Проведен анализ методов изучения развития трещиноватости коллекторов для турне-фаменских залежей Соликамской депрессии. Наиболее информативным при изучении трещиноватости является подход, основанный на анализе результатов гидродинамических исследований скважин методом восстановления давления с привлечением кернового материала и результатов интерпретации 3D-сейсморазведки. На примере фаменской залежи Озерного месторождения рассмотрены возможности применения модели Уоррена – Рута при обработке кривых восстановления давления с оценкой параметров трещиноватости. В результате для 20 скважин коллекторы отнесены к трещинному типу, для 32 скважин – к гранулярному типу. Построена схема, отражающая зональность трещиноватости по площади залежи. Привлечена литолого-фациальная модель залежи, полученная по материалам исследования керна и 3D-сейсморазведки. Установлено, что трещиноватость характерна для фаменских отложений фациальной зоны верхнего тылового шлейфа и прилегающих к ней участков. На основе связи работающих интервалов трещин с зоной верхнего тылового шлейфа сделан вывод о наличии для данного эксплуатационного объекта палеокарстовых трещин. Гранулярный тип коллектора приурочен к литолого-фациальным зонам биогермного ядра, нижней части тылового шлейфа и рифовому склону.
Ключевые слова: Соликамская депрессия, турне-фаменские залежи, трещинный коллектор, гранулярный коллектор, гидродинамические исследования, кривая восстановления давления, модель Уоррена – Рута, литолого-фациальные зоны, 3D-сейсморазведка.

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

1. Галкин В.И., Галкин С.В., Воеводкин В.Л. Построение статистических моделей оценки коэффициента извлечения нефти для эксплуатационных объектов Пермского Прикамья // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 2. – С. 86–88.
2. Митрофанов В.П., Злобин А.А. Остаточная нефтенасыщенность и особенности порового пространства карбонатных пород / ООО «ПермНИПИнефть». – Пермь, 2003. – 240 с.
3. Денк С.О. Проблемы трещиноватых продуктивных объектов. – 2-е изд., доп. и перераб. – Пермь: Электрон. изд. системы, 2004. – 334 с.
4. Воеводкин В.Л., Галкин С.В., Поплыгин В.В. Прогнозирование дебитов нефти при технико-экономическом обосновании проектов освоения и поисков месторождений территории ВКМКС // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 7. – 58 с.
5. Поплыгин В.В., Галкин С.В. Применение программы «PrognozRNM» для проектирования разработки нефтяных месторождений // Научные исследования и инновации. – 2011. – Т. 5, № 2. – С. 95–98.
6. Вилесов А.П. Разнообразие типов трещиноватости в верхнедевонских органогенных постройках Березниковской карбонатной платформы (Пермский край) // Рифы и карбонатные псефитолиты: материалы всерос. литолог. совещания. – Сыктывкар: Геопринт, 2010. – С. 45–47.
7. Тиаб Дж., Доналдсон Э.Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов: пер. с англ. / ООО «Премиум Инжиниринг». – М., 2009. – 868 с.
8. Черепанов С.С., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Оценка фильтрационно-емкостных свойств трещиноватых карбонатных коллекторов месторождений Предуральского краевого прогиба // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 62–65.
9. A new set of type curves simplifies well test analysis / D. Bourdet [et al.] // World oil. – 1983. – May. – P. 95–106.
10. Horne R.N. Modern well test analysis: A computer Aided Approach. – 2nd ed. – Palo Alto, CA: Petroway Inc., 2006.
11. Пономарева И.Н. К обработке кривых восстановления давления низкопродуктивных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 6. – С. 78–79.
12. Warren J.E., Root P.J. The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs // Soc. Petrol. Eng. J. – 1963. – Sept. – № 1. – Р. 122.
13. Tiab D. Modern Core Analysis. Vol. 1. Theory / Core Laboratories. – Houston, 1993. – 200 p.
14. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. – М.: Недра, 1986. – 608 с.
15. Определение параметров трещиноватости пород на основе комплексного анализа данных изучения керна, гидродинамических и геофизических исследований скважин / С.С. Черепанов, И.Н. Пономарева, А.А. Ерофеев, С.В. Галкин // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 2. – С. 94–96.
16. Путилов И.С. Разработка технологий комплексного изучения геологического строения и размещения месторождений нефти и газа. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2014. – 285 с.
17. Путилов И.С., Галкин В.И. Применение вероятностного статистического анализа для изучения фациальной зональности турне-фаменского карбонатного комплекса Сибирского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 9. – С. 112–114.

Крепление скважин при интенсивном поглощении бурового раствора и наличии интервалов с многолетнемерзлыми породами вызвало широкое применение газожидкостных тампонажных смесей, которые позволяют минимизировать риски возникновения возможных осложнений, возникающих при использовании обычных тампонажных растворов. Рассмотрены проведенные исследования технологических свойств разработанных цементных составов для крепления скважин различного назначения в вышеописанных условиях. Изучались как обычные газожидкостные тампонажные смеси без включения, так и с включением в них полых алюмосиликатных микросфер. Выбранная облегчающая добавка, представленная полыми микросферами, вводилась в состав газированного тампонажного раствора с целью придания большей прочности формируемому цементному камню, а также улучшения других технологических свойств смеси и камня. Результаты экспериментов показали, что полые алюмосиликатные микросферы позволяют сохранить низкую плотность газожидкостного тампонажного раствора при сокращении содержания в нем газа, что способствует увеличению адгезии со стенками скважины и с обсадными трубами и повышению прочности образуемого цементного камня. Полые микросферы в сочетании с мелкодисперсными пузырьками воздуха в составе тампонажного раствора позволяют получить достаточно прочный сверхлегкий цементный камень, способный повысить срок службы скважин.
Ключевые слова: скважина, сложные горно-геологические условия, затрубное пространство, газожидкостные тампонажные смеси, газовая фаза, полые алюмосиликатные микросферы, технологические свойства, плотность, кратность аэрированного раствора, устойчивость, адгезионная способность, крепление скважин, цементирование обсадных колонн, цементный камень, прочность цементного камня.

Мерзляков Михаил Юрьевич
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
merzlyackov.mihail@yandex.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

Яковлев Андрей Арианович
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» 
andre_a_yakovlev@mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

1. Облегченный тампонажный состав для борьбы с поглощениями различной степени интенсивности в процессе строительства скважин / А.В. Самсыкин, Р.А. Мулюков, И.И. Ярмухаметов [и др.] // Территория нефтегаз. – 2012. – № 2. – С. 14–16.
2. Davis R. Foam cementing Program // Drilling. – 1989. – № 12. – P. 70.
3. Опыт применения облегченных тампонажных растворов за рубежом / Нефтяная промышленность. Бурение. Заруб. опыт / Всерос. науч.-исслед. ин-т организации, управления и экономики нефтегаз. промышленности. – М., 1985. – № 23. – С. 3−8.
4. Garvin T., Creel P. Foamed cement restores well-bore integrity in old wells // OGJ. – 1984. – № 34. – P. 125–126.
5. Foam cements offer advantages in drilling operations // Oilweek. – 1984. – Vol. 35, № 4. – P. 20–21.
6. Montman R., Sutton D.L., Harms W.M. Foamed portland cements // Oil and Gas J. – 1983. – № 20. – P. 219–232.
7. Кудряшов Б.Б., Яковлев А.М. Бурение скважин в осложненных условиях. – М.: Недра, 1987. – 269 с.
8. Бурение скважин на термальные воды / Г.П. Новиков, Г.М. Гульянц, Ю.Н. Агеев [и др.]. – М.: Недра, 1986. – 229 с.
9. Яковлев А.А. Газожидкостные промывочные и тампонажные смеси (комплексная технология бурения и крепления скважин) / Санкт-Петербург. гос. горн. ин-т (техн. ун-т). – СПб., 2000. – 143 с.
10. Rozieres S.D., Ferriere R. Foamed cements characterization under downhole conditions and I-bz impact on job design // SPE Prog. Eng. – 1991. – Vol. 3. – P. 297–304.
11. Oldson M.T. Application of foam cements in Alberta // J. of Canad. Petroleum. – 1985. – № 5. – P. 49–57.
12. Детков В.П. Изоляционные работы в скважинах различного назначения: монография. – Краснодар: Экоинвест, 2012. – 484 с.
13. Стреленя Л.С., Рудометов Ю.Г., Измайлова Р.А. Методические рекомендации по тампонированию скважин аэрированными цементными растворами. – Л.: ВИТР, 1990. – 32 с.
14. Щербаков Д.В. Существующие проблемы при цементировании скважин // Нефть. Газ. Новации. – 2013. – № 3. – С. 41–45.
15. Детков В.П., Хисматулин А.Р. Оценка давления сил поверхностного натяжения в аэрированном тампонажном растворе // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2005. – № 5. – С. 28–32.

Глубокая кислотная обработка матрицы породы карбонатных пластов кислотогенерирующим составом DEЕPA предполагает равномерное увеличение проницаемости в радиусе 3–6 м вокруг ствола добывающей или нагнетательной скважины. Этот тип воздействия на пласт идеален в тех случаях, когда продуктивность или приемистость скважины невысока по причине низкой проницаемости матрицы породы. Кислота образуется непосредственно в пласте, что обеспечивает превосходную равномерную кислотную обработку всей зоны, увеличивает пористость и проницаемость породы. Рассмотрены результаты лабораторных испытаний по воздействию на керны продуктивных отложений Куюмбинского лицензионного участка кислотогенерирующего состава DEEPA (Cleansorb Ltd, Великобритания). Отличительной особенностью кислоты является воздействие на сеть природных трещин в карбонатных пластах. Цель таких обработок заключается в том, чтобы кислота DEEPA проникла глубоко в сети природных трещин, пересекающих ствол скважины, для повышения их проводимости и связанности. Результатом воздействия DEEPA на доломиты порово-трещинного типа стало увеличение раскрытости и объема трещин, пористости, проницаемость образцов выросла в 1,5–2,8 раза. Проницаемость алевролитов порового типа выросла в 4–9 раз.
Ключевые слова: керн, доломиты, алевролиты, проницаемость, пористость, матрица, трещины, кислото-генерирующий состав, время генерации, скорость генерации, растворяющая способность.

Хижняк Григорий Петрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
xgp@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Амиров Алексей Маратович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
aam@pstu.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Гладких Евгений Александрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
gladkih.ea@mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Козлов Андрей Александрович
ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз»
KozlovAA@slavneft-kng.ru
660012, г. Красноярск, ул. Анатолия Гладкова, 2а

Колесов Владимир Анатольевич 
ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»
KolesovVA@kr-nipineft.ru
660022, г. Красноярск, ул. Партизана Железняка, 24в

Захарян Александр Григорьевич
ОАО «НК «Роснефть»
AGZakharyan@rosneft.ru
115054, г. Москва, Дубининская, 31а

Пестриков Алексей Владимирович
ОАО «НК «Роснефть» 
a_pestrikov@rosneft.ru
119049, г. Москва, ул. Шаболовская, 10, стр. 2

Чикин Андрей Егорович
ОАО «НК «Роснефть»
a_chikin@rosneft.ru
115054, г. Москва, ул. Дубининская, 31а

Комин Максим Александрович
Society of Petroleum Engineers (SPE)
MKomin@spemail.org
127055, г. Москва, Перуновский пер., д. 3

Harris Ralph Еdmund
Cleansorb Ltd
ralph.harris@cleansorb.com
Unit 1J Merrow Business Centre Merrow Lane Guildford GU4 7WA United Kingdom

1. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия: в 5 т. Т. 4. Кислотная обработка скважин. – М.: Интерконтакт Наука, 2010. – 703 с.
2. Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов / Г.П. Хижняк, И.Н. Пономарева, А.М. Амиров, П.Ю. Илюшин, В.Н. Глущенко, О.А. Пташко // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 116–119.
3. Определение оптимальной скорости закачки кислотных составов по результатам исследований на кернах / Г.П. Хижняк, И.Н. Пономарева, А.М. Амиров, В.Н. Глущенко // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 06. – С. 52–54.
4. Плюснин Г.В. Результаты лабораторных исследований по обработке образцов терригенных пород кислотными составами // Вестник Пермского государственного технического университета. Нефтегазовое и горное дело. – 2006. – № 1. – С . 76–80.
5. Результаты обработок составом ДН-9010 призабойных зон пластов Бш нефтяных месторождений района ВКМКС / В.В. Поплыгин, И.С. Давыдова, И.В. Кузнецов, С.В. Галкин // Вестник Пермского государственного технического университета. Нефтегазовое и горное дело. – 2010. – № 5. – С. 70–74.
6. 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. – № 10. – С. 83–90.
7. Глущенко В.Н., Пташко О.А. Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 11. – С. 46–56.
8. Оценка эффективности воздействия кислотных составов на керны с использованием регрессионного анализа / В.И. Галкин, Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, Е.А. Гладких // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 13. – С. 38–48. DOI: 10.15593/2224-9923/2014.13.4 
9. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов. – Ижевск: Регулярная и хаотическая динамика, 2005. – 688 с. 
10. Stimulation of a Producing Horizontal Well Using Enzymes that Generate Acid In-Situ – Case History / R.E. Harris, I.D. McKay, J.M. Mbala, R.P. Schaaf // SPE European Formation Damage Conference, 21–22 May 2001. SPE-68911-MS. – The Hague, 2001, available at: http://dx.doi.org/10.2118/68911-MS (дата обращения: 12.12.2014).
11. Almond S.W., Harris R.E., Penny G.S. Utilization of Biologically Generated Acid for Drilling Fluid Damage Removal and Uniform Acid Placement Across Long Formation Intervals // SPE European Formation Damage Conference, 15–16 May 1995. SPE-30123-MS. – The Hague, 1995, available at: http://dx.doi.org/10.2118/30123-MS (дата обращения: 12.12.2014).
12. Lab Studies and Field Application of In-Situ Generated Acid To Remove Filter Cake in Gas Wells / H.A. Nasr-El-Din, M.G.H. Al-Otaibi, A.M Al-Qahtani., I.D. McKay // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 9–12 October 2005. SPE-96965-MS. – Dallas, 2005, available at: http://dx.doi.org/10.2118/96965-MS (дата обращения: 12.12.2014).
13. Designing Well Fluids for the Ormen Lange Gas Project, Right on the Edge / S.R. Vickers, A.P. Hutton, A. Lund, I.D. McKay, A. Van Kranenburg, J. Twycross // SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, 13–15 February 2008. SPE-112292-MS. – Lafayette, 2008, available at: http://dx.doi.org/10.2118/112292-MS (дата обращения: 12.12.2014).
14. Evaluation of Acid Precursor-Enzyme System for Filter Cake Removal by a Single Stage Treatment / M.A.A. Siddiqui, H.A. Al-Anazi, A.A. Al-Ansari, M.A. Bataweel, D.E. Hembling // SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition, 12–15 June 2006, SPE-99799-MS. – Vienna, 2006, available at: http://dx.doi.org/10.2118/99799-MS (дата обращения: 12.12.2014).
15. Stimulation of a Producing Horizontal Well Using Enzymes that Generate Acid In-Situ – Case History / R.E. Harris, I.D. McKay, J.M. Mbala, R.P. Schaaf // SPE European Formation Damage Conference. –The Hague, 2001. DOI:10.2118/68911-MS

Изучение геологического строения карбонатных коллекторов нефтяных месторождений, находящихся на севере Пермского края, показало, что трещинная составляющая играет значительную роль в процессе фильтрации жидкости в пласте. Эффективность извлечения углеводородов при разработке сложнопостроенных карбонатных залежей во многом зависит от учета характера пространственного распределения трещиноватости по объему залежи и раскрытости естественных трещин. В результате исследований скважин Озерного нефтяного месторождения (залежь Т-Фм) выявлено преобладающее северо-западное и юго-восточное простирание естественных трещин. Дана оценка влияния естественной трещиноватости коллектора на разных участках залежи на динамику продуктивности добывающих скважин. Выявлено, что в процессе фильтрации флюида к забоям добывающих скважин участвуют пропластки, которые обладают менее 5 % пористости, что указывает на наличие естественной трещиноватости. Информацию о доминирующих направлениях открытой трещиноватости и ее раскрытости следует учитывать при задании азимутальных направлений бурения горизонтальных и наклонных стволов скважин, а также при проектировании системы поддержания пластового давления. Скважины, пробуренные перпендикулярно направлению распространения трещиноватости в коллекторе с низкой проницаемостью и пористостью, будут пересекать системы трещин, что обеспечит их более высокую производительность или приемистость.
Ключевые слова: карбонатный коллектор, сложнопостроенная залежь, деформации коллектора, естественная трещиноватость, раскрытость трещин, гидродинамические исследования скважин, коэффициент продуктивности скважины, роза-диаграмма трещиноватости, потокометрические исследования, направление трещиноватости, шлифы горных пород, забойное давление, пластовое давление, сложное геологическое строение, метод Уоррена-Рута.

Мордвинов Виктор Антонович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
mva44@bk.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

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

Ладейщикова Татьяна Сергеевна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
ladeyshikowa.tanya@yandex.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Горланов Николай Петрович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
gorlanov_kolya@mail.ru
614600, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Денк С.О. Проблемы трещиноватых продуктивных объектов. – 2-е изд., доп. и перераб. – Пермь: Электрон. изд. системы, 2004. – 334 с.
2. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. – М.: Недра, 1988. – 150 с.
3. Мартюшев Д.А., Мордвинов В.А. Изменение дебита скважин нефтегазоконденсатного месторождения при снижении пластовых и забойных давлений // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 1. – С. 67–69.
4. Дзюбенко А.И., Никонов А.Н. Определение фильтрационных характеристик продуктивного пласта по результатам исследования нефтяных скважин, добывающих обводненную продукцию // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 56–63.
5. Ерофеев А.А., Мордвинов В.А. Изменение свойств призабойной зоны скважины в процессе разработки бобриковской залежи Уньвинского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 57–62.
6. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края / Всерос. науч.-исслед.
ин-т орг-и, управления и эк-ки нефтегаз. промышленности. – М., 2010. – 335 с.
7. Earlougher R.C. Jr. Advances in well test analysis // Society of Petroleum Engineers of AIME. – New York, 1977. – P. 264.
8. Tiab D., Donaldson E.C. Petrophysics: Theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. – 2nd ed. – Elsevier, 2004. – 889 р.
9. Оценка анизотропии проницаемости карбонатных коллекторов по кривым восстановления давления / С.С. Черепанов, Д.А. Мартюшев, И.Н. Пономарева, Г.П. Хижняк // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 60–61.
10. Мартюшев Д.А., Вяткин К.А. Определение параметров естественных трещин карбонатного коллектора методом трассирующих индикаторов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 7. – С. 86–88.
11. Черепанов С.С., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Оценка фильтрационно-емкостных свойств трещиноватых карбонатных коллекторов месторождений Предуральского краевого прогиба // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 62–65.
12. Мордвинов В.А., Мартюшев Д.А., Черных И.А., Пузиков В.И. Оценка параметров пласта и продуктивности скважин при его разработке на естественном режиме // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 31–33.
13. Martinez N.R., Samaniego F.V. Advances in analysis of pressure interference tests // Journal of Canadian petroleum technology. – 2010. – Vol. 49, № 12. – Р. 65–70.
14. Мартюшев Д.А. Оценка трещиноватости карбонатных коллекторов вероятно-статистическими методами // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С. 51–53.
15. Reiss L.H. The Reservoir engineering aspects of fractured formations / Institut francais du petrole, 1980. – P. 110.
16. Bortolan Neto L., Kotousov A. Residual opening of hydraulic fractures filled with compressible proppant // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. – 2013. – № 61. – Р. 223–230.

Актуальной задачей являются вопросы выбора объектов с высоковязкой нефтью для применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Рассмотрены критерии и алгоритм ранжирования объектов разработки и выбора первоочередных из них для проведения МУН. Выбор (ранжирование) первоочередных объектов с высоковязкой нефтью для проведения опытно-промышленных работ (ОПР) с применением МУН предлагается вести по методике, основанной на следующих основных показателях: вязкость пластовой нефти, степень выработки начальных извлекаемых запасов (НИЗ), текущая обводненность добываемой из скважин продукции, отношение выработки НИЗ к текущей обводненности, расчлененность объектов, эффективная нефтенасыщенная толщина. Полученные значения показателей для каждого из рассматриваемых объектов суммируются, и объекты заносятся в таблицу по убыванию суммарного показателя. Первые объекты в таблице являются первоочередными для проведения ОПР. Одной из наиболее действенных технологий повышения эффективности разработки залежей с высоковязкой нефтью является полимерное заводнение, которое наиболее эффективно для залежей высоковязкой нефти при условии их значительной неоднородности, высокой обводненности продукции скважин и при низких значениях выработки извлекаемых запасов. Для залежи с высоковязкой нефтью проведены расчеты полимерного заводнения в программном комплексе Tempest More компании ROXAR. Концентрация раствора полимера рассчитана исходя из равенства динамических вязкостей раствора и пластовой нефти. С помощью геолого-гидродинамической модели рассмотрено семь вариантов закачки раствора полимера в пласт с различным объемом оторочки.
Ключевые слова: залежь нефти, скважина, коэффициент продуктивности, высоковязкая нефть, коэффициент извлечения, обводненность, полимерное заводнение, ранжирование, гидродинамическое моделирование.

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

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

Поплыгина Ирина Сергеевна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
davydova_irina@bk.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Оценка эффективности проведения кислотных обработок в турнейских отложениях Пермского края / В.В. Поплыгин, А.В. Давыдова, Н.В. Пронин, Д.Ю. Ваньков, О.А. Нечаева, В.С. Носков // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 1. – С. 78–79.
2. К выбору скважин для проведения мероприятий по интенсификации отбросов нефти и повышению нефтеизвлечения / В.А. Мордвинов, В.В. Поплыгин, А.А. Кулаков, А.Н. Каракуша // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2006. – № 1. – С. 81–86.
3. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Ерофеев А.А. Влияние газа и деформаций коллектора на показатели работы скважин после гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 10. – С. 102–103.
4. Результаты обработок составом ДН-9010 призабойных зон пластов Бш нефтяных месторождений района ВКМКС / В.В. Поплыгин, И.С. Давыдова, И.В. Кузнецов, С.В. Галкин // Вестник Пермского государственного технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2010. – № 5. – С. 70–74.
5. Поплыгин В.В., Поплыгина И.С. Оценка рационального забойного давления для залежей с высокой газонасыщенностью нефти // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 10. – С. 104–105.
6. Поплыгин В.В. Прогнозирование продуктивности скважин и темпов нефтеизвлечения при высокой газонасыщенности пластовой нефти: автореф. дис. … канд. техн. наук. – СПб., 2011. – 20 с.
7. Поплыгина И.С. Возможности повышения эффективности разработки залежи с высоковязкой нефтью на территории Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 11. – С. 57–66.
8. Gao C., Shi J., Zhao F. Successful polymer flooding and surfactant-polymer flooding projects at Shengli Oilfield from 1992 to 2012 // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2014. – Vol. 4, iss. 1. – March. – P. 1–8.
9. Гафаров Ш.А. Экспериментально-лабораторное обоснование и оценка результатов закачки «ПДС + ПАВ» в порово-кавернозно- трещинные карбонатные пласты Балкановского месторождения АНК «БАШНЕФТЬ» [Электронный ресурс] // Нефтегазовое дело. – 2005. – № 2. – URL: http://ogbus.ru/ article/eksperimentalno-laboratornoe-obosnovanie-i-ocenka-rezultatov-zakachki-pdspav-v-porovo-kavernozno-treshhinnye-karbonatnyeplasty-balkanovskogo-mestorozhdeniya-ank-bashneft (дата обращения: 20.12.2014 ).
10. Берлин А.В. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи. Полимерное воздействие (обзор). Ч. II. Изучение эффективности полимерного воздействия // Научно-технический вестник ОАО «НК “Роснефть”». – 2011. – № 23. – С. 20–29.
11. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов / М.Л. Сургучев, В.И. Колганов, А.В. Гавура [и др.]. – М.: Недра, 1987. – 230 с. 12. Saskatchewan Research Council. Evaluation of polymers for heavy oil EOR // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2014. – Vol. 53, iss. 4. – July. – P. 1–3.
13. Simulation of polymer injection under fracturing conditions – A field pilot in the Matzen Field, Austria / M. Zechner, T. Clemens, A. Suri, M.M. Sharma // SPE – DOE Improved Oil Recovery Symposium Proceedings. – 2014. – Vol. 1. – P. 190–211.
14. Moradi F., Rahmanifard H., Schaffie M. The effect of surfactant on performance of polymer systems used during enhanced oil recovery operations // Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization and Environmental Effects. – 2014. – Vol. 36, iss. 6. – P. 582–590.
15. Doorwar S., Mohanty K.K. Polymer flood of viscous oils in complex carbonates // Proceedings – SPE Symposium on Improved Oil Recovery. – 2014. – Vol. 3. – P. 1784–1797.
16. Федорова А.Ф., Портнягин А.С., Шиц Е.Ю. Нефтевытесняющие свойства растворов полимеров в пластовых условиях месторождений Юго-Западной Якутии // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 2. – С. 189–193.
17. Поплыгин В.В., Головизина А.А. Прогнозирование отборов нефти при разработке нефтяных месторождений с учетом изменения продуктивности скважин // Нефть, газ и бизнес. – 2011. – № 8. – С. 24–26.

Установлен критерий эффективности способа интенсификации дегазации гидродинамическим воздействием на угольный пласт в нижней части потолкоуступной лавы, при котором достигается необходимый размер зоны дезинтегрированного угля: количество извлеченного из скважины угля должно составлять не менее 0,2 % от его количества, находящегося в зоне обработки. Шахтные исследования показали, что при гидродинамическом воздействии через две скважины, пробуренные из откаточного штрека через породную пробку на пласт, и извлечении не менее 0,2 % угля от его объема в зоне обработки происходит дегазация угольного пласта в течение 2–3 месяцев с коэффициентом интенсификации в среднем kи = 2,3. Установлены рациональные параметры гидродинамического воздействия на угольный пласт в нижней части потолкоуступной лавы: давление нагнетания жидкости 4–6 МПа; остаточное давление при сбросе 0 МПа; количество циклов воздействия 25–28; время цикла 5–7 мин; коэффициент дегазации не менее 0,45; коэффициент интенсификации дегазации 1,7–3,75. Разработаны элементы технологии применения способа дегазации и снижения газодинамической активности угольного пласта в нижней части лавы: расстояние от забоя нижнего просека до куста технологических скважин на момент обработки массива должно составлять не менее 40 м; по длине откаточной выработки расстояние между кустами технологических скважин должно быть равно сумме двух радиусов обработки. Промышленные испытания подтвердили эффективность способа интенсификации дегазации угольного пласта в нижней части молотковой лавы гидродинамическим воздействием.
Ключевые слова: интенсификация дегазации угольного пласта, технологические скважины, гидродинамическое воздействие, технологические параметры, метод контроля, технологические схемы, десорбция метана, коэффициент дегазации.

Гаврилов Вячеслав Иванович
Институт геотехнической механики им. Н.С. Полякова НАН Украины
gawrilov.slawick@yandex.ru
49005, г. Днепропетровск, ул. Симферопольская, 2-А

1. Управление свойствами и состоянием угольных пластов с целью борьбы с основными опасностями в шахтах / В.В. Ржевский, Б.Ф. Братченко, A.C. Бурчаков, Н.В. Ножкин. – М.: Недра, 1984. – 327 с.
2. Трубецкой К.Н., Гурьянов В.В. О возможности повышения газоотдачи угольных пластов на основе управления геомеханическим состоянием углевмещающей толщи // Уголь. – 2006. – № 2. – С. 64–66.
3. Крейнин Е.В. Проблемы и возможности интенсифицированной дегазации угольных пластов // Физико-технич. проблемы разработки полезных ископаемых. – 1995. – № 5. – С. 106–111.
4. Дмитриев A.M., Куликова Н.Н., Бодня Г.В. Проблемы газоносности угольных месторождений. – М.: Недра, 1982. – 264 с.
5. Сергеев И.В., Забурдяев В.С. Эффективность дегазации на участках с высокой нагрузкой на лаву. – М.: ЦНИЭуголь, 1978. – 43 с.
6. Пузырев В.H. Добыча метана – путь повышения рентабельности и безопасности угольных шахт Кузбасса // Уголь. – 1992. – № 1. – С. 32–35.
7. Ножкин Н.В. Опыт заблаговременной дегазации с использованием способа направленного гидравлического расчленения пласта. – М.: Недра, 1967. – С. 104.
8. Артемьев В.Б., Терентьев Б.Д., Юзик В.В. Выбросоопасность и фильтрационные свойства угольных пластов. – Ростов на/Д: Книга, 2002. – 272 с.
9. Фейт Г.Н., Гайко Е.И., Горбунов А.К. Влияние способов управления горным давлением на выбросоопасность угольных пластов в Центральном районе Донбасса // Вопросы предотвращения внезапных выбросов: науч. сообщ. / Ин-т горн. дела им. А.А. Скочинского. – М., 1987. – С. 107–114.
10. Мясников A.A., Рябченко A.C., Садчиков В.А. Управление газовыделением при разработке угольных пластов. – М.: Недра, 1987. – 216 с.
11. Геомеханические основы технологии разработки крутых угольных пластов Донбасса / Ю.А. Пивень [и др.]. – Донецк: ВИК, 2007. – 324 с.
12. Мурашев В.И. Влияние увлажнения угольного массива на его напряженное состояние // Уголь. – 1966. – № 2. – С. 56–60.
13. Рубинский А.А., Радченко А.Г., Недосекин Б.Н. О необходимости совершенствования текущего прогноза в зонах геологических нарушений на пологих выбросоопасных пластах // Сб. науч. тр. МакНИИ. – Макеевка, 1992. – С. 71–79.
14. Королева В.Н., Анпилогов Ю.Г. Пути повышения эффективности извлечения метана из угленосной толщи // Горн. информ.-аналит. бюл. – 1998. – № 4. – С. 139–144.
15. Вилькер В.Г., Павленко М.В. О параметрах вибрационного воздействия на угольный массив для повышения метаноотдачи угля // Горн. информ.-аналит. бюл. – 1999. – № 1. – С. 117–118.
16. Гусельников Л.М., Осипов А.Н., Ганшевский С.П. Совершенствование способов активизации газовыделения при дегазации неразгруженных пластов // Горн. информ.-аналит. бюл. – 1999. – № 1. – С. 93–95.
17. Черняк И.Л., Ярунин С.А. Управление состоянием массива горных пород. – М.: Недра, 1995. – 395 с.
18. Костарев А.П. Взрывы метана и пыли на шахтах и меры по их предупреждению: обзор. – М.: Наука, 1989. – 48 c.
19. Сластунов С.В., Ермак Г.П. Обоснованный выбор способов дегазации при интенсивной отработке газоносных угольных пластов – ключевой вопрос обеспечения метанобезопасности угольных шахт // Горн. информ. аналит. бюл. – 2013. – № ОВ1. – С. 120–138.
20. Комплексное освоение газоугольного месторождения с применением метода гидродинамического воздействия / К.К. Софийский, Д.П. Силин, Р.А. Агаев, В.В. Власенко // Уголь Украины. – 2013. – № 2. – С. 48–51.
21. Снижение выбросоопасности при динамическом воздействии на угольный пласт. – М.: Наука, 1985. – 184 с.

Обоснована актуальность разработки и внедрения автоматизированных бортовых систем регистрации параметров работы и оценки технического состояния горных машин очистных и проходческих механизированных комплексов. Выполнен анализ достоинств и недостатков существующих автоматизированных бортовых систем регистрации параметров работы и оценки технического состояния проходческо-очистных комбайнов калийных рудников. Сформулированы основные технические требования к конструкции, алгоритмам работы и функциям, реализуемым регистрирующими системами добычных машин калийных рудников. Предложен способ контроля параметров работы и обоснована концепция бортового программно-регистрирующего комплекса проходческо-очистных комбайнов «Урал». Представлены результаты экспериментальных исследований величины и характера изменения нагрузок приводов исполнительных органов комбайнов «Урал-20Р», полученные с использованием переносного измерительного комплекса «ВАТУР». Доказано, что существующие средства объективного контроля параметров работы проходческо-очистных комбайнов «Урал-20Р» не обеспечивают эксплуатацию добычных машин в оптимальном режиме. Разработана методика анализа записей регистраторов параметров, обеспечивающая повышение эффективности эксплуатации оборудования механизированных комплексов посредством определения количественных величин, характеризующих технический и технологический уровень организации процесса добычи калийной руды. Предложены критерии оценки эффективности работы инженерных и сервисных служб горнодобывающего предприятия. Описан способ непрерывного автоматизированного контроля выбросоопасности калийного массива.
Ключевые слова: калийный рудник, проходческо-очистной комбайн, датчик, данные, регистратор, информация, параметры, нагруженность приводов, эксплуатация, контроль, бортовой программно-регистрирующий комплекс, сервис, техническое обслуживание, техническое состояние, ремонт, эффективность, безопасность.

Асонов Сергей Алексеевич
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
ason11s@bk.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

Габов Виктор Васильевич
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
 gvv40@mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

Иванов Сергей Леонидович
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
lisa_lisa@mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

Трифанов Михаил Геннадьевич
ООО «Региональный канатный центр»
mt59@mail.ru
614000, г. Пермь, Комсомольский пр., 34б

Чекмасов Николай Васильевич
ООО «Региональный канатный центр»
bodrich8@mail.ru
614000, г. Пермь, Комсомольский пр., 34б

Шишлянников Дмитрий Игоревич
ООО «Региональный канатный центр»
4varjag@mail.ru
614000, г. Пермь, Комсомольский пр., 34б

1. Шмарьян Е.М., Лепихов А.И., Гавинский Ю.А. Исследование и разработка аппаратуры для непрерывной регистрации режимов эксплуатации горной техники // Тр. ИГД им. А.А. Скочинского. – 1979. – № 172. – С. 48–54.
2. Габов В.В., Третьяков Н.М., Модестов Ю.А. Прибор ИНМ-1 контроля режимов работы горных машин // Механизация горных работ на угольных шахтах: сб. науч. тр. – Тула: Изд-во Тул. политехн. ин-та, 1984. – С. 59–63.
3. Загвоздкин И.В., Лесов Г.П., Янович Д.М. Обеспечение безопасности и безаварийной работы комбайновых комплексов на рудниках ОАО «Уралкалий» // Безопасность труда в промышленности. – 2013. – № 9. – С. 46–49.
4. Методы оценки технического состояния и остаточного ресурса механических трансмиссий проходческо-очистного комбайна «Урал» / Н.В. Чекмасов, М.Г. Трифанов, Д.И. Шишлянников, С.Л. Иванов // Горн. информ.-аналит. бюл. – 2014. – № 4. – С. 272–278.
5. Пилотная диагностика состояния трансмиссий горных машин по параметрам питания электропривода / С.Л. Иванов, М.А. Семенов, А.С. Иванов, А.А. Поддубная, А.С. Фокин // Записки Горн. ин-та. Т. 178. Проблемы горно-транспортных систем и электромеханики. – СПб., 2008. – С. 159–161.
6. Коломийцев М.Д. Эксплуатация горных машин и автоматизированных комплексов. – Л.: Изд-во Ленинград. горн. ин-та, 1988. – 96 с.
7. Красников Ю.Д., Солод С.В., Хазанов Х.И. Повышение надежности горных выемочных машин. – М.: Недра, 1989. – 215 с. 
8. Иванов С.Л. Повышение ресурса трансмиссий горных машин на основе оценки энергонагруженности их элементов. – СПб.: Изд-во Санкт-Петербург. горн. ин-та, 1999. – 92 с.
9. Лаптев Б.В. Предотвращение газодинамических явлений на калийных рудниках. – М.: Недра, 1994. – 138 с.
10. Бреннер В.А., Зильберт И.С., Зыков В.А. Режимы работы комбайнов для добычи калийных руд. – М.: Недра, 1978. – 216 с.
11. Исследование нагруженности и возможности прогнозирования энергоресурса приводов исполнительных органов комбайна «Урал-20Р» / Г.Д. Трифанов, А.А. Князев, Н.В. Чекмасов, Д.И. Шишлянников // Горное оборудование и электромеханика. – 2013. – № 2. – С. 41–44.
12. Чекмасов Н.В., Шишлянников Д.И., Трифанов М.Г. Оценка эффективности процесса разрушения калийного массива резцами исполнительных органов комбайна «Урал-20Р» // Известия вузов. Горный журнал. – 2013. – № 6. – С. 103–107.
13. Барков А.В., Баркова Н.А., Борисов А.А. Методика диагностирования механизмов с электроприводом по потребляемому току. – СПб.: Севзапучцентр, 2012. – 68 с.
14. Андреева Л.И. Методология формирования технического сервиса горно-транспортного оборудования на угледобывающем предприятии: автореф. дис. … д-ра техн. наук. – Екатеринбург, 2004. – 25 с.
15. Красников Ю.Д., Прушак В.Я., Щерба В.Я. Горные машины. – Минск: Выш. шк., 2003. – 148 с.

Обоснована актуальность создания эффективных механизированных комплексов разработки торфяного сырья. Указывается на необходимость отказа от традиционного фрезерного способа разработки торфяных залежей. Показано, что основой топливно-энергетических кластеров распределенной энергетики является автономный комплекс добычи и переработки местного торфяного сырья в энергоплотное топливо с одновременным получением электрической и тепловой энергии. Сформулированы основные требования к торфодобывающим и перерабатывающим машинам. Доказана перспективность использования экскаваторного метода добычи торфяного сырья естественной влажности без предварительного осушения залежи. Предложена структура модульного горно-перерабатывающего комплекса с мини-ТЭС. Определен перечень горнотехнологического оборудования, образующего цепь аппаратов, осуществляющих инновационную технологию добычи и переработки местного топливного сырья в энергоплотное топливо. Новая технология предполагает эффективную сепарацию торфяного сырья естественной влажности без предварительной подсушки. Обоснована рациональная конструкция и параметры валково-дискового сепаратора, выявлены общие тенденции влияния характеристик валкового сепаратора на эффективность его работы с торфяным сырьем естественной влажности. Доказано, что для подготовки торфяного сырья естественной влажности наиболее рационально применять сепараторы с шахматным расположением рабочих элементов и частотой вращения дисков 150–180 об/мин. В связи со сложностью взаимодействия дисков сепаратора с сырьем, изменяющим свои параметры в широком диапазоне, при исследовании и проектировании сепараторов необходимо использовать модельно-экспериментальный подход.
Ключевые слова: торфяное сырье, распределенная энергетика, экскаваторный способ добычи торфа, валково-дисковый сепаратор, энергоэффективность, модульный горно-перерабатывающий комплекс.

Бондарев Юрий Юрьевич
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
yurec_rtvjlk@mail.
199226, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

Звонарев Иван Евгеньевич
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
epc68@mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, д. 2

Иванов Сергей Леонидович
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
lisa_lisa74@mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

Шишлянников Дмитрий Игоревич
ООО «Региональный канатный центр»
4varjag@mail.ru
614000, г. Пермь, Комсомольский пр., 34б

1. Справочник по торфу / под ред. А.В. Лазарева, С.С. Корчунова. – М.: Недра, 1982. – 760 с.
2. Цветков Р.Е. Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (в промышленности) / Твер. гос. техн. ун-т. – Тверь, 2008. – 16 с.
3. Пожары торфяников в Московской области. Справка [Электронный ресурс] / РИА «Новости». – http://ria.ru/spravka/20100714/254723376.html (дата обращения: 18.08.2014).
4. Бондарев Ю.Ю., Иванов С.Л. Технологический модуль для производства окускованного топлива из торфяного сырья // Социально-экономические и экологические проблемы горной промышленности, строительства и энергетики: сб. науч. тр. 9-й Междунар. конф. по проблемам горн. промышленности, строительства и энергетики. – Воркута, 2013. – С. 59–61.
5. Михайлов А.В., Иванов С.Л., Бондарев Ю.Ю. Состояние технического перевооружения машинно-тракторного парка торфодобывающих компаний // Научно-технические ведомости СПбГПУ. Наука и образование. – 2014. – № 3(202). – С. 229–235.
6. Перспективы развития новых технологий добычи торфа / А.В. Михайлов, Э.А. Кремчеев, А.В. Большунов, Д.О. Нагорнов // Горн. информ.-аналит. бюл. – 2010. – № 9. – С. 189–194.
7. Шегельман И.Р. Потенциал карельского биоэнергетического кластера [Электронный ресурс] // Инженерный вестник Дона. – 2013. – № 3. – URL: www.ivdon/ru/ru/magazine/archive/ n3y2013/1751 (дата обращения: 20.01.2015).
8. Роджерс М. Переворот в энергетике // Вестник McKinsey. – 2013. – № 27. – С. 27–37.
9. Терентьев А.А. Управление структурообразованием в торфяных системах при получении бытового топлива: автореф. дис. … д-ра техн. наук. – Минск, 1989. – 45 с.
10. Гнеушев В.А., Стадник А.С., Крохмалюк Ю.А. Логика сооружения и обеспечения биотопливом мини-ТЭЦ в Украине // Энергосбережение. Энергетика. Энергоаудит. – 2012. – № 7(101). – С. 44–52.
11. Бондарев Ю.Ю., Иванов С.Л., Михайлов А.В. Анализ конструктивных параметров сепараторов торфяного сырья // Актуальные вопросы в научной работе и образовательной деятельности: сб. науч. тр. междунар. науч.-практ. конф., 30 апреля 2014. – Тамбов, 2014. – Ч. 6. – С. 32–33.
12. Селеннов В.Г. Разработка научных основ, технологии и оборудования производства субстратных торфоблоков: дис. … д-ра техн. наук. – Л., 1990. – 516 с.
13. Кондратьев А.В., Кочканян С.М., Вовченко И.С. Выбор конструктивных схем и расчет параметров валковых сортировок // Механика и физика процессов на поверхности и в контакте твердых тел, деталей технологического и энергетического оборудования: межвуз. сб. науч. тр. / под ред. В.В. Измайлова; Твер. гос. техн. ун-т. – Тверь, 2012. – Вып. 5. – С. 80–85.
14. Кондратьев А.В. Создание высокоэффективных валковых сепараторов торфяных машин и оборудования: дис. … д-ра техн. наук. – Тверь, 1998. – 361 с.
15. Павлов Ю.Н. Совершенствование процесса разделения торфяного сырья на валковых сепараторах подготовительных отделений перерабатывающих предприятий: дис. … канд. техн. наук. – Тверь, 2002. – 149 с.

Модернизация технологической базы торфяной промышленности и увеличение объемов добычи обусловят существенное повышение эффективности и рентабельности использования торфяного топлива при выработке тепловой энергии. Наиболее перспективным направлением использования торфа в России может стать получение энергоплотного окускованного топлива. Проекты организации производства местного торфяного топлива имеют важное социально-экономическое значение для многих регионов страны, поскольку позволяют создать дополнительные производственные мощности и стабилизировать рынок труда.
Приведена структура основных технологий производства торфяного сырья и анализ парков существующего и перспективного оборудования для полевой добычи торфяного сырья. Рассматриваются пути технического перевооружения и повышения показателей эффективной эксплуатации добывающих комплексов машин торфяной отрасли с учетом масштабного фактора торфодобывающих компаний. Выбор оборудования происходит в три фазы: тип парка, параметры оборудования и определение требуемого количества экскаваторов и тракторных агрегатов. Не все гидравлические экскаваторы и транспортно-тракторные агрегаты могут эффективно функционировать на непрочной поверхности торфяного месторождения.
Исследование при выборе оборудования должно базироваться на анализе предельных условий и установлении областей допустимых режимов его функционирования на основе максимальной производительности при минимальной энергоемкости процесса; совместимости оборудования по параметрам; низкой стоимости оборудования и эксплуатационных расходов.
Ключевые слова: торфодобывающая компания, технология, торфяная машина, машинно-тракторный парк, гидравлический экскаватор, трактор, полуприцеп, удельное давление.

Михайлов Александр Викторович
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
epc68@mail.ru
199106, Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

Иванов Сергей Леонидович
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
lisa_lisa@mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

Габов Виктор Васильевич
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
gvv40@mail.ru
199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский о-в, 21-я линия, 2

1. Энергетическая стратегия России на период до 2035 года. Проект [Электронный ресурс]. – URL: http://minenergo.gov.ru/upload/ iblock/665/665a6512e64ffd5e3d30d9448d7b7fff.pdf (дата обращения: 25.12.2014).
2. Михайлов А.В. Масштаб торфяного производства и комплектование оборудованием // Процессы и средства добычи и переработки полезных ископаемых: сб. тр. междунар. науч.-техн. конф. – Минск, 2012. – С. 63–67.
3. Михайлов А.В., Иванов С.Л., Бондарев Ю.Ю. Состояние технического перевооружения машинно-тракторного парка торфодобывающих компаний // Науч.-техн. ведомости Cанкт-Петербург. гос. политехн. ун-та. – 2014. – № 3(202). – С. 229–235.
4. A new peat production concept – results of the development work during 2004–2007 / J. Korpi [et al.] // Proceedings of the 13th International Peat Congress Tullamore, Ireland, 8–13 June 2008. – Vol. 1. – p. 120–122.
5. Prediction and controlling of flyrock in blasting operation using artificial neural network / M. Monjezi, A. Bahrami, A.Y. Varjani, A.R. Sayadi // Arabian Journal of Geosciences. – 2011. – № 4(3–4). – Р. 421–425.
6. Mikhailov A., Nagornov D. Peat excavation and drying for factory-made local fuel production – Peatlands in Balance // Book of Abstracts of the 14th International Peat Congress Stockholm, Sweden, June 3–8. – Stockholm, 2012.
7. Самолазов А.В., Паладеева Н.И. Техническое перевооружение экскаваторно-автомобильных комплексов добывающих предприятий // Горное оборудование и электромеханика. – 2010. – № 2. – С. 2–11.
8. Гусеничный экскаватор модели ЕК 270LC компании «Кранэкс» [Электронный ресурс]. – URL: http://www.kraneks.ru/ru/node/29 (дата обращения: 20.12.2014).
9. Трактор «Беларус 1822.3» [Электронный ресурс]. – URL: http://www.belarus-tractor.com/catalog/product-catalogs (дата обращения: 20.12.2014).
10.  Mikhailov A. Peat surface mining methods and equipment selection // Mine Planning and Equipment Selection. Proceedings of the 22nd MPES Conference, Dresden, Germany, 14–19 October 2013. – Dreden, 2014. – № XXVII. – Vol. 2. – Р. 1243–1249.
11. Larminie J.C. Modifications to the mean maximum pressure system // Journal of Terramechanics. – 1992. – № 29(2). – Р. 239–255.
12. Кузнецов Н.В., Нилов Н.В. Деформация эксплуатационного слоя торфяной залежи при многократном воздействии гусеничных движителей технологического оборудования // Тр. ВНИИТП. – 1989. – Вып. 63. – С. 112–119.
13. Малков Л.М., Кузнецов Н.В., Галкин А.И. Анализ факторов производительности транспортного комплекса в схеме с раздельной уборкой // Тр. ВНИИТП. – 1987. – Вып. 58. – С. 16–23.
14. Транспорт фрезерного торфа в технологической cxеме добычи с раздельной уборкой / Л.М. Малков, Н.В. Кузнецов, В.П. Шейде, А.И. Галкин, И.Л. Калинин, В.М. Юрков // Торфяная промышленность. – 1987. – № 12. – С. 5–6.
15. Зангиев А.А., Лышко Г.П., Скороходов А.Н. Производственная эксплуатация машинно-тракторного парка. – М.: Колос, 1996. – 319 c.
16. Телего А.В., Михайлов А.В., Кремчеев Э.А. Системный подход к исследованию торфяного транспортно-тракторного агрегата // Теоретические и прикладные проблемы науки и образования в 21 веке: сб. науч. тр. / Мин. обр. и науки РФ. – Тамбов: Бизнес – Наука – Общество, 2012. – Ч. 1. – С. 136–138.

На Ярегском месторождении (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми») применяется термошахтный способ добычи нефти. При подобном способе наблюдаются значительные тепловыделения в рабочих зонах нефтяных шахт. Повышение температуры воздуха становится причиной ухудшения санитарно-гигиенических норм и снижения производительности труда горнорабочих. Предложенные и используемые в настоящее время мероприятия и способы снижения температуры воздуха в уклонных блоках требуют значительных финансовых затрат: на внедрение – оснащение холодильными и калориферными установками вентиляционных скважин, проходку самих скважин, а также на процесс воздухоподготовки – затраты электрической энергии на кондиционирование (охлаждение) и энергетических ресурсов (в основном природного газа) на подогрев воздуха, подаваемого в скважины в холодное время года. Предложен способ проветривания уклонного блока, который позволяет использовать положительное действие естественной тяги (тепловой депрессии), возникающей между подземными горными выработками вследствие разности температур (плотностей, удельного веса) воздуха в них. Предложенный способ позволит уменьшить затраты электрической энергии на проветривание, а также снизить температуру воздуха в подземных горных выработках нефтяных шахт. Помимо этого в предложенном способе не требуется оснащение вентиляционных скважин системами кондиционирования и подогрева воздуха. Между стволами нефтяной шахты будет возникать естественная тяга, которая, как показали расчеты, будет иметь положительное значение, т.е. будет способствовать проветриванию. Регулирование производительности и давления, развиваемого главной вентиляторной установкой (ГВУ) с учетом действия естественной тяги, также будет способствовать снижению электрической энергии на проветривание.
Ключевые слова: нефтешахта, проветривание, естественная тяга, тепловая депрессия, уклонный блок, главная вентиляторная установка.

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

Файнбург Григорий Захарович
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
faynburg@mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Термошахтная разработка нефтяных месторождений / Ю.П. Коноплев, В.Ф. Буслаев, З.Х. Ягубов, Н.Д. Цхадая; под ред. Н.Д. Цхадая. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2006. – 288 с.
2. Chertenkov M.V., Mulyak V.V., Konoplev Y.P. The Yarega Heavy Oil Field – History, Expe­rience, and Future // Journal of Petroleum technology. – 2012. – № 4. – Р. 158–160.
3. Справочник по рудничной вентиляции / под ред. К.З. Ушакова. – М.: Недра, 1977. – 328 с.
4. Файнбург Г.З. Бережливое проветривание как неотъемлемый элемент рудника будущего // Рудник будущего. – 2013. – № 1(13). – 
C. 53–57.
5. Коноплев Ю.П., Гуляев В.Э. Внедрение новых методов термошахтной разработки на Ярегском месторождении высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 2. – С. 89–91.
6. Alymenko N.I., Nikolaev A.V. Influence of mutual alignment of mine shafts on thermal drop of ventilation pressure between the shafts // Journal of Mining Science. – 2011. – Vol. 47, № 5. – Р. 636–642.
7. Исаевич А.Г. Особенности проветривания нефтешахты // Стратегия и процессы освоения георесурсов: материалы науч. сессии Горн. ин-та УрО РАН. – Пермь, 2012. – Вып. 10. – С. 247–248.
8. Kutateladse S.S., Kirdyashkin A.G., Ivakin V.P. Turbulent natural convection on a vertical plate and in a vertical layer // Int. J. Heat Mass Transfer. – 1972. – Vol. 15, № 2. – Р. 193–202.
9. Беляев Н.М., Рядно А.А. Методы теории теплопроводности: в 2 ч. – М.: Высшая школа, 1982. – 304 p.
10. Handbook of Heat and Mass Transfer Operations / Ed. N.P. Cheremisinoff. – Houston: Gulf. Publ., 1986. – Vol. XIV. – 1456 p.
11. Кутателадзе С.С. Основы теории теплообмена. – М.: Атомиздат, 1979. – 415 с.
12. Roseno W.M. , Hartnett J.P., Gani E.N. Handbook of Heat Transfer Fundamentals. – 2nd ed. – New York: Me Grow-Hill Book Company, 1985. – 1374 p.
13. Седунин А.М., Николаев А.В., Седнев Д.Ю. Электропривод главной вентиляторной установки нефтешахты, регулируемый с учетом действия общешахтной естественной тяги // Горное оборудование и электромеханика. – 2012. – № 11. – С. 2–7.
14. Единые правила безопасности при разработке рудных, нерудных и россыпных месторождений полезных ископаемых подземным способом (ПБ 03-553-03). Сер. 03. Вып. 33 / НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России. – М., 2003. – 200 с.
15. Система автоматизации главной вентиляторной установки: пат. 131083 Рос. Федерация: МПК Е21 F 1/00, F24 H 3/04 / Николаев А.В., Алыменко Н.И., Седунин А.М.; заявитель и патентообладатель ЗАО «Энергосервис». – № 2013112380/03; заявл. 19.03.2013; опубл. 10.08.2013, Бюл. № 22.