллектора трещинно-порового типа, что отражается на продуктивности скважин и результатах ГТМ.
  Сравнительный анализ показателей эффективности проведенных геолого-технических мероприятий по фонду добывающих скважин указывает на более высокие значения показателей при пропантном гидроразрыве пласта (ГРП). Прирост дебита скважин по нефти после ГРП возрастает с увеличением удельного расхода пропанта.
  Выполнены расчеты по данным волнового акустического кросс-дипольного каротажа (ВАК-Д). По результатам выполненных исследований и расчетов построен профиль горизонтальных напряжений в пласте, обоснованы значения забойного давления, при которых происходит смыкание трещины в отдельных пропластках. Для одной из скважин выполнен ретроспективный дизайн основного ГРП, который показал, что высота развития трещины ограничена плотными барьерами выше и ниже интервала перфорации, при этом часть образовавшейся трещины не упакована пропантом.
  Проведение пропантного ГРП сопровождается значительным увеличением обводненности скважин после ГТМ, характер изменения которой в последующие периоды указывает на высокую вероятность подключения к процессу дренирования пласта через образованную трещину пропластков с низкой естественной нефтенасыщенностью.
  Анализ результатов выполненных ГТМ, данных геофизических исследований скважин с учетом построенного ретроспективного дизайна основного ГРП приводит к выводу о необходимости оптимизации технологических параметров при построении дизайна пропантного ГРП для добывающих скважин каширского и подольского объектов на одном из нефтяных месторождений Пермского края путем увеличения удельного расхода пропанта, уменьшения загрузки полимера и доли буферной стадии основного ГРП.
  Ключевые слова: гидроразрыв пласта, нефтенасыщенность пластов, коэффициент продуктивности, трещинно-поровый карбонатный коллектор, обводненность скважин, горизонтальные напряжения, забойное давление, оптимизация дизайна гидроразрыва пласта.

Вотинов Александр Сергеевич
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
aleksandr.votinov@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

Дроздов Сергей Александрович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Sergej.Drozdov@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

Малышева Валерия Леонидовна
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
valerija.malysheva@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

Мордвинов Виктор Антонович 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
mva44@bk.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В. Изменение продуктивности добывающих скважин при снижении пластовых и забойных давлений // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 8. – С. 120–122.
2. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В. Управление продуктивностью скважин: учеб. пособие. – Пермь: Изд-во Перм. нац. иссл. политехн. ун-та, 2011. – 137 с.
3. К прогнозированию темпов снижения добычи нефти по данным истории разработки нефтяных залежей / М.К. Анурьев, Т.М. Гуляева, А.В. Лекомцев, Д.В. Чернышев // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 6. – С. 93–100.
4. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. – М.: Наука, 1997. – 397 с.
5. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. – М.: Недра, 1977. – 287 с.
6. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Р. С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров [и др.]; под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983. – 455 с.
7. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. – М.: Недра, 1972. – 184 с.
8. Мордвинов В.А., Пономарева И.Н., Ерофеев А.А. Изменение гидродинамического состояния присква­жинной зоны и продуктивности скважины при снижении пластового и забойного давлений // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2011. – № 5. – С. 43–45.
9. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекае­мыми запасами. – М.: Нефть и газ, 1996. – 190 с.
10. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов. – М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 816 с.
11. Мартюшев Д.А. Определение рационального забойного давления добывающих скважин при разработке карбонатных коллекторов. – М.: Бурнефть. – 2014. – № 11. – С. 22–24.
12. Reiss L.H. The Reservoir engineering aspects of fractured formations. Institut francais du petrole, 1980. – 110 p.
13. Опыт проведения проппантного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах месторождений Перм­ского края / С.А. Кондратьев, А.А. Жуковский, Т.С. Кочнева, В.Л. Малышева. – М.: ВНИИОЭНГ, 2016. – 68 с.
14. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – Москва – Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2007. – 237 с.
15. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений / Б.Т. Баишев, В.В. Исаичев, С.В. Кожакин [и др.]. – М.: Недра, 1978. – 197 с.
16. Мордвинов В.А. Исследования в области кислотного воздействия на продуктивные пласты карбонатного коллектора // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 10. – С. 39–41.
17. Мордвинов В.А. Механизм воздействия соляно-кислотных растворов на карбонатный коллектор // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 1. – С. 44–46.
18. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных место­рождений: учеб. для вузов. – М.: Недра, 1986. – 332 с.
19. Напряженное состояние продуктивных объектов нефтяных месторождений Западного Урала / Ю.А. Кашников, С.Г. Ашихмин, Д.В. Шустов, С.А. Кондратьев, Ю.В. Уточкин // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 64–67.
20. Прогнозирование напряженного состояния пластов на основании специальных промысловых исследований и выполненных операций гидроразрыва пласта в условиях терригенных коллекторов месторож­дений Пермского края / С.А. Кондратьев, А.А. Жуковский, Т.С. Якимова, В.А. Жигалов, В.Л. Малышева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 12. – С. 58–63.
21. Valko P., Economides M.J. Hydraulic fracture mechanics. – New York: John Wiley & Sons, 1995. – 298 p.
22. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. – М.: Недра-Бизнес-центр, 2007. – 476 с.
23. Геомеханические характеристики терригенных продуктивных объектов нефтяных месторождений Запад­ного Урала / Ю.А. Кашников, Д.В. Шустов, А.Э. Кух­тинский, С.А. Кондратьев // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 32–65. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-4-32-35
24. Zoback M. Reservoir geomechanics. – New York: Cambridge University Press, 2007. – 504 p.
25. Charlez Ph.A. Rock mechanics: petroleum applications. Volume 2. – Paris: Edition Technip, 1997. – 661 p.
26. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. – М.: Недра. 1988. – 150 с.
27. Спивак А.И., Попов Л.Н. Механика горных пород. – М.: Недра, 1975. – 200 с.
28. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. – М.: Недра, 1980. – 202 с.
29. Ржевский В.В., Новик Г.Я. Основы физики горных пород. – М.: Недра, 1984. – 359 с.
30. Учет упругомеханических свойств пластов при выполнении ГРП на примере одного объекта разработки месторождений Пермского края / С.А. Кондратьев, А.А. Жуковский, Т.С. Кочнева, В.Л. Малышева. – М.: ВНИИОЭНГ, 2015. – С. 56–59
31. Опыт проведения гидроразрыва пласта на месторождениях Пермского края и основные направления повышения его эффективности / Д.В. Антонов, С.А. Кондратьев, А.А. Жуковский, Т.С. Кочнева. – М.: Нефтяное хозяйство, 2014. – 135 с.
32. Шорохов А.Н., Азаматов М.А. Снижение технологических рисков гидравлического разрыва пласта, ограниченного глинистыми барьерами малой мощности // Георесурсы. – 2012. – № 1. – С. 51–52.
33. Hydraulic fracture stimulation of highly permeable formations: the effect of critical fracture parameters on oilwell production and pressure / A.K. Mathur, X. Ning, R.B. Marcineau, C.A. Ehlig-Economides, M.J. Economides // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 22–25 October, Dallas, Texas, 1995. DOI: 10.2118/30652-MS
34. Nolte K.G. Principles for fracture design based on pressure analysis // SPEPE. – 1988. – Feb. – P. 22–30.
35. Nordgren R.P. Propagation of a vertical hydraulic FRacture // Soc. Petrol. Eng. Journal. – 1972. – Vol. 12, № 4. – P. 306–314. DOI: 10.2118/3009-PA
36. Economides M.J. Reservoir stimulation. – 3d ed. – New York: John Wiley & Sons, 2000. – 856 p.
37. Применение новых технологий ГРП с пропантом в карбонатных коллекторах верейского горизонта среднего карбона на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами на территории Республики Татарстан / Р.Ш. Тахаутдинов, Р.Ф. Валиев, О.З. Исмагилов, М.Г. Новиков // Технологии. – 2015. – № 1. – С. 45–54.
38. Газизов А.Ш., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. – М.: Недра, 1999. – 285 с.
39. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины / Р.Т. Булгаков [и др.]. – М.: Недра, 1976. – 175 с.
40. Фаттахов И.Г. Систематизация причин прорыва воды в добывающие скважины // Нефтепромысловое дело. – 2011. – № 12. – С. 17–19.

  При разработке трещинно-поровых коллекторов возможны прорывы нагнетаемой в пласты воды через систему трещин к добывающим скважинам. Данный процесс может снизить охват пласта воздействием системы разработки, что в итоге приведет к снижению коэффициента нефтеизвлечения. Для более полного охвата пласта воздействием на трещинно-поровом коллекторе возможно использование различных методов, связанных с закачкой геле- и осадкообразующих агентов, применением волновых технологий и др. В работе рассмотрена залежь с высоковязкой нефтью и трещинно-поровым коллектором. По объекту наблюдается опережение роста обводненности над выработкой запасов нефти. Авторы работы предлагают использовать волновое воздействие, связанное с остановками как нагнетательных, так и добывающих скважин. Время остановки и работы каждой скважины следует выбирать исходя из параметров призабойной зоны. Конкретное значение времени окончания взаимодействия блоков и трещин при изменении давления в точках пласта можно грубо оценить по началу прямолинейной части кривой восстановления давления в трещинно-поровом коллекторе. Для выбранного участка залежи определены времена окончания взаимодействия между трещинами и блоками при изменении давления, предложены различные варианты реализации. Моделирование процесса воздействия выполнено в программном комплексе Tempest More. По результатам моделирования можно отметить, что с точки зрения снижения обводненности волновое воздействие эффективно, но при длительных остановках добывающих скважин происходят потери добычи нефти. Следует отметить, что время взаимодействия между трещинами и блоками существенно зависит от проницаемости призабойной зоны, и с ее увеличением это время снижается. Также в работе установлено, что больший эффект при воздействии получен при использовании волны переменной частоты.
  Ключевые слова: добыча нефти, обводненность, волновое воздействие, трещинно-поровый коллектор, проницаемость, гидродинамическое моделирование, коэффициент извлечения нефти, нестационарное заводнение.

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

Уирсигроч Мариан
Абердинский университет
poplygin@bk.ru
Центр исследования прикладной динамики, Королевский колледж, AB24 3UE, Абердин, Соединённое Королевство Великобритании и Северной Ирландии

1. Hou J., Luo M., Zhu D. Foam-EOR method in fractured-vuggy carbonate reservoirs: Mechanism analysis and injection parameter study // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 164. – P. 546–558. DOI: 10.1016/j.petrol.2018.01.057
2. Min H., Chen L., Wang L., Zhang L., Chen J. Characteristics and mechanism of water production for fractured vuggy carbonate reservoirs, Halahatang Oilfield // Journal of Southwest Petroleum University. 2017. – Vol. 39, iss. 1, – P. 114–123. DOI: 10.1016/j.jngse.2017.02.022
3. Liu C., Li K., Tian X., Zhao G., Chen Y., Mahlalela B.M. Experimental studies on production performance of oil reservoirs with bottom water // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Vol. 172. – P. 527–537. DOI: 10.1016/j.petrol.2018.09.052
4. Glover P.W.J., Lorinczi P., Al-Zainaldin S., Al-Ramadan H., Daniel G., Sinan S. Advanced fractal modelling of heterogeneous and anisotropic reservoirs // SPWLA 59th Annual Logging Symposium, 2-6 June. – London, 2018.
5. Liu P., Mu Z., Wang W., Liu P., Hao M., Liu J. A new combined solution model to predict water cut in water flooding hydrocarbon reservoirs // International Journal of Hydrogen Energy. – 2017. – Vol. 42, iss. 29. – P. 18685–18690. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2017.04.166
6. Гладких Е.А., Хижняк Г.П. Результаты исследований водоизоляционного состава на керновой модели слоисто-неоднородного пласта // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 118–121. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-11-118-121
7. Строганов М.А. Технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с применением кремнийорганических тампонажных материалов группы АКОР // Нефть. Газ. Инновации. – 2016. – № 4. – С. 69–73.
8. Абилхаиров Д.Т., Альмухаметова Э.М., Владимиров И.В. Результаты внедрения технологии выравнивания профиля приемистости с применением геллана в качестве тампонирующего агента // Нефтегазовое дело. – 2017. – Т. 15, № 1. – С. 65–69. DOI: http://dx.doi.org/10.17122/ngdelo-2017-1-65-69
9. Хасанов И.М. Результаты применения технологий по выравниванию профилей приемистости (ВПП) нагнетательных скважин на месторождениях АО «Варьеганнефтегаз» // Нефть. Газ. Инновации. – 2015. – № 7. – С. 28–33.
10. Юшков И.Р., Цветков Г.А. Итенсификация добычи высоковязкой нефти Опалихинского месторождения // Вестник Пермского университета. Геология. – 2017. – Т. 16, № 1. – С. 84–90. DOI: 10.17072/psu.geol.16.1.84
11. Oilfield reservoir souring during waterflooding: A case study with low sulphate concentration in formation and injection waters / A.N. Cavallaro, M.E.G. Martinez, H. Ostera, H. Panarello, R.R. Cordero // Proceedings – SPE International Symposium on Oilfield Chemistry 2005, SPE 92959. – P. 131–142. DOI: 10.2118/92959-MS
12. Polymer flood application to improve heavy oil recovery at East Bodo / F.R. Wassmuth, W. Arnold, K. Green, N. Cameron // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2009. – 48 (2). – Р. 55–61. DOI: 10.2118/09-02-55
13. Hou J., Li Z.-Q., Cao X.-L., Song, X.-W. Integrating genetic algorithm and support vector machine for polymer flooding production performance prediction // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2009. – Vol. 68, iss. 1–2. – P. 29–39. DOI: 10.1016/j.petrol.2009.05.017
14. Палий А.О., Раянов Р.Р. Причины неуспешности нестационарного заводнения при разработке низкопроницаемых коллекторов нефти // Нефть, газ и бизнес. – 2013. – № 6. – С. 38–42.
15. Тараканова О.Э., Галиуллин М.М., Дубовецкая Н.В. Нестационарное заводнение как способ повышения эффективности реализованной системы поддержания пластового давления // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 49–53.
16. Применение методов увеличения нефтеотдачи и адресных обработок скважин на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / Ю.В. Шульев, М.А. Виноходов, Д.Ю. Крянев, А.М. Петраков, А.И. Шилова, Р.Ю. Жуков // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 1. – С. 64–66.
17. Ваганов Л.А., Телегин И.Г. Влияние остановок нагнетательных скважин на разработку объекта ЮС1 месторождения «Грибное» // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2011. – № 4. – С. 66–71.
18. Ваганов Л.А., Телегин И.Г. Анализ эффективности нестационарного заводнения юрских отложений Когалымского района // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2011. – № 6. – С. 62–68.
19. Круглов Я.А. О применении нестационарного заводнения на обводненных нефтяных месторождениях // Вестник Северо-Кавказского государственного техни­ческого университета. – 2012. – № 3 (32). – С. 85–87.
20. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. – М.: Недра, 1994. – 308 с.
21. Shchipanov A.A., Surguchev L.M., Jakobsen S.R. Improved oil recovery by cyclic injection and production // Society of Petroleum Engineers – SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. – 2008. – 2. – Р. 901–911. DOI: 10.2118/116873-MS
22. Mai A., Kantzas A. Improved heavy oil recovery by low rate waterflooding // Society of Petroleum Engineers – International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, «Heavy Oil: Integrating the Pieces». – 2008. – 2. – Р. 727–738. DOI: 10.2118/117648-MS
23. Guan W., Wu S., Jiang, Y., Liang J. 3D physical model of steam injection in high water-cut reservoir // Shiyou Xuebao / Acta Petrolei Sinica. – 2009. – Vol. 30, iss. 3. – P. 404–408.
24. Поплыгин В.В., Белоглазова Е.А., Иванова А.С. Анализ результатов проведения кислотных обработок в сложных геолого-технологических условиях // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – Т. 13, № 10. – С. 83–90. DOI: 10.15593/2224-9923/2014.10.8
25. Чумаков Г.Н. Вероятностная оценка эффек­тивности применения метода циклической закачки жидкости в пласт // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – Т. 13, № 13. – С. 49–58. DOI: 10.15593/2224-9923/2014.13.5
26. Варианты импульсного нестационарного заводнения в блоковых системах разработки / М.Я. Хабибуллин, Р.И. Сулейманов, Л.З. Зайнагалина, В.А. Петров // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2017. – № 5. – С. 99–103.
27. Владимиров И.В., Альмухаметова Э.М., Уметбаев В.Г. Теоретическое исследование влияния послойной проницаемостной неоднородности продуктивного пласта на эффективность нестационарного заводнения // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 2 (100). – С. 33–45. DOI: 10.17122/ntj-oil-2015-2-33-45
28. Владимиров И.В., Пичугин О.Н., Велиев Э.М. Технология нестационарного воздействия, предусмат­ривающая периодическую работу добывающих и нагнетательных скважин в противофазе // Нефтепромысловое дело. – 2015. – № 11. – С. 56–59.
29. Huang X., Ling Y. Water injection optimization using historical production and seismic data // Proceedings – SPE Annual Technical Conference and Exhibition, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 24–27 September, San Antonio. – 4. – Р. 2202–2209. DOI: 10.2118/102499-MS
30. Назарова Л.Н. влияние соотношения параметров, определяющих гидропроводность пласта, на величину расчетного коэффициента извлечения нефти // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 10. – С. 20–23.
31. Владимиров И.В., Альмухаметова Э.М., Варисова Р.Р. Анализ влияния нестационарного заводнения на результаты гидродинамических исследований скважин // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 10. – С. 55–57.
32. Анализ влияния нестационарного заводнения на результаты гидродинамических исследований скважин / И.В. Владимиров, Э.М. Альмухаметова, Р.Р. Варисова, Е.М. Абуталипова, А.Н. Авренюк // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 9. – С. 68–71.
33. Feng Q., Wang S., Gao G., Li C. A new approach to thief zone identification based on interference test // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2010. – Vol. 75, iss. 1–2. – P. 13–18. DOI: 10.1016/j.petrol.2010.10.005
34. Мамедова М.А. Исследование параметров призабойной зоны трещинных пластов при неустановившемся режиме // Булатовские чтения. – 2018. – Т. 2, № 1. – С. 252–254.
35. Молокович Ю.М. Неравновесная фильтрация и ее применение в нефтепромысловой практике. М. – Ижевск: РХД, Институт компьютерных исследований, 2006. – 214 с.
36. Циклис И.М., Моисеева Е.Ф. Исследование влияния продолжительности периода простоя/работы нагнетательных скважин на эффективность применения нестационарного заводнения в нефтяных залежах в условиях частичного разгазирования // Булатовские чтения. – 2017. – Т. 2. – С. 296–301.
37. Владимиров И.В., Пичугин О.Н., Горшков А.В. Опыт применения технологий нестационарного заводнения на залежах высоковязкой нефти месторождения Северные Бузачи // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 11. – С. 46–52.
38. Sanchez-Rivera D., Mohanty K., Balhoff M. Reservoir simulation and optimization of Huff-and-Puff operations in the Bakken Shale // Fuel. – 2015. – Vol. 147. – P. 82–94. DOI: 10.1016/j.fuel.2014.12.062
39. Wen H., Sun N., Liu Y. Index system evaluating water flooding development effect of oilfield at ultra-high water cut stage // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2017. – Vol. 7, iss. 1. – P. 111–123. DOI: 10.1007/s13202-016-0249-3
40. Эффективность нестационарного заводнения в процессе изменения горно-геологических условий эксплуатации продуктивных пластов / В.И. Хохлов, Ш.С. Галимов, Ю.А. Котенев, Ш.Х. Султанов, В.В. Мухаметшин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 1. – С. 54–58.

  Оценено влияние закачки воды в пласт на добычу нефти для турнейских отложений Сосновского газонефтяного месторождения. Для анализа использованы статистические методы: корреляционный, регрессионный и пошаговый дискриминантный анализ. Использовалась информация по ежемесячной и накопленной добыче нефти, а также закачке воды в продуктивный пласт по четырем нагнетательным и двенадцати добывающим скважинам. На основе этой информации были выполнены исследования по оценке влияния объема месячной закачки воды в пласт на месячную добычу нефти при условии, что каждая нагнетательная скважина оказывает влияние только на близкорасположенные добывающие скважины. Между параметрами месячной закачки и месячной добычи нефти было обосновано отсутствие корреляционной зависимости. Далее для оценки эффективности нагнетания воды в пласт было принято решение использовать информацию о накопленном объеме закачки воды и накопленном объеме добычи нефти. Было установлено, что между параметрами накопленного объема закачки воды и накопленного объема добычи нефти существует зависимость, при увеличении значений накопленного объема закачки воды значение накопленного объема добычи нефти увеличивается, но градиенты повышения для всех скважин индивидуальны. На графиках визуально было выделено три участка, где соотношения между ними обладают на некотором диапазоне высокой степенью линейности. Для установления границ тех участков, где влияние значений накопленного объема закачки воды на накопленный объем добычи нефти условно однородно, был использован линейный дискриминантный анализ. Результаты исследования показывают, что закачка воды в пласт имеет разную степень влияния на добывающие скважины. Данный анализ в дальнейшем можно применять для обоснования проведения геолого-технологических мероприятий и для выявления гидродинамической связи.
  Ключевые слова: месторождение, система поддержания пластового давления, добыча нефти, закачка воды, добывающая скважина, нагнетательная скважина, коэффициент корреляции, математическая статистика, уравнение регрессии, t-критерий Стьюдента, линейная дискриминантная функция, угловой коэффициент, оптимизация, турнейские отложения, линейный дискриминантный анализ.

Фадеев Александр Павлович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Aleksandr.Fadeev@pnn.lukoil.com
614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

1. Зотиков В.И., Козлова И.А., Кривощеков С.Н. Геологические основы рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений: учеб. пособие. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2012. – 169 с.
2. Альвард А.А. Анализ эффективности системы заводнения Волостновского нефтяного месторождения // Научно-технические проблемы добычи нефти в старом нефтедобывающем регионе. – 2007. – Вып. 119, ч. II. – С. 121–128.
3. Атанов Г.А., Боксерман A.A., Сургучев М.Л., Цынкова О.Э. К определению эффективности циклического заводнения неоднородных нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. – 1973. – № I. – С. 46–49.
4. Захаров И.В. Создание метода определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей и технологии вовлечения их в активную разработку: дис. … канд. техн. наук. – М., 2007. – 167 с.
5. Оперативный пересчет запасов углеводородного сырья Сосновского месторождения на основе геологической модели / Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми. – Пермь, 2012.
6. Sparse regression by projection and sparse discriminant analysis / Xin Qi, R. Luo, R.J. Carroll, Hongyu Zhao // Journal of Computational and Graphical Statistics. – 2015. – 24(2). – Р. 416–438.
7. Урбах В.Ю. Дискриминантный анализ и его применение в биологической систематике и медицинской диагностике // Применение математических методов в биологии. – Л., 1964. – Вып. 3. – С. 67–87.
8. Кравцов Б.А., Милютин Л.И. Возможности применения многомерной классификации при изучении популяций древесных растений // Пространственно-временная структура лесных биогеоценозов. – Новосибирск: Наука, 1981. – С. 47–65.
9. Матерон Ж. Основы прикладной геостатистики. – М., 1968. – 408 с.
10. Соснин Н.Е. Разработка статистических моделей для прогноза нефтегазоносности (на примере терригенных девонских отложений Северо-Татарского свода) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 16–25.
11. Statsoft: электрон. учеб. по статистике [Электронный ресурс]. – URL: http://statsoft.ru/ home/textbook/default.htm (дата обращения: 01.08.2018).
12. Галкин В.И., Мерсон М.Э., Галкин С.В. О возможностях прогнозирования нефтегазоносных отложений юга Прикаспийской впадины вероятностно-статистическими методами // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 1999. – № 1. – С. 33–41.
13. Денисов С.В., Исмагилов Р.Н., Сидельников К.А. Результаты применения метода последовательного прогнозирования вероятностей для дискриминантного анализа сложных моделей пласта // Известия Тульского государственного университета. Естествен­ные науки. – 2009. – 1. – С. 211–216.
14. Мандрик И.Э. О статистических зависимостях доказанных разбуренных неразрабатываемых запасов с количеством запланированных мероприятий // Вестник Пермского национального исследова­тельского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2004. – № 5. – С. 41–45.
15. Применение математических методов при анализе геологической информации (с использованием компьютерных технологий) / сост. И.М. Михалевич, С.П. Примина: учеб. пособие. – Иркутск: Изд-во Иркут. гос. ун-та, 2006. – Ч. III. – 115 с.
16. Галкин В.И., Бармин П.М. Применение статистического анализа для оценки влияния поддержания пластового давления на эффективность разработки турнейской залежи Опалихинского нефтяного месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2000. – № 3. – С. 54–59.
17. Поротников А.В., Попов М.П. Горбунова Н.П. Применение линейного дискриминантного анализа для автоматического определения происхождения изумруда по данным рентгенофлюоресцентного анализа // Труды института геологии и геохимии им. академика А.Н. Заварицкого. – Екатеринбург, 2013. – С. 353–355.
18. Dat Thanh Tran, Moncef Gabbouj, Alexandros Iosifidis. Multilinear class-specific discriminant analysis // Pattern Recognition Letters. – 2017. – Vol 100. – Р. 131–136. DOI: 10.1016/j.patrec.2017.10.027
19. Кожакин С.В. Статистическое исследование нефтеотдачи месторождений Урало-Поволжья, находящихся в поздней стадии разработки // Нефтепромысловое дело. – 1972. – № 7. – С. 6–11.
20. Wang Jing. Functional principal component analysis for discretely observed functional data and sparse Fisher’s discriminant analysis with thresholded linear constraints, 2016 [Электронный ресурс]. – URL: https://scholarworks.gsu.edu/math_diss/35 (дата обращения: 01.08.2018).
21. Каган Е.С., Морозова И.С. Изучение факторов оптимизации познавательной деятельности студентов с помощью методов кластерного и дискриминантного анализов // Сибирская психология сегодня. – Кемерово: Кузбассвузиздат, 2002. – С. 36–41.
22. Гиниятуллин К.Г., Валеева А.А., Смирнова Е.В. Использование кластерного и дискриминантного анализов для диагностики литологической неоднородности почвообразующей породы по гранулометрическому составу. – М.: Наука, 2017. – С. 946–953.
23. Fisher R.A. The precision of discriminant functions // Annals of Eugenics. – 1940. – 10. – P. 422–429.
24. Cooley W.W., Lohnes P.R. Multivariate data analysis. – New York, John Wiley and Sons, Inc., 1971. – 364 p.
25. Кривощеков С.Н., Галкин В.И., Козлова И.А. Определение перспективных участков геолого-разведочных работ на нефть вероятностно-статистическими методами на примере территории Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 7–15.
26. Anderson Т.W. An introduction to multivariate statistical analysis. – New York, John Wiley and Sons, Inc., 1958. – 374 p.
27. Andrewartha H.G., Birch L.C. The distribution and abundance of animals. – Chicago: Univ. Press, 1954. – 782 p.
28. T. Cacoullos. Discriminant analysis and applications. – London: Academic press, Inc., 1972. – 434 р.
29. Факторный, дискриминантный и кластерный анализ / Дж.О. Ким, Ч.У. Мьюллер, У.Р. Клекка [и др.]. – М.: Финансы и статистика, 1989. – 215 с.
30. Андерсен Т. Введение в многомерный статистический анализ. – М.: Физматгиз, 1963. – 500 с.
31. Friedman J. Regularized discriminant analysis // Journal of the American Statistical Association. – 1989. – 84. – Р. 165–175.
32. Morrison D.F. Applied statistical methods. – Prentice-Hall, Inc, Engle-wood Cliffs, 1983. – 562 p.
33. Xu P., Brock G., Parrish R. Modified linear discriminant analysis approaches for classification of high-dimensional microarray data // Computational Statistics and Data Analysis. – 2009. – 53. – Р. 1674–1687.
34. Yong Wang, Jian-Bin Xie, Yi Wu. Orthogonal discriminant analysis revisited // Pattern Recognition Letters. – 2016. – Vol. 84. – Р. 149–155. DOI: 10.1016/j.patrec.2016.09.010
35. Боровиков В.П. Statistica для студентов и инженеров. – М.: КомпьютерПресс, 2001. – 301 с.
36. Гмурман В.С. Теория вероятностей и математическая статистика. – М.: Высшая школа, 1972. – 368 с.
37. Айвазян С.А., Степанов В.С. Инструменты статистического анализа данных // Мир ПК. – 1997. – № 8.
38. Machine learning. Neural and statistical classification / Ed. D. Mitchie [et al.]. – Ellis Horwood, Chichester, 1994. – 304 p.
39. Li С.С. Introduction to experimental statistics. – New York: McGraw-Hill, Inc, 1964. – 460 p.
40. Davis J.C. Statistics and data analysis in geology. – 3rd ed. – John Wiley & Sons, 2002.
41. Михалевич И.М., Алферова М.А., Рожкова Н.Ю. Основы прикладной статистики: в 3 т. – Иркутск: Изд-во Гос. ин-та усовершенствования врачей, 2008. – Т. 3. – 92 с.

  Статья посвящена разработке математической модели высоконапорного гидровихревого инерционного кинематического пылеподавления, применение которого позволяет существенно повысить эффективность локализации техногенных аварий и снизить уровень профессиональных легочных заболеваний. Динамика совершенствования техники и технологии пылеподавления в горно-металлургическом комплексе России показывает их недостаточную эффективность в обеспечении санитарно-гигиенических условий, а главное локализации взрывов пылевых смесей. Дальнейшее повышение эффективности угледобычи и переработки минерального сырья существенно ограничено несовершенством технологии локализации и ликвидации взрывов угольной пыли. На базе теории присоединенных вихрей разработан метод гидровихревого высоконапорного обеспыливания. Предложена математическая модель гидровихревой инерционной, кинематической гетерокоагуляции, существенно повышающей энергоэффективность пылеподавления. Уточнена графическая модель взаимодействия в зоне контакта в момент соударения в системе «жидкое – твердое», получены уравнения критериев Стокса и Рейнольдса при гидровихревой инерционной ортокинетической гетерокоагуляции. Получено уравнение для расчета величины снижения потребной энергии полного поглощения частиц пыли в функции от циркуляции капель жидкости. Получены уравнения для расчета эффективного краевого угла смачивания и минимального диаметра поглощаемых частиц пыли в функции от угловой скорости вращения капель жидкости. Показано, что гидровихревая коагуляция существенно снижает размер диспергированного состава пыли, расход воды, повышая эффективность пылеподавления. Существенное снижение размера поглощаемых частиц пыли повышает эффективность локализации взрывов угольной пыли, снижает заболеваемость силикозом и антракозом. Сертификационные испытания с применением защищенных патентом вихревых форсунок подтвердили снижение минимального размера поглощаемой пыли в четыре раза, повышение эффективности пылеулавливания до 99 % при одновременном снижении расхода воды на 20 % по сравнению с классическим высоконапорным гидрообеспыливанием. Предложенная технология пылеподавления может быть использована на горных предприятиях в условиях образования мелкодисперсных взрывоопасных пылевых смесей.
  Ключевые слова: экотехнология, пылеподавление, гетерокоагуляция, гидрофобность, циркуляция, угол смачивания, адгезия, энергия поглощения, присоединенный вихрь, медиальный размер, ортокинетика, коэффициент захвата, коэффициент поглощения, энергетический барьер налипания, сила депрессии.

Косарев Николай Петрович 
Уральский государственный горный университет 
ursmu@bk.ru
620144, Россия, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30

Макаров Владимир Николаевич
Уральский государственный горный университет 
uk.intelnedra@gmail.com
620144, Россия, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30

Макаров Николай Владимирович 
Уральский государственный горный университет 
mnikolay84@mail.ru
620144, Россия, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30

Угольников Александр Владимирович
Уральский государственный горный университет 
mnikolay84@mail.ru
620144, Россия, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30

Лифанов Александр Викторович
Научно-производственный комплекс «ОйлГазМаш»
info@oilgazmash.ru
142103, Россия, г. Подольск, ул. Железнодорожная, 2д

1. Скопинцева О.В. Научное обоснование комплексного метода снижения пылевой и газовой опасностей выемочных участков угольных шахт // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2011. – С. 315–325.
2. Левкин Н.Б. Предотвращение аварий и травматизма в угольных шахтах Украины. – Макеевка: МакНИИ, 2002. – 392 с.
3. Мохначук И.И. Проблемы безопасности на угле­добывающих предприятиях // Уголь. – 2008. – № 2. – С. 21–26.
4. Reed W.R., Organiscak J.A. Evaluation of dust exposure to truck drivers following the lead haul truck / Society for Mining, Metallurgy, and Exploration Annual Meeting, February 28 – March 2, Salt Lake City, Utah, 2005. – Р. 147–153
5. Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. – М.: Недра, 1979. – 271 с.
6. Метан / Ф.А. Алексеев, Г.И. Войтов, В.С. Лебедев [и др.]. – М.: Недра, 1978. – 310 с.
7. Васючков Ю.Ф. Физико-химические способы дегазации угольных пластов. – М.: Недра, 1986. – 255 с.
8. Сластунов С.В. Заблаговременная дегазация и добыча метана из угольных месторождений. – М.: Изд-во Моск. гос. горн. ун-та, 1996. – 273 с.
9. Handbook for dust control in mining / Ed. F.N. Kissell; Pittsburgh Department of Health and Human Services, Centers for Disease Control and Prevention, National Institute for Occupational Safety and Health, DHHS (NIOSH) Publication № 2003. – 132 p.
10. Скопинцева О.В. Исследование взаимодействий в системе «уголь – жидкость – газ» при увлажнении угольного массива // Аэрология: сб. научн. тр. по материалам симп. «Неделя горняка – 2009». Отдельный выпуск Горного информационно-аналитического бюллетеня (научно-технического журнала). – 2009. – № OB 13. – C.212–221.
11. Шаталов А.Н., Шмурыгин В.А. Современный подход к методам борьбы с пылью в подземных горных выработках // Проблемы геологии и освоения недр / Нац. исслед. Томск. политехн. ун-т. – Томск. – C. 378–379.
12. Шевцов Н.Р. Взрывозащита горных выработок. – Донецк: Нордпресс, 2002. – 286 с.
13. NIOSH/industry collaborative efforts show improved mining equipment cab dust protection / J.A. Organiscak, A.B. Cecala, E.D. Thimons, W.A. Heitbrink, M. Schmitz, E. Ahrenholtz; ed. W.R. Yern­berg // Transactions of Society for Mining, Metallurgy, and Exploration. – 2003. – Vol. 314. – P. 145–152.
14. Makarov V.N., Davydov S.Ya. Theoretical basis for increasing ventilation efficiency in technological processes at industrial enterprises // Refractories and Industrial Ceramics. – 2015. – Vol. 56, iss. 1. – P. 103–106. DOI: 10.1007/s11148-015-9791-7
15. Либецкий К. Пылевые опасности в горнодо­бывающей промышленности // Главный институт горного дела, Польша. – Катовице, 2004. – 486 с.
16. Охрана труда: учеб. для вузов / К.З. Ушаков, Б.Ф. Кирин, Н.В. Ножкин и др.; под ред. К.З.Ушакова. – М.: Недра, 1986. – 624 с.
17. Исследование сорбции углеводородов при увлажнении угля / В.С. Лебедев, С.Ю. Телешева, О.В. Скопинцева, А.Ю. Прокопович // Горный журнал. – 2009. – № 2. – С. 70–71.
18. Скопинцева О.В., Прокопович А.Ю., Соловьев Ю.В. Исследование пылеоб­разующей способности углей при увлажнении их рабочей жидкостью в режиме капиллярного насыщения // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2008. – № 9. – С. 68–70.
19. Скопинцева О.В., Савельев Д.И. Пылеподавление пеной на горных предприятиях // Аэрология: сб. науч. тр. по материалам симпозиума «Неделя горняка-2009». Отдельный выпуск Горного информационно-аналитического бюллетеня (научно-технического журнала). – 2009. – № ОВ 13. – С. 221–227.
20. Петрухин П.М., Качан В.Н. Теоретические основы пы­левзрывозащиты способами, основанными на применении воды // Безопасность труда в угольных шахтах: тр. МакНИИ. – М.: Недра, 1972. – Т. XXII. – С. 89–103.
21. Organiscak J.A., Reed W.R. Characteristics of fugitive dust generated from unpaved mine haulage roads // International Journal of Surface Mining Reclamation and Environment. – 2004. – 18(4). – Р. 236–252. DOI: 10.1080/1389526042000263333
22. Джигрин А.В., Горлов Ю.В., Чигрин В.Д. Автомати­ческая система взрывоподавления – локализации взрывов метановоздушной смеси и угольной пыли в подземных горных выработках угольных шахт // Безопасность труда в промышленности. – 2003. – № 8. – С. 22–26.
23. Recirculation filter is key to improving dust control in enclosed cabs: Technology news 528. Pittsburgh: Department of Health and Human Services, Centers for Disease Control and Prevention, National Institute for Occupational Safety and Health, DHHS (NIOSH), 2007. – Publication № 2008-100.
24. Improve drill dust collector capture through better shroud and inlet configurations: Technology news 512. – Pittsburgh: U.S. Department of Health and Human Services, Centers for Disease Control and Prevention, National Institute for Occupational Safety and Health, DHHS (NIOSH), 2005. – Publication № 2006-108.
25. Борьба с пылью и вредными газами в железорудных шахтах / А.П. Янов, В.С. Ващенко, Ф.Г. Гагауз [и др.]. – М.: Недра, 1984. – 228 с.
26. Cecala A.B., Dust A.D. Control handbook for industrials minerals mining and processing / Office of Mine safety and Health Research, 2012. – 159 c.
27. Толченкин Ю. А., Чекветадзе Ф.А., Разумняк Н.Л. Роль переподготовки руководителей и специалистов в повышении промышленной безопасности на шахтах отрасли // Уголь. – 2007. – № 10. – С. 41–44.
28. A method of additive aerodynamic calculation of the friction gear classification block / V.N. Makarov, V.Ya. Potapov, S.Ya. Davydov, N.V. Makarov // Refractions and Industrial Ceramics. – 2017. – Vol. 38, № 3. – P. 288–292. DOI: 10.1007/s11148-017-0098-8
29. Program evaluation and information resources, standardized information system. – Arlington: U.S. Department of Labor, Mine Safety and Health Administration, 2009
30. Фролов А.В., Телегин В.А., Сечкерев Ю.А. Основы гидрообеспыливания // Безопасность жизнедеятельности. – 2007. – № 10. – С. 1–24.
31. Bautin S.P. Mathematical simulation of the vertical part of an upward swirling flow // High temperature. – 2014. – T. 52, № 2. – C. 259–263. DOI: 10.1134/S0018151X14020035
32. Justification of environmental technologies and means for dust control of tailing dumps surfaces of hydrometallurgical production and concentrating plants / V.I. Lyashenko, A. Gurin, F.F. Topolniy, N.A. Taran // Metallurgical and Mining Industry. – 2017. – № 4. – Р. 8–17.
33. Способ создания подъемной силы и устройства для его осуществления: пат. 2601495 Рос. Федерация М.кл.В64С23/0,6 / Макаров Н.В., Макаров В.Н., заявл.: 22.06.2015, опубл.: 11.10.2016.
34. Novakovskiy N.S., Bautin S.P. Numerical simulation of shock-free strong compression of 1d gas layer // Journal of Physics: Conference Series. – 2017. – Vol. 894, № 1. – P. 012067. DOI: 10.1088/1742-6596/894/1/012067
35. Лойцянский И.Л. Механика жидкости и газа. – М.: Наука, 1978. – 736 с.
36. Bautin S.G., Krutova I.Y., Obukhov A.G. Twisting of a fire vortex subject to gravity and coriolis forces // High temperature. – 2015. – P. 53, № 6. – P. 928–930. DOI: 10.1134/S0018151X1505003X
37. Wu D., Yin K., Yin Q., Zhang X., Cheng J., Ge D., Zhang P. Reverse circulation drilling method based on a supersonic nozzle for dust control // Applied Sciences (Switzerland). – 2017. – Т. 7, № 1. – P. 5–20. DOI: 10.3390/app7010005
38. Listak J.M., Reed W.R. Water separator shows potential for reducing respirable dust generated on small-diameter rotary blasthole drills // Int J Min Reclam Environ Zi(3). – 2007. – Р. 160–172. DOI: 10.1080/17480930601176846
39. Kilau H.W. The wettability of coal and its relevance to the control of dust during coal mining // Journal of adhesion science and technology. – 1993. – Vol. 7, № 6. – P. 649–667. DOI: 10.1163/156856193X00899

  Изложены результаты разработки новых научно-методических принципов оценки пожарной безопасности путей эвакуации производственных помещений. В основе указанных принципов лежит научная методология по управлению безопасностью на производстве, разработанная на кафедре безопасности жизнедеятельности Пермского национального исследовательского политехнического университета. В статье рассмотрены: 1) метод построения сценариев возникновения и развития пожара на основе диаграммы Исикавы, 2) математическая модель, описывающая постадийный процесс возникновения и развития пожара в соответствии с топологией диаграммы, 3) показатель пожарной безопасности путей эвакуации, 4) модель оценки вероятности эвакуации людей по путям эвакуации, 5) модель оценки вероятности эвакуации из производственного помещения. В перечисленных разработках учтены проблемные вопросы, связанные с особенностью поведения людей при пожаре (оперативные действия по отключению оборудования или остановке технологического процесса, скорость реакции человека на сигналы о пожаре и время принятия решения), движением людей при эвакуации внутри замкнутых или ограниченных пространств (шахты, емкости, колодцы, сосуды и др.), удаленностью рабочих мест от путей эвакуации (средства подмащивания, крановые пути, работа на высоте и др.), надежностью систем оповещения и управления эвакуацией, отсутствием четкого алгоритма построения сценариев пожара. Определены области применения научных разработок. Рассмотрен метод оценки безопасности путей эвакуации относительно огнетушащих веществ автоматических установок пожаротушения, представляющих опасность для здоровья людей, которые являются сопутствующими проявлениями опасных факторов пожара. Приведены примеры применения научных разработок в оценке пожарной безопасности путей эвакуации и построении сценария пожара на конкретном производственном объекте.
  Ключевые слова: модель эвакуации, эвакуационные пути, эвакуация, пожарная безопасность, пожарная опасность, опасные факторы пожара, автоматические установки пожаротушения, пожарная сигнализация, системы оповещения и управления эвакуацией, диаграмма Исикавы, пожароопасная ситуация, пожар, время принятия решения, психология, действия людей при пожаре.

Кирилов Альберт Эрнестович
OOO «Газпром трансгаз Чайковский» 
cever78@yandex.ru
617760, Россия, г. Чайковский, ул. Приморский бульвар, 30

Черный Константин Анатольевич
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
sms@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Методика определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах [Электронный ресурс]: утв. Приказом МЧС России от 10.07.2009 г. № 404: зарегистрировано в Минюсте России 17.08. 2009 г. № 14541 (в ред. Приказа МЧС России от 14.12.2010 г. № 649). – URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_91229/ (дата обращения: 12.05.2018).
2. Эвакуация и поведение людей при пожаре: учеб. пособие / В.В. Холщевников, Д.А. Самошин, А.П. Парфененко [и др.]. – М.: Академия МЧС ГПС России, 2015. – 262 с.
3. Кирилов А.Э., Трефилов В.А. Математическая модель оценки пожарной безопасности компрессорного цеха газотранспортного предприятия // Безопасность труда в промышленности. – 2016. – № 9. – С. 38–45.
4. Кирилов А.Э., Черный К.А. Модель оценки пожарной безопасности путей эвакуации производственных помещений и зданий // Газовая промышленность. – 2018. – № 9 (774). – С. 120–124.
5. Исследование процесса эвакуации людей при пожаре с этажерки технологической линии газоперерабатывающего завода / Ю.Н. Шебеко, Д.М. Гордиенко, В.П. Некрасов [и др.] // Пожарная безопасность. ‒ 2008. – № 1. – С. 83–88.
6. Самошин Д.А. Методологические основы нормирования безопасной эвакуации людей из зданий при пожаре: дис. … д-ра техн. наук. – М., 2017. – 357 с.
7. Wood P.G. The behaviour people in fires. British Note, 933. – 1972. – November. – 113 р.
8. Nilsson D., Johansson A. Social influence during the initial phase of a fireevacuation – Analysis of Evacuation experiments in a cinema theatre // Fire Safety Journal. – 2009. – Vol. 44, iss. 1. – P. 71–79. DOI: 10.1016/j.firesaf.2008.03.008
9. Bryan J.L. A phenomenon of human behaviour seen in selected high-rise buildings fire // Fire Journal. – 1985. – November. – P. 27–90.
10. Brennan P. Timing human response in real fires // Fire Safety Science. – 1997. – 5. – P. 807–818. DOI: 10.3801/IAFSS.FSS.5-807
11. Spearpoint M.J. The effect of pre-movement on evacuation times in a simulation model // Journal of Fire Protection Engineering. – 2003. – Vol. 14, № 1. – P. 33–53. DOI: 10.1177/1042391504034742
12. Белосохов И.Р. К проблеме формирования продолжительности времени начала эвакуации людей при пожаре // Технологии техносферной безопасности. – 2011. – Вып. 2 (36). – С. 9.
13. Investigating the impact of culture on evacuation behaviour / E. Galea, S. Deere, G. Sharp, L. Filippidis, L. Hulse // Proceedings of the 12-th International Fire Science & Engineering Conference, Interflam 2010, 5–7 July 2010, University of Nottingham. – 2010. – Vol. 1. – P. 879–892.
14. Proulx G., Sime J.D. To prevent “panic” in an underground emergency: why not tell people the Truth? // Proceedings Of The Third International Symposium On Fire Safety Science. – 1991. – 3. – Р. 843–852. DOI: 10.3801/IAFSS.FSS.3-843
15. Sime J. Escape behaviour in fires: panic or affilation? PhD thesis, University of Surrey, 1984. – 321 p.
16. Jones B.K., Hewitt A. Leadership and group formation in high rise building evacuations // Proceedings of the First International Symposium оn Fire Safety Science. – New York: Hemisphere Publishing Corp., 1986. – P. 513–522. DOI: 10.3801/IAFSS.FSS.1-513.
17. Machado Tavares R., Gwynne S., Galea E.R. Collection and analysis of pre-evacuation time data collected from evacuation trials conducted in library facilities in Brazil // Journal of Applied Fire Science. – 2006–2007. – Vol. 15, № 1. – P. 23–40. DOI: 10.2190/AF.15.1.b
18. Boyce K.E. Egress capabilities of people with disabilities: PhD Thesis. – Belfast: University of Ulster, 1996. – 43 p.
19. Кирилов А.Э. Метод определения опасных ситуаций для персонала компрессорного цеха на этапе планирования оперативных действий при возникновении пожара // Пожарная безопасность. – 2017. – № 3. – С. 54–60.
20. Кирилов А.Э., Трефилов В.А. Инженерная оценка безопасности персонала при планировании оперативных действий по тушению пожара в производственных помещениях огнетушителями // Безопасность труда в промышленности. – 2017. – № 7. – С. 31–36. DOI: 10.24000/0409-2961-2017-7-31-36
21. Кирилов А.Э., Дикарева М.Н. Оценка безопасности работников компрессорного цеха посредством статистических испытаний имитационной модели эвакуации // Актуальные проблемы охраны труда и безопасности производства: материалы Х Юбилейной междунар. научн.-практ. конф. – Пермь, 2017. – С. 144–154.
22. Tadahisa J. Visibility and human behaviour in fire smoke // The SFPE, Handbook of Fire Protection Engineering. 3 ed. Eds. DiNenno et al. NFPA, Quincy, MA, 2002. – P. (2-42)–(2-53).
23. Shields T.J., Boyce K.E., Silcock G.W.H. Towards the characterization of large retail stores // Human Behaviour in Fire: Proceedings of the First International Symposium. – Belfast: University of Ulster, 1998. – P. 277–290.
24. Bellamy L.L., Geyer T.A.W. Experimental programme to investigate informative fire warning characteristics for motivation fast evacuation. – Borehamwood, Fire Research Station, 1990.
25. Самошин Д.А. Применение концепции «человек – среда – пожар» для понимания поведения персонала торговых комплексов при пожаре: дис. … д-ра философии / Инженерный факультет Ольстерского университета. – Ольстер, 2004.
26. Поведение персонала торговых комплексов при пожаре. Часть II. Действие в смоделированной ситуации «пожар в торговом комплексе» / Д. Шильдс, К.Е. Бойс, В.В. Холщевников, Д.А. Самошин // Пожаровзрывобезо­пасность. – 2005. – Т. 14, № 3. – С. 47–58.
27. Bruck D. The who, what, where and why of waking to fire alarms: a review // Fire Safety Journal. – 2001. – Vol. 36, iss. 7. – P. 623–639. DOI: 10.1016/S0379-7112(01)00025-X
28. Справочник по инженерной психологии / С.В. Борисов, В.А. Денисов, Б.А. Душков [и др.]. – М.: Машиностроение, 1982. – 368 с.
29. Кирилов А.Э. Оценка времени движения людей по участкам эвакуации повышенной сложности // Безопасность и управление рисками. – 2016. – № 5. – С. 34–41.
30. Трефилов В.А. Теоретические основы безопасности человека: курс лекций. – Пермь: Пермское кн. изд-во, 2006. – 100 с.
31. Трефилов В.А. Проблемы исследования безопасности в системах различного уровня // Научные исследования и инновации. – 2013. – Т.7, № 1 –4. – С. 4–7.
32. Углекислота в системе пожаротушения впервые убила человека в России [Электронный ресурс] // РИА Новости. – 26.08.2010. – URL: https://ria.ru/incidents/ 20100826/269270419.html (дата обращения: 12.05.2018).
33. Калугин М.Н. Повышение надежности теплоснаб­жения зданий с помощью управления противоаварийной защитой котельных: дис. … канд. техн. наук. – Тюмень, 2015. – 111 с.
34. Калугин М.А., Трефилов В.А. Автоматизиро­ванная система состояния безопасности газовой котельной // Безопасность труда в промышленности. – 2014. – № 3. – С. 59–61.
35. Костров А.Е. Автоматизированное управление безопасностью технологических трубопроводов: дис. … канд. техн. наук. – Пермь, 2010. – 102 с.
36. Костров А.Е., Трефилов В.А. Разработка автоматизированной системы управления безопас­ностью технологических трубопроводов // Геология. Геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 12. – С. 74–77.
37. Критерий прочности и расчет механической надежности конструкций / В.Н. Аликин, П.В. Анохин [и др.]. – Пермь: Перм. гос. техн. ун-т, 1999. – 158 с.
38. Надежность технических систем и техногенный риск / В.А. Акимов, В.Л. Лапин, В.М. Попов [и др.]. – М.: Деловой экспресс, 2002. – 368 с.
39. Вентцель Е.С. Теория вероятностей: учеб. для вузов. – 7- е изд., стер. – М.: Высш. шк., 2001. – 575 с.
40. Кирилов А.Э., Трефилов В.А. Разработка метода оценки безопасности персонала компрессорного цеха при эвакуации с использо-ванием методов имитационного моделирования // Газовая промышленность. – 2017. – № 6 (753). – С. 18–22.