Целью работы является повышение эффективности профилактики и ликвидации поглощений промывочной жидкости за счет применения водонабухающего полимера «Петросорб», применяемого в качестве добавки в буровой раствор для оперативного тампонирования поглощающего интервала. По результатам анализа научно-технической литературы в области профилактики и ликвидации поглощений получен вывод, что применение вязкоупругих составов для оперативного тампонирования поглощающих интервалов с целью временной изоляции является целесообразным, в том числе за счет реагентов, не имеющих на данный момент широкого применения при бурении скважин. В работе проведено исследование влияния среды бурового раствора на характер поведения водонабухающего полимера, включающее определение характера поведения водонабухающего полимера в водной среде с различным значением pH (в статических и динамических условиях), исследование поведения полимера при изменении характера среды (смешивание раствора с полимером и модели пластовой воды, оставление в покое), определение характера поведения водонабухающего полимера в составе бурового раствора (в статических и динамических условиях). Для определения характера поведения водонабухающего полимера в водной среде и в составе бурового раствора оценивалось изменение пластической вязкости и динамического напряжения сдвига во времени. Проведенные исследования показали, что характер набухания «Петросорба» сильно зависим от pH среды, что можно использовать для регулирования динамики структурообразования при использовании той или иной технологической схемы ликвидации поглощения, поэтому целесообразно проведение дальнейших стендовых и опытно-промышленных исследований в конкретных геолого-технических условиях при использовании в качестве среды конкретные рецептуры буровых технологических жидкостей.
  Ключевые слова: бурение скважин, осложнения, поглощение, ликвидация поглощений, временная изоляция, тампонирование, наполнитель, водонабухающий полимер, «Петросорб», лабораторные исследования, реология, пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, pH, структурообразование.

Нуцкова Мария Владимировна
Санкт-Петербургский горный университет 
Nutskova_MV@pers.spmi.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

Рудяева Елена Юрьевна
Санкт-Петербургский горный университет 
leka-rudyaeva@yandex.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

1. Турицына М.В. Анализ методов изоляции зон поглощений при проводке скважин на Трифоновском нефтяном месторождении // Вестник Пермского национального исследова­тельского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2010. – Т. 9, № 5. – С. 37–44.
2. Предеин А.П. Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2014. – 381 с.
3. Дашижапов Б.Б. Буровые растворы с низким удельным весом для прохождения зон с интенсивным поглощением // Молодежный вестник Иркутск. гос. техн. ун-та. – 2015. – № 4. – С. 3.
4. Kurochkin B. Clay/latex mixture stops lost circulation in large carbonate fractures // Oil & Gas Journal. – 1995. – Vol. 93, № 35. – Р. 92–93.
5. Preventing lost circulation by use of lightweight slurries with reticular systems: depleted reservoirs in Southern Mexico / S.N. Romero, R.R. Monroy, C. Johnson, F. Cardenas, G.A.T. Abraham // SPE Drilling and Completion. – 2006. – Vol. 21, iss. 3. – Р. 185–192. DOI: 10.2118/92187-PA
6. Lost-circulation control with using aerated liquids / O.E. Ziyadullayev, B.Sh. Egamberdiyev, Z.Z. Iminjonov, A.B. Menglibekov, T.O. Komilov // International Scientific and Practical Conference World science. – 2016. – Vol. 1, № 3 (7). – Р. 45–47.
7. Heidari M., Shahbazi K., Fattahi M. Experimental study of rheological properties of aphron based drilling fluids and their effects on formation damage // Scientia Iranica. – 2017. – 24(3). – Р. 1241–1252. DOI: 10.24200/sci.2017.4108
8. Development and application of an oil-based circulating micro-foam drilling fluid / P. Yang, J. Li, Y. Sun, J. Guan, X. Kuang, L. Zheng // Natural Gas Industry. – 2014. – 34(6). – P. 78–84.
9. Aerated drilling used during gas drilling when encountering the formation water invasion / Y. Zhuo, X. Hu, X. Zheng, Y. Zhou, M. Meng, M. Xu // Natural Gas Industry. – 2011. – 31(8). – P. 73–75.
10. Lost circulation and kick control aerated drilling fluid technology used in WangGu1 wel / J. Liu, J. Yang, D. Shi, B. Zhang, K. Gu // Drilling Fluid and Completion Fluid. – 2005. – 22(6). – P. 78–80, 92.
11. Технология проводки скважин в условиях поглощения бурового раствора, осыпания и обвалов горных пород / Н.Г. Ибрагимов, Н.Х. Хамитьянов, Ф.Ф. Ахмадишин, В.Е. Про­нин // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. – М., 2009. – С. 197–200.
12. Мелехин А.А., Чернышов С.Е., Турбаков М.С. Расширяющиеся тампонажные составы для ликвидации поглощений при креплении обсадных колонн добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 50–52
13. Предупреждение поглощений бурового раствора при бурении высокопроницаемых коллекторов на южном шельфе Вьетнама / Б.М. Стешин, Г.И. Аникеенко, В.М. Миненков, Е.А. Ярыш // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – 2006. – № 3. – С. 6–9.
14. Experience of using the foamed cement technology for difficult lost circulation control / A. Bikmukhametov, S. Iliasov, G. Okromelidze, O. Garshina, O. Chugaeva // Society of Petroleum Engineers – 30th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, ADIPEC 2014: Challenges and Opportunities for the Next 30 Years. – Abu Dhabi, 2014. – Р. 1357–1371. DOI: 10.2118/171803-MS
15. Kramer J., Acosta F., Thornton P. New technique combats lost circulation // Oil & Gas Journal. – 2003. – Vol. 101, № 32. – Р. 46.
16. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: учеб. – М.: Недра, 2000. – 679 с.
17. Изоляция зон поглощений бурового раствора в боковых стволах с применением профильного перекрывателя / К.В. Мелинг, Ф.Ф. Ахмадишин, А.Л. Насыров, Д.В. Максимов, В.К. Мелинг // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 11. – С. 107–109.
18. Эффективные решения по ликвидации погло­щений бурового раствора / Э.М. Байтимиров, А.О. Комаров, А.В. Бармин, А.А. Гладков, М.Ю. Чувьюров // Бурение и нефть. – 2012. – № 5. – С. 50–52.
19. Двойников М.В., Нуцкова М.В., Кучин В.Н. Анализ и обоснование выбора составов для ограничения водопритоков при заканчивании скважин // Вестник Пермского национального исследовательского поли­технического универ­ситета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т. 16, № 1. – С. 33–39. DOI: 10.15593/2224-9923/2017.1.4
20. Забайкин Ю.В., Саламов М.А., Бойко К.Н. Технология строительства скважины в условиях поглощения бурового раствора на Варьеганском нефтяном месторождении (ХМАО) // Актуальные проблемы и перспективы развития экономики: российский и зарубежный опыт. – 2018. – № 14. – С. 25–32.
21. Качурин А.В., Пестерев С.В. Поглощение буровых и тампонажных растворов. Проблемы и решения // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2011. – № 9. – С. 13–15.
22. Ковалева К.О., Мозговой Г.С. Способы борьбы с поглощением бурового раствора // Фундаментальная наука и технологии – перспективные разработки: материалы XIV междунар. науч.-практ. конф. – 2018. – С. 90–92.
23. Курочкин Б.М., Андронов С.Н. Особенности технологии ликвидации поглощений бурового раствора при бурении под кондуктор в осложненных условиях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2012. – № 8. – С. 19–23.
24. Кучин В.Н., Нуцкова М.В. Обоснование и разработка технологии изоляции водопритоков для повышения качества заканчивания скважин // Нефть и газ – 2017: сб. тр. 71-й Междунар. молодежной науч. конф. – 2017. – С. 220–229.
25. Мойса Н., Сухенко Н. Оценка закупори­вающих свойств наполнителей для ликвидации поглощений бурового раствора // Бурение и нефть. – 2006. – № 6. – С. 9–11.
26. Нечаева О.А. Обоснование и разработка многофункционального бурового раствора на основе синтезируемых гелей для строительства скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М., 2012. – № 5. – С. 40–44.
27. Николаев Н.И., Иванов А.И. Повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях // Записки Горного института. – 2009. – Т. 183. – С. 308–310.
28. Поляков В.Н., Мнацаканов В.А. Причины низкой эффективности методов борьбы с поглоще­ниями в бурении // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2009. – № 3. – С. 14–17.
29. Турицына М.В. Обоснование применения газожидкостных смесей для профилактики поглощений промывочной жидкости при проходке скважин // Научные исследования и инновации. – 2011. – Т. 5, № 2. – С. 61–63.
30. Турицына М.В., Долгих Л.Н., Чернышов С.Е. Исследование средств эффективной и опера­тивной изоляции зон поглощений при проводке скважин на территории Трифоновского место­рождения // Вестник Пермского национального исследовательского поли­технического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2009. – Т. 8, № 4. – С. 45–52.
31. Харитонов А.Д. Специальные материалы, предназначенные для ликвидации поглощений бурового раствора // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – 2014. – № 1. – С. 183–186.
32. Lu H.S., Zhang T., Huang Z. Study on a new loss controller of polymer gel // Drilling Fluid and Completion Fluid. – 2010. – 27(3). – P. 33–35.
33. Nutskova M.V., Dvoynikov M.V., Kuchin V.N. Improving the quality of well completion in order to limit water inflows // Journal of Engineering and Applied Sciences. – 2017. – Vol.12, № 22. – Р. 5985–5989. DOI: 10.3923/jeasci.2017.5985.5989
34. Николаев Н.И., Иванов А.И. Результаты аналитических и эксплуатационных исследований закупоривающей способности полимерглинистых тампонажных составов при бурении нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2009. – № 5. – С. 8–11.
35. Рудяева Е.Ю., Нуцкова М.В. Исследование добавки «Петросорб» к буровым растворам для ликвидации поглощений при бурении скважин // Энергия молодежи для нефтегазовой индустрии: материалы междунар. науч.-практ. конф. молодых ученых / Альметьевский государственный нефтяной институт. – Альметьевск, 2017. – С. 251–257.
36. Рудяева Е.Ю., Нуцкова М.В., Страупник И.А. Исследование добавки «Петросорб» к буровым растворам для оперативного тампонирования зон поглощений при бурении скважин // Бурение скважин в осложненных условиях / Санкт-Петербургский горный университет. – СПб., 2017. – С. 52–53.
37. Иванов А.И. Обоснование и разработка технологии и техники ликвидации катастрофи­ческих поглощений при бурении разведочных скважин: дис. … канд. техн. наук: 25.00.15. – СПб., 2009. – 126 с.
38. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шама­нов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов. − М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. – 1007 с.
39. Турицына М.В., Кучин В.Н., Гизатуллин Р.Р. Исследование влияния минерализации вод на технологические характеристики газожидкостных смесей // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – Т. 12, № 6. – С. 64–73.
40. Пономаренко М.Н., Гасумов Р.А. Особенности цементирования скважин в сложных горно-геологи­ческих условиях, характеризующихся поглощением бурового раствора // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. – № 8. – С. 52–55.
41. Иванов А.И. Тампонажные материалы и технологические приёмы проведения изоляци­онных работ при бурении скважин на нефть и газ // Wiertnictwo Nafta Gas. Półrocznik Akademii Górniczo-Hutniczej im. Stanisława Staszica. – Kraków: AGH, 2008. – T. 25 (2). – Р. 311–316.
42. Николаев Н.И., Николаева Т.Н., Иванов А.И. Технология ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин // Инженер-нефтяник. – 2009. – №1. – С. 5–8.
43. Ivanov A. Plugging-back technology of lost drilling flush fluid circulation zone in the course of drilling for oil and gas // Materiały XLIII Sesji Pionu Górniczego. – Kraków: Akademia Górniczo-Hutnicza, 2007. – Р. 177.

  Тяжелая битуминозная нефть является основным источником нигерийских нетрадиционных ресурсов. Эти ресурсы существуют в виде нефтеносного песка и битуминозного масла, образуя пояс битумной нефти, охватывающий около 120 км, простирающийся от Лагоса, Огун, Ондо и Эдо, причём огромные запасы этих ресурсов находятся в штате Ондо. В этом исследовании применен метод ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) для изучения битуминозной нефти юго-запада Нигерии. В спектроскопии ЯМР на ядрах ¹Н и ¹³С в качестве стандарта используют сигналы протонов и ядер углерода, соответственно, молекулы тетраметилсилана Si(CH₃)₄. В спектрах ЯМР ¹³С рассматриваемых объектов разделяются полностью области поглощения алифатических (7–65 м.д.) и ароматических (108–170 м.д.) ядер атомов углерода. В спектрах керна битуминозных отложений Нигерии в последний диапазон вносят заметный вклад сигналы атомов углерода олефиновых фрагментов. Анализ более известных способов дробного деления ароматической области спектра ядерно-магнитного резонанса ¹³С показал, что для фракций, не содержащих конденсированных циклических и гетероатомных соединений, достаточно обоснованным можно признать выделение поддиапазонов химического сдвига, соответствующих ароматическим атомам углерода: незамещенным – 110–130 м.д., метилзамещенным – 130–137 м.д., другим алкил- и нафтилзамещенным – 137–148 м.д. В объектах, содержащих более значительные количества гетероатомов, выделяют области поглощения четвертичных атомов углерода, связанных с кислородом или азотом, – 148–170 м.д., карбонильных углеродных атомов – 170–200 м.д., а также третичных ароматических атомов углерода, находящихся в орто-положении к гидроксильному или эфирному атому кислорода, – 108–118 м.д.
  Ключевые слова: метод ядерно-магнитного резонанса, тетраметилсилан, спектр, поглощение, кислород, водород, керн, ядра, протон, ресурсы, битум, нефть, спектроскопия.

Нвизуг-Би Лейи Клюверт
Кубанский государственный технологический университет 
kluivert_dgreat@mail.ru
350072, Россия, г. Краснодар, ул. Московская, 2

Савенок Ольга Вадимовна
Кубанский государственный технологический университет 
olgasavenok@mail.ru
350072, Россия, г. Краснодар, ул. Московская, 2

Мойса Юрий Николаевич
ООО «НПО «Химбурнефть»
HBN2005@yandex.ru
350063, Россия, г. Краснодар, ул. Кубанская набережная, 7

1. Совершенствование системы разработки месторождений природного битума / Р.М. Абдул­ханров, Р.М. Ахнуров, Р.М. Гареев [и др.] // Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов: материалы Междунар. науч.-практ. конф. – Казань, 2007. – С. 227–234.
2. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества: свойства и применение. – Изд. 2-е, перераб. и доп. – Ленинград: Химия, 1981. – 303 с.
3. Антониади Д.Г. Научные основы разра­ботки месторождений термическими методами. – М.: Недра, 1995. – 313 с.
4. Антониади Д.Г., Валуйский А.А., Гарушев А.Р. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи // Нефтяное хозяйство. – 1999. – № 1. – С. 16–23.
5. Adegoke O.S., Omotsola M., Coker S. The geology of the Nigerian tar sands // 5th UNITAR Conference. – Caracas, 1991. – P. 369–385.
6. Adelu R., Fayose E.Development prospects for the bituminous deposits in Nigeria // 5th UNITAR Conference. – Caracas, 1991. – P. 509–515.
7. Recovery of bitumen from Nigerian tar sands – feed preparation and solvent extraction studies / B. Ademodi, O. Dewodu, T. Oshonowo [et al.] // 7th Miami International Conference on Alternative Energy Sources. – Miami, 1985. – P. 2.
8. Adewusi V.A. Aspect of tar sands development in Nigeria // Energy Sources. – 1992. – Vol. 14. – P. 305–315. DOI: 10.1080/00908319208908728.
9. Adesida A. Geology of the ore tar sands (maastrichtian – paleocene): MSc. Thesis, University of Ife. Ife, 1980. – P. 121.
10. Способ повышения эффективной добычи природных битумов / Р.М. Ахунов, Р.М. Абдул­хаиров, Р.З. Гареев [и др.] // Техника и добычи нефти. – 2007. – № 8. – С. 132–134.
11. Липаев А.А. Разработка месторождений тяжелых и природных битумов. – М. – Ижевск: Ин-т компьютерных исследований, 2013. – 484 с.
12. РД 39-0147001-742-92. Методика комп­лексной оценки качества вскрытия продук­тивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов. – Краснодар: Российская государственная нефтегазовая корпорация, ВНИИКРнефть, 1992. – 82 с.
13. Муслимов Р.Х., Мусин М.М., Мусин К.М. Опыт применения тепловых методов разработки на нефтяных месторождениях Татарстана. – Казань: Новое знание, 2000. – 225 с.
14. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров, О.А. Морозюк [и др.]. – М. – Ижевск: Ин-т компьютерных исследований, 2015. – 476 с.
15. Априорная оценка качества вскрытия пласта по данным экспериментальных исследований на натурных кернах / В.И. Яковенко, Н.Ю. Мойса, П.П. Овсянников [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010. – № 2. – С. 50–51.
16. Нвизуг-Би Л.К., Савенок O.В., Mойса Ю.Н. Классификация трудноизвлекаемых запасов на территории Федеративной Республики Нигерия // Наука, техника и технология. – 2015. – Т. 11 (17), № 2. – P. 18–21.
17. Нвизуг-Би Л.К., Савенок O.В. Трудноиз­влекаемые запасы углеводородов, важные ресурсы на территории Федеративной Республики Нигерия // Современное состояние естественных и технических наук: материалы XXI Междунар. науч.-практ. конф. – М., 2015. – С. 41–46.
18. Нвизуг-Би Л.К. Оценка технологических решений для разработки и освоения месторождения тяжелой и битуминозной нефти в Нигерии // Научный журнал Кубанского государственного аграрного университета. – 2016. – № 120(06). – С. 44–49.
19. Adegoke O.S. Geological guide to some Nigerian cretaceous – recent localities // 7th African Micropalaeontological Colloquim, Ile – Ife, 1976. – P. 6.
20. Adegoke O.S. Tar sand project phase II – estimation of reserves, materials testing and chemical analysis / Geological Consultancy Units, University of Ife, Nigeria, 1976. – P. 10.
21. Gwynn J.W. Instrumental analysis of tars and their correlations in oil impregnated sand stone beds. Unitah and grand countries, Utah // Utah geological and mineral survey, special studies. – 1971. – P. 5–8.
22. JeJe L.K. Aspect of the geomorphology of Nigeria in geography of Nigeria development. – Ibadan, 1983. – P. 5–8.
23. Kadiri M.O. Further desmids from the Ikpoba reservoir: A comparison from elsewhere in Africa // Algological Studies. – 1993. – № 71. – P.23 – 35.
24. Ajayi O. Quality of ground water in the Agbabu oil sands area of Ondo State, Nigeria // Journal of African Earth Sciences. – 1998. – Vol. 27. – P. 299–305. DOI: 10.1016/S0899-5362(98)00064-5.
25. Нвизуг-Би Л.К. Экономическая значимость разработки, освоения и добычи битума из битуминозного песка и тяжелой нефти в Нигерии // Научный журнал Кубанского государственного аграрного университета. – 2016. – № 121 (07). – P. 144–149.
26. Нвизуг-Би Л.К., Савенок О.В. Анализ природно-геологических условий залегания месторождений с трудноизвлекаемыми запасами на территории Федеративной Республики Нигерия /// Евразийский научный журнал.– 2015. – № 12. – P. 50–57.
27. Adegoke O.S. Geotechnical investigation of the ondo state bituminous sands, geology and reserves estimate / Geological Consultancy Unit, University of Ife. Ife, 1980. – P. 257.
28. Adegoke O.S., Ibe F.C. The tarsands and heavy crude resources of Nigeria // Proceedings of 2nd Unitar conference. – Caracas, 1982. – P. 8–10.
29. Production and processing of US Tar sands: An environmental assessment / N.A. Frazier [et al.]. – Virginia, 1976. – P. 266.
30. Andrew E.D. Modern NMR techniques for chemistry research. – New York: Pergamon Press, 1987. – 403p.
31. Eriksson S., Lasic S., Topgaard D. Isotropic diffusion weighting in PGSE NMR by magnetic – angle spinning of q-vector // Journal of Magnetic Resonance. – 2013. – Vol. 226. – P. 13–18. DOI: 10.1016/j.jmr.2012.10.015
32. Lee J.H., Okuno Y., Cavagnero S. Sensitivity enhancement in solution NMR: Emerging ideas and new frontiers // Journal of Magnetic Resonance. – 2014. – Vol. 241, iss. 1. – P. 18–31. DOI: 10.1016/j.jmr.2014.01.005
33. Krivdin L.B. Calculation of 15N NMR chemical shifts: Recent advances and perspectives // Progress in Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy. – 2017. – Vol. 102–103. – P. 98–119. DOI: 10.1016/j.pnmrs.2017.08.001
34. Vugmeyster L., Ostrovsky D. Static solid – state 2H NMR methods in studies of protein side chain dynamics // Progress in Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy. – 2017. – Vol. 101. – P. 1–17. DOI: 10.1016/j.pnmrs.2017.02.001
35. Pileio G. Singlet NMR methodology in two – spin – 1/2 systems// Progress in Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy. – 2017. – Vol. 98–99. – P. 1–19. DOI: 10.1016/j.pnmrs.2016.11.002
36. Haouas M., Taulelle F., Martineau Ch. Recent advances in application of 27Al NMR spectroscopy to material science // Progress in Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy. – 2016. – Vol. 94–95. – P. 11–36. DOI: 10.1016/j.pnmrs.2016.01.003
37. Martin R.W., Kelly J.E., Collier K.A. Spatial reorientation experiments for NMR of solids and partially oriented liquids // Progress in Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy. – 2015. – Vol. 90–91. – P. 92–122. DOI: 10.1016/j.pnmrs.2015.10.001
38. Johnson R.L., Schmidt-Rohr K. Quantitative solid-state 13C NMR with signal enhancement by multiple cross polarization // Journal of Magnetic Resonance. – 2014. – Vol. 239. – P. 44–49. DOI: 10.1016/j.jmr.2013.11.009
39. Washburn K.E., Birdwell J.E. Updated method­logy for nuclear magnetic resonance characterization of shales // Journal of Magnetic Resonance. – 2013. – Vol. 233. – P. 17–28. DOI: 10.1016/j.jmr.2013.04.014

  В статье была поставлена цель разработать дизайн гидродинамических исследований скважин для оптимизации времени проведения исследований и сокращения периода их остановки на этапе опытно-промышленной эксплуатации; подтвердить экономическую эффективность представленной методики. Объектом исследования выступили скважины Т-23, Т-361, Т-388 месторождения A, продуктивные отложения которого преимущественно представлены кавернозно-трещиноватыми карбонатными породами рифейского возраста.
  В ходе работы был выполнен анализ публикаций по исследуемой проблеме; проведены промысловые гидродинамические исследования скважин, вскрывающих низкопроницаемый карбонатный коллектор; выполнено моделирование гидродинамических исследований, проведены сравнительные расчёты по обработке результатов с помощью программного комплекса Saphir компании KAPPA Engineering.
  Приведены результаты разработки дизайна гидродинамических исследований в условиях карбонатного коллектора. Проанализированы данные гидродинамических исследований для 12 скважин, эксплуатирующих рифейские карбонатные отложения, за период 2005–2008 гг., представлены результаты по трем скважинам: Т-23, Т-361, Т-388. Приведены пример расчета времени стабилизации при исследовании скважины методом установившихся отборов, а также оценка оптимального времени регистрации кривой восстановления давления. Кроме того, выполнено сравнение стандартной методики, которой руководствуются при испытании скважины – «РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», – с методикой, представленной в статье. На основе данного сравнения была установлена экономическая эффективность.
  Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин, кривая восстановления давления, дизайн, длительность исследования скважины, режим работы скважины, карбонатный коллектор, нефтегазовое месторождение.

Давыдова Анастасия Евгеньевна
Сибирский федеральный университет 
DavydovaAE@knipi.rosneft.ru
660041, Россия, г. Красноярск, пр. Свободный, 79

Щуренко Александр Александрович
Сибирский федеральный университет 
​ShchurenkoAA@knipi.rosneft.ru
660041, Россия, г. Красноярск, пр. Свободный, 79

Дадакин Никита Михайлович
Сибирский федеральный университет 
DadakinNM@knipi.rosneft.ru
660041, Россия, г. Красноярск, пр. Свободный, 79

Шуталев Артем Дмитриевич
Сибирский федеральный университет 
ShutalevAD@knipi.rosneft.ru
660041, Россия, г. Красноярск, пр. Свободный, 79

Квеско Бронислав Брониславович
Сибирский федеральный университет 
kveskobb@gmail.com
660041, Россия, г. Красноярск, пр. Свободный, 79

1. Гидродинамические исследования скважин: анализ и интерпретация данных / Т.А. Деева, М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина, П.В. Мангазеев. – Томск: Изд-во Томск. политехн. ун-та, 2009. – 243 c.
2. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учеб. пособие. – Волгоград: Ин-Фолио, 2008. – 192 с.
3. Brand U., Veizer J. Chemical diagenesis of a multicomponent carbonate system – 1: trace elements // Journal of Sedimentary Petrology. – 1980. – Vol. 50, № 4. – P. 1219–1236. DOI: 10.1306/212F7BB7-2B24-11D7-8648000102C1865D
4. Choquette Ph.W., James N.P. Diagenesis 12. Diagenesis in limestones – 3. The deep burial environment // Geoscience Canada. – 1987. – Vol. 14, № 1. – P. 3–35.
5. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Кув­шинов И.В. Увеличение нефтеотдачи в карбонатных коллекторах // NEFTEGAZ.RU. – 2017. – № 3. – С. 99–103.
6. Barnaby R.J., Read J.F. Dolomitization of a carbonate platform during late burial: Lower to Middle Cambrian Shady dolomite, Virginia Appalachians // Journal of Sedimentary Geology. – 1992. – Vol. 62, № 6. – P. 1023–1043. DOI: 10.1306/D4267A3C-2B26-11D7-8648000102C1865D
7. Васильева К.Ю. Стадийность постседимента­ционных изменений карбонатных пород рифея – венда Куюмбинского месторождения и ее связь с геологической эволюцией Байкитской антеклизы (юго-запад Сибирской платформы). – СПб., 2017. – 138 с.
8. Bathurst R.G.C. Carbonate sediments and their diagenesis. – Amsterdam: Elsevier, 1975. – 620 p.
9. Методические рекомендации по изучению и прогнозу коллекторов нефти и газа сложного типа. – Л.: Недра, 1989 – 103 с.
10. Варкасина И.В. Сидементационные и постси­дементационные факторы формирования рифейских карбонатных коллекторов ЮТЗ нефтегазонакопления (Восточная Сибирь): Критерии оценки нефтегазо­носности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разве­дочных работ // Тезисы докладов Всерос­сийской конференции. – Пермь, 2000. – 159 с.
11. Гутина О.В. Совершенствование схемы расчле­нения и корреляции рифейских отложений юго-западной части Сибирской платформы // Геология, строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений нижнего Приангарья: сб. докл. Всерос. конф. – Красноярск, 1996. – С. 45–46.
12. Гмид Л.П., Леви С.Ш. Атлас карбонатных пород-коллекторов. – Л.: Недра, 1972. – 200 с.
13. О влиянии эпигенетических процессов в карбонатных породах на возникновение вторичной емкости (на примере месторож­дений Средней Азии) / С.П. Корсаков [и др.] // Карстовые коллекторы нефти и газа. – Пермь, 1973. – С. 148–149.
14. Геологическое строение и условия форми­рования гигантской Юрубчено-Тохомсокой зоны нефтегазона­копления в верхнем протерозое Сибирской платформы / А.Э. Конторович, А.Н. Изосимова, А.А. Конторович, Е.М. Хабаров, И.Д. Тимошина // Геология и геофизика. – 1996. – Т. 37, № 8. – С. 166–195.
15. Соколов Д.С. Формирование пористости и кавернозности растворимых пород // Известия высших учебных заведений. – 1958. – № 1. – С. 54–66.
16. Белоновская Л.Г. Трещиноватость карбо­новых пород и разработанные во ВНИГРИ основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2006. – С. 9–13.
17. Burdine N.T. Relative permeability calculations from pore size distribution Data // Transaction of AIME. – 1953. – Vol. 5, № 3. DOI: 10.2118/225-G.
18. Houze O., Viturat D., Fjaere O.S. Dynamic data analysis v4.12.02. – Kappa, 2011. – 557 p.
19. Манометры-термометры глубинные «САМТ-02-25-d32», «САМТ-02-40-d32», «САМТ-02-60-d32»: Руководство по эксплуа­тации. – М., 2010 – 13 с.
20. Интерпретация и анализ результатов иссле­дований коллектора трещинно-кавернозно-порового типа / В.А. Байков, О.В. Емченко, А.В. Зайнулин, А.Я. Давлетбаев // Научно-технический вестник ОАО «НК “Роснефть”». – 2007. – № 5. – С. 30–34.
21. Brooks R.H., Corey A.T. Properties of porous media affecting fluid flow // Journal of Irrigation and Drainage Engineering (ASCE). – 1966. – Vol. 92, № 2. – P. 61–88.
22. Earlaugher R.C. Jr., Kerch K.M. Analysis of short-time transient test data by type-curve matching // Journal of petroleum technologies – 1974. – Vol. 26. – P. 793–800. DOI: 10.2118/4488-PA
23. Gringarten A.C. Well test analysis in PRACTICE // The way ahead (TWA). – 2012. – P. 10–15. – SPE-0212-010-TWA. DOI: 10.2118/0212-010-TWA
24. Horne R.N. Modern well test analysis. A computer aided approach. – Petroway Inc. US, 1990. – 185 p.
25. Зейн Аль-Абидин М.Д., Сохошко С.К., Саранча А.В. Разработка дизайна гидродинами­ческого исследования нефтяной скважины в нефтегазокон­денсатном коллекторе с приме­нением методов трехмерного численного моделирования // Фундамен­тальные исследования. – 2016. – № 4–1. – С. 47–51.
26. Меркулов В.П., Краснощекова Л.А. Оценка влияния фильтрационной анизотропии нефтегазо­носных коллекторов при моделировании место­рождений // Газовая промыш­ленность. – 2014. – № 3. – С. 22–27.
27. Ольховская В.А., Зиновьев А.М., Головина Ю.А. Параметрическая интерпретация данных гидроди­намических исследований скважин и пласта как реологической системы // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2012. – № 8. – С. 40–44.
28. Pressure transient analysis of a well penetrating a filled cavity in naturally fractured carbonate reservoirs / Bo Gao, Zhao-Qin Huang, Jun Yao, Xin-Rui Lv, Yu-Shu Wu // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2016. – P. 392–403. DOI: 10.1016/j.petrol.2016.05.037
29. РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизи­ческих, гидродинамических и геохимических иссле­дований нефтяных и нефте­газовых месторождений: утв. Приказом Минэнерго России от 5 февраля 2002 г. № 30. – М.: Наука, 2002. – 95 с.
30. Патрушева Е.Г. Инвестиционный менеджмент: учеб. пособие / Ярославский гос. ун-т им. П.Г. Деми­дова. – Ярославль, 2017. – 120 с.
31. Шпайхер Е.Д., Салихов В.А. Геолого-разведочные работы и геолого-экономическая оценка месторож­дений полезных ископаемых: учеб. пособие / Сиб. гос. индустр. ун-т. – Новокузнецк, 2002. – 311 с.
32. Астафьева М.П., Мелехин Е.С., Порохня Е.А. Оценка месторождений полезных ископаемых как объектов инвестирования и бизнеса. – М.: ВНИИЛМ, 2002. – 142 с
33. Хакимова А.С. Комплекс ГИС в эконо­мических расчетах месторождений нефти и газа // Экономика и бизнес: теория и практика – 2017. – № 8. – С. 79–81.
34. Кузьмин Т.Г., Молодых П.В. Экономика инвес­тиционного проекта в нефтегазовой отрасли: учеб. пособие / Томск. политехн. ун-т. – Томск, 2010. – 181 с.
35. Кочетков А.А. Экономическая теория: учеб. для бакалавров – М.: Дашков и К, 2016. – 696 c.
36. Давыдова А.Е., Гроо А.А. Разработка расчет­ного комплекса поверхностного обустройства 0-d уровня // Сб. докл. VIII Региональной научно-техн. конф. молодых специалистов ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть». – Красноярск, 2016. – 108 с.
37. Расчет экономической эффективности новых технологических процессов / И.М. Бабук, А.А. Ко­ролько, С.И. Адаменкова, Е.Н. Костюкевич; Белорусский национальный технический университет. – Минск, 2010. – 56 с.
38. Impact of oil prices on nominal exchange rate: evidence from Ghana / G. Acka, A. Mohammed, J. Ampomah, D. Oppong, O. Sampah // The International Journal Of Business & Management. – 2017. – P. 269–281.
39. Bourde D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models. – Amsterdam: Elsevier science, 2002. – 461 p.
40. Economides M., Daniel H. Petroleum production systems / Prentice Hall Inc, Upper Saddle River, NJ 07458. – 1994. – 607 p.
41. Adedapo A., Ayham A. A cohesive approach at estimating water saturation in a low-resistivity pay carbonate reservoir and its validation // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology – 2017. – P. 306–320.
42. A cohesive approach at estimating water saturation in a low-resistivity pay carbonate reservoir and its validation / A. Awolayo, A. Ashqar, M. Uchida, A.A. Sala­huddin, S.O. Olayiwola. // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2017. – Vol. 7, iss. 3. – P. 637–657. DOI: 10.1007/s13202-017-0318-2
43. Arbab B., Jahani D., Movahed B. Reservoir characterization of carbonate in low resistivity pays zones in the buwaib formation, Persian gulf // Open Journal of Geology – 2017. – P. 1441–1451. DOI: 10.4236/ojg.2017.79096

  В представленной работе с использованием данных метода ядерно-магнитного резонанса экспериментально проведен комплексный анализ энергетических и структурных особенностей строения асфальтеновых наноагрегатов и рассчитана фрактальная размерность ядра сложных структурных единиц (ССЕ) для двух альтернативных групп нативной нефти, которая составляет 2,040 и 1,556 ед. Установлено, что нефть с низкой фрактальной размерностью ядра обладает более высокой (в 1,5–5,0 раз) динамической вязкостью, и проведено теоретическое обоснование данного физического явления. Выявлено, что нефть с низкой фрактальной размерностью в силу своей структурной индивидуальности строения парамагнитного каркаса обладает повышенной естественной ингибирующей способностью асфальтенов ядра по отношению к росту и выпадению твердых парафинов, формирующих органические асфальтеносмолопарафиновые отложения (АСПО). По данным температурных исследований, моделирующих охлаждение потока нефти при подъеме в насосно-компрессорных трубах, установлено, что динамика роста радиуса ядра ССЕ при агрегации асфальтеновых частиц хорошо описывается линейной моделью, при этом интенсивность агрегации выше в среднем в 3,6 раза в нефти с более низкой фрактальной размерностью Дополнительно выявлено, что коэффициент температурной агрегации асфальтенов зависит от радиуса начальной затравки и для нефти с высокой фрактальной размерностью описывается монотонной логарифмической моделью. Для нефти с низкой размерностью установлена аномальная нелинейная агрегация при малых радиусах начальной затравки, что приводит к нарушению монотонного характера изменения коэффициента агрегации. По результатам опытов, моделирующих осаждение парафинов на металлической поверхности, установлено, что эффективность действия ингибиторов АСПО в нефти с низкой фрактальной размерностью на 5–49 % выше по сравнению с группой высокоразмерной нефти. Полученные в работе результаты могут быть использованы на практике при создании современных методов управления свойствами нефтяных дисперсных систем при разработке, добыче и переработке углеводородов. 
  Ключевые слова: размеры асфальтенового ядра, строение сложных структурных единиц, фрактальная размерность ядра, температурная агрегация асфальтенов, эффективность ингибиторов АСПО.

Злобин Александр Аркадьевич 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
ZlobinAA55@gmail.com
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. ГОСТ Р55416-2013/ISO/TS 80004-1:2010. Нацио­нальный стандарт Российской федерации. Нанотехно­логии. Часть 1. Основные термины и определения [Электронный ресурс]. – URL: http://docs.cntd.ru/ document/1200103381 (дата обращения: 12.02.2018).
2. ISO/TS 80004-1:2010 Nanotechnologies. Vocabulary. Part 1: Core terms [Электронный ресурс]. – URL: http://shop.cntd.ru (дата обращения: 12.02.2018).
3. Малинецкий Г.Г. Нанотехнологии. От алхимии к химии и дальше // Интеграл. – 2007. – № 5. – С. 4–5.
4. Хавкин А.Я. Нанотехнологии в добыче нефти // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 6. – С. 58–60.
5. Хавкин А.Я. Нанотехнологические перс­пективы нефтедобычи // Бурение и нефть. – 2009. – № 7–8. – С. 16–19.
6. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Нефтяные нанотех­нологии – преодоление стереотипов // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 8. – С. 78–81.
7. Злобин А.А. Теория и практика применения ядерного магнитного резонанса в физике нефтяного пласта. – Пермь: Изд-во ПМ, 2015. – 272 с.
8. Злобин А.А. Экспериментальные иссле­дования процессов агрегации и самосборки наночастиц в нефтяных дисперсных системах // Вестник Пермского национального исследова­тельского политехнического университета. Геология. Нефтяное и горное дело. – 2015. – № 15. – С. 57–72. DOI: 10. 15593/2224-9923 /2015.15.7
9. Злобин А.А. Изучение структурной организации нефтяных дисперсных систем // Вестник Пермского национального исследова­тельского политехнического университета. Геология. Нефтяное и горное дело. – 2015. – Вып. 17. – С. 41–53. DOI: 10. 15593/2224-9923 /2015.17.5
10. Злобин А.А. Изучение фрактальных свойств нефтяных дисперсных систем // Тенденции развития науки и образования: сб. науч. трудов по материалам XI Междунар. науч.-практ. конф., 29 февраля 2016 г. – Самара, 2016. – Ч. 1. – С. 27–37. DOI: 10.18411 /lj2016-2-08
11. Злобин А.А., Протопопов А.А. Структурно-энергетический метод выбора ингибиторов парафиновых отложений // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 48–51.
12. Злобин А.А. О механизме магнитной активации нефти для защиты скважин от асфальтосмоло­парафиновых отложений // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 1. – С. 52–56.
13. Ганеева Ю.М., Юсупова Т.Н., Романов Г.В. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, влияние на свойства нефтяных систем // Успехи химии. – 2011. – Т. 80, № 10. – С. 1034–1050.
14. Сюняев Р.З. Макромолекулярная организация и физико-химические свойства олеодисперсных (нефтяных) систем: дис. … д-ра физ.-мат. наук. – М.: РГУНиГ им. И.М. Губкина, 1999. – 347 c.
15. Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Муллер В.М. Поверхностные силы. – М.: Наука, 1985. – 300 с.
16. Сумм Б.Д., Иванова Н.И. Коллоидно-химические аспекты нанохимии – от Фарадея до Пригожина // Вестник Моск гос. ун-та. Серия: Химия. – 2001. – Т. 42, № 5. – С. 300–305.
17. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. – 2-е изд. – М.: Химия, 1989. – 464 c.
18. Сюняев З.И., Сюняев Р.З., Сафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы. – М., Химия, 1990. – 224 c.
19. Сафиева Р.З. Физикохимия нефти. Физико-химические основы технологии пере­работки нефти: дис. … д-ра техн. наук. – М.: РГУНиГ им. И.М. Губкина, 1998. – 310 c.
20. Костин А.С., Кольцова Э.М. К вопросу о механизме агрегации наночастиц диоксида титана // Фундаментальные исследования. – 2012. – № 6, ч. 3. – С. 647–651.
21. Smoluchowski N.V. Versuch einer mathematischen Theorie der Koagulationskinetik Kolloider Losungen // Z. Phys.Chem. – 1916. – Vol. 92. – P. 129–168.
22. Злобин А.А., Юшков И.Р. Изучение структуры нефтяных дисперсных систем // Проблемы комплексного освоения место­рождений полезных ископаемых в Пермском крае: сб. материалов краевой научн.-техн. конф. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2007. – С. 32–41.
23. Сергиенко С.Р., Таимова Б.А., Талалаев Е.И. Высокомолекулярные неуглеводородные соеди­нения нефти. – М.: Наука, 1979. – 270 с.
24. Федер Е. Фракталы: пер. с англ. – М.: Мир, 1991. – 260 с.
25. Смирнов Б.М. Фрактальные кластеры // Успехи физических наук. – 1986. – Т. 149, № 2. – С. 178–219.
26. Структурная организация нефтяных дисперс­ных систем / И.З. Мухаметзянов, И.Р. Кузеев, В.Г. Воронов, С.И. Спивак // Доклады Академии наук. – 2002. – Т. 387, № 3. – С. 353–356.
27. Мухаметзянов И.З. О применимости моделей фрактального роста к описанию структурообразования в нефтяных дисперсных системах // Коллоидный журнал. – 1991. – Т. 53, № 3. – С. 503–508.
28. Унгер Ф.Г., Андреева Л.Н. Фундамен­тальные аспекты химии нефти. Природа смол и асфальтенов. – Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1995. – 192 с.
29. Ролдугин В.И. Свойства фрактальных дисперсных систем // Успехи химии. – 2003. – Т. 72, вып. 11. – С. 1027–1054.
30. Смирнов Б.М. Физика фрактальных кластеров. – М.: Наука, 1991. – 136 с.
31. Булавин Л.А., Выгорницкий Н.В., Лебовка Н.И. Компьютерное моделирование физических систем: учеб. пособие. – Долгопрудный: Интеллект, 2011. – 352 с.
32. Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю. Особенности вязкого течения жидких сред со смолисто-асфаль­теновыми веществами // Химическая технология топлив и масел. – 1999. – № 6. – С. 32–34.
33. Лесин В.И., Лесин С.В. Фрактальная формула зависимости вязкости неньюто­новской жидкости от градиента скорости // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 46–48.
34. Gmachowski L. Hydrodynamics of aggre­gated media // Journal of Colloid and Interface Science. – 1996. – Vol. 178, iss. 1. – P. 80–86. DOI: 10.1006/jcis.1996.0095
35. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. – 653 с.
36. Мазепа Б.А. Защита нефтепромыслового оборудования от парафиновых отложений. – М.: Недра, 1972. – 120 с.
37. Тронов В.П. Механизм образования смоло­парафиновых отложений и борьба с ними. – М.: Недра, 1970. – 192 с.
38. Глущенко В.Н., Силин М.А., Герин Ю.Г. Нефтепромысловая химия. Т. V. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопара­финовых отложений. – М.: Интерконтакт-Наука, 2009. – 475 c.
39. Гуcькова И.А., Тронов В.П., Гильманова Д.Р. Формирование асфальтосмолопарафиновых отложений в различных технологических элементах нефтедобы­вающей системы // Нефтяное хозяйствово. – 2008. – № 3. – С. 86–87.
40. Злобин А.А., Мордвинов В.А., Юшков И.Р. Энергия активации углеводородов нефти как критерий выбора ингибиторов парафиновых отложений // Нефть, газ и бизнес. – 2011. – № 9. – С. 50–54.

  Как показывает мировая практика, при добыче высокопарафинистой нефти серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, является образование асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования, которое приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок, к сбою в работе скважин, контрольно-измерительных приборов и систем сбора и транспорта нефти. Образование АСПО может привести к полному перекрытию подъемных труб и кольцевых каналов в межтрубном пространстве, что вызывает необходимость проведения подземных ремонтных работ с целью ликвидации депарафинизации скважин.
  В настоящей статье описаны геофизические основы воздействия высокочастотных и сверхвысокочастотных электромагнитных полей для нагрева и удаления АСПО из скважин. Приведены результаты экспериментальных исследований диэлектрических потерь в образцах АСПО некоторых нефтяных месторождений. Установлена зависимость их от частоты и температуры, а также от содержания смол и асфальтенов в образцах. Показана возможность экспериментального определения температуры плавления АСПО по данным диэлектрических исследований.
  Проведены расчетные исследования нагрева и расплавления пробки из АСПО в нефтепроводе воздействием одного из типов электромагнитных волн, способных распространяться в нем как в круглом волноводе. Полагается, что источник электромагнитных волн движется. Это позволяет избегать перегрева среды в одних точках и расплавлять твердые отложения по всей длине пробки. Результаты численных исследований позволяют осуществлять мониторинг динамики нагрева и ликвидацию пробки АСПО электромагнитным воздействием.
  Ключевые слова: отложения асфальтеносмоло­парафиновых веществ, нефтепровод, скважина, высокочастотный и сверхвысокочастотный метод, температура, диэлектрические потери, частота.

Фатыхов Ленарт Миннеханович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг «ПермНИПИнефть» в г. Перми 
lenfort@inbox.ru
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

1. Галкин С.В. Методология учета геологи­ческих рисков на этапе поисков и разведки нефтяных месторождений // Вестник Пермского национального исследовательского университета. Геология. Нефтега­зовое и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 23–32.
2. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. – 653 с.
3. Краснов В.А. Технология и оборудование для добычи нефти из скважин, осложненных асфальто­смолопарафиновыми отложениями [Электронный ресурс]. – URL: http://runeft.ru/ library/articles/46/5222/ (дата обращения: 15.05.2018).
4. Методы борьбы с отложениями парафина в фонтанных скважинах [Электронный ресурс]. – URL: http://neftandgaz.ru/?p=425 (дата обращения 15.05.2018).
5. Тронов В.П. Механизм образования смолопара­финовых отложений. – М.: Недра, 1970. – 192 с.
6. Турбаков М.С., Рябоконь Е.П. Совершенство­вание эффективности очистки нефтепроводов от отложений парафинов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 17. – С. 54–62. DOI:10.15593/2224-9923/2015.17.6
7. Устькачкинцев Е.Н., Мелехин С.В. Определение эффективности методов предупреждения асфальтосмоло­парафиновых отложений // Вестник Пермского нацио­нального исследовательского политехнического универ­ситета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15, № 18. – С. 61–70. DOI:10.15593/2224-9923/2016.18.7
8. Злобин А.А. Изучение механизма магнитной активации нефти для защиты добывающих скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений // Вестник Пермского национального исследовательского поли­технического универ­ситета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – Т. 16, № 1. – С. 49–63. DOI:10.15593/2224-9923/2017.1.6
9. Исследование возможности осаждения асфальто­смолопарафиновых веществ в стволе скважины и призабойной зоне пласта при снижении забойного давления / Т.Н. Юсупова, Е.Е. Барская, Ю.М. Ганеева, И.И. Амерханов, Р.С. Хисамов // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 1. – С. 39–41.
10. Саяхов Ф.Л., Фатыхов М.А., Имашев Н.Ш. Способ электродепарафинизации скважин // Открытия. Изобретения. – 1989. – № 35. – 4 с. А.с. 1314756 СССР.
11. Способ ликвидации ледяных, газогид­ратных и парафиновых пробок в выкидных линиях скважин и трубопроводах / А.Т. Ахметов, А.И. Дьячук, А.А. Кислицын [и др.] // Открытия. Изобретения. – 1992. – № 3. – С. 120. А.с. 1707190 СССР.
12. Кислицын А.А. Численное моделирование высокочастотного электромагнитного прогрева диэ­лектрической пробки, запол­няющей трубу // ПМТФ. – 1996. – Т. 37, № 3. – C. 75–82.
13. СВЧ-метод устранения парафиновых пробок в нефтяных скважинах / В.А. Балакирев, Г.В. Сотников, Ю.В. Ткач, Т.Ю. Яценко // СВЧ-техника и спутни­ковые телекоммуникационные технологии: тр. 9-й Крымской и выставки и конференции. – Севастополь, 1999. – С. 422–424.
14. Разрушение асфальтопарафинистых отложений в нефтяных трубопроводах движущимся источником высокочастотного электромагнитного излучения / В.А. Балакирев, Г.В. Сотников, Ю.В. Ткач, Т.Ю. Яценко // Журнал технической физики. – 2001. – Т. 41, вып. 9. – С. 1–8.
15. Устранение парафиновых пробок в оборудо­вании нефтяных скважин и нефтяных трубопроводах высокочастотным электромагнитным излучением / В.А. Балакирев, Г.В. Сотников, Ю.В. Ткач, Т.Ю. Яценко // Электромагнитные явления. – 2001. – Т. 2, № 3 (7). – C. 123–145.
16. Фатыхов М.А. Особенности нагрева и плавления парафина в коаксиальной системе под воздействием высокочастотного электро­магнитного излучения // Теплофизика высоких температур. – 2002. – Т. 40, № 5. – С. 802–809.
17. Fatykhov M.A., Fatykhov L.M. Microwave electromagnetic method of melting the paraffin plug in an apen coaxial system // Journal of Engineering Physics and Thermophysics. – 2015. – Vol. 88, iss. 3. – P. 724–729. DOI: 10.1007/s10891-015-1242-2
18. Fatykhov M.A. Research of the depth of heating of highly viscous dielectric liquid under high-frequency electromagnetic field using the method of dimensional theory // Surface Engineering and Applied Electrochemistry. – 2016. – Vol. 52, iss 1. – P. 79–84. DOI: 10.3103/S1068375516010051
19. Разрушение асфальтопарафинистых отложений в нефтяных трубопроводах движущимся источником высокочастотного электромагнитного излучения / В.А. Балакирев, Г.В. Сотников, Ю.В. Ткач, Т.Ю. Яценко // Журнал технической физики. – 2001. – Т. 41, вып. 9. – С. 1–8.
20. Диденко А.Н., Зверев Б.В. СВЧ-энергетика. – М.: Наука, 2000. – 264 с.
21. Experimental studies of Heating rheolo­gically complex fluids with electromagnetic field / L.A. Kovaleva, R.R. Zinnatullin, A.I. Mullayanov, I.I. Shrubkovskii // High Temperature. – 2016. – Vol. 54, № 4. – P. 612–614. DOI: 10.1134/S0018151X1604012X
22. Davletbaev A., Kovaleva L., Babadagli T. Combining solvent injection electromagnetic heating аnd hydraulic fracturing for multistage heavy oil recovery // Journal of Electromagnetic Waves and Applications. – 2016. – Vol. 30, № 2. – P. 207–224. DOI: 10.1080/09205071.2015.1102093
23. Kovaleva L., Musin A. Numerical modeling of heavy hydrocarbon liquid heating // Brazilian Journal of Chemical Engineering. – 2016. – Vol. 33, № 1. – P. 169–175. DOI: 10.1590/0104-6632.20160331s20140101
24. Multi-stage hydravlic fracturing and radio-frecuency electromagnetic radiation for heavy-oil production / A.Y. Davletbaev, L.A. Kovaleva, N.M. Nasyrov, T. Babadagli // Journal of Unconventional Oil and Gas Resources. – 2015. – Vol. 12. – P. 15–22. DOI: 10.1016/j.juogr.2015.08.002
25. Вera A., Babadagli T. Effect of native and injected nano-particles on the efficiency of heavy oil recovery by radio frequency electromagnetic heating // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – Vol. 153. – P. 244–256. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.03.051
26. Bera A., Babadagli T. Status of electro­magnetic heating for enhanced heavy oil/bitumen recovery and future procpects: a review // Applied Energy. – 2015. – Vol. 151. – P. 206-226. DOI: 10.1016/j.apenergy.2015.04.031
27. Kovaleva L.A., Zinnatullin R.R. The deter­mination of temperature – frequence and dielectric characteristics of oils // High Temperature. – 2006. – Vol. 44, № 6. – Р. 954–956. DOI: 10.1007/s10740-006-0115-y
28. Oil recovery by using electromagnetic waves / M. Kashif, N. Yahya, H.M. Zaid A. Shafie, M. Jasamai, N. Nasir, M.N. Akhter // Journal of Applied Sciences. – 2011. – 11. – P. 1366–1370. DOI: 10.3923/jas.2011.1366.1370
29. Chakma A., Jha K.N. Heavy oil recovery from thin pay zones by electromagnetic heating // Proceedings of the 67th Annual Technical Conference and Exhibition. – Washington, DC, 1992. – P. 10–11. DOI: 10.2118/24817-MS
30. Chhetri A.B., Islam M.R. A critical review of electromagnetic heating for enhanced oil recovery // Petroleum Sci. Technol. – 2008. – 26. – P. 1619–1631. DOI: 10.1080/10916460701287607
31. Gunal O.G., Islam M.R. Alteration of ahphaltic crude rheology with electromagnetic and ultrasonic irradiation // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2000. – 26. – P. 263–272. DOI: 10.1016/S0920-4105(00)00040-1
32. Hamouda A.A., Karoussi O. Effect of temperature, wettability and relative permeability on oil recovery from oil-wet chalk // Energies. – 2008. – 1. – P. 19–34. DOI: 10.3390/en1010019
33. Jarvis J.B., Inguva R. Mathematical model for in situ oil shale retorting by electromagnetic radiation // Fuel. – 1988. – Vol. 67, iss. 7. – P. 916–926. DOI: 10.1016/0016-2361(88)90090-7
34. Electrical-heating-assisted recovery for heavy oil / E.R. Rangel-German, J. Schembre, C. Sandberg, A.R. Kovscek // J. Petroleum Sci. Eng. – 2004. – 45. – Р. 213–231. DOI: 10.1016/j.petrol.2004.06.005
35. Sahni A., Kumar M., Knapp R.B. Electromagnetic heating methods for heavy oil reservoirs // Proceedings of the SPE/AAPG Western Regional Meeting. – Long Beach, CA, 2000. – P. 10–11. DOI: 10.2118/62550-MS
36. Soliman M.Y. Approximate solutions for flow of oil heated using microwaves // J. Petroleum Sci. Eng. – 1997. – Vol. 18, iss. 1–2. – P. 93–100. DOI: 10.1016/S0920-4105(97)00007-7
37. Recovery of bitumen from tar sand deposits with the radio frequency process / G.C. Sresty, H. Dev, R.H. Snow, J.E. Bridges // SPE Reservoir Eng. – 1986. – 1. – P. 85–94. DOI: 10.2118/10229-PA
38. Vermeulen F., McGee B. In situ electromagnetic heating for hydrocarbon recovery and environmental remediation // J. Can. Petroleum Technol. – 2000. – 39. – P. 24–28. DOI: 10.2118/00-08-DAS
39. Шарифуллин А.В., Байбекова Л.Р., Сулей-манов А.Т. Особенности состава и строения нефтяных отложений // Технология нефти и газа. – 2006. – № 6. – С. 19–24.
40. Шарифуллин А.В., Байбекова Л.Р. Состав и структура асфальтосмолопарафиновых отложений Татарстана // Технология нефти и газа. – 2006. – № 6. – С. 34–41.
41. Чистяков С.И., Денисова Н.Ф., Саяхов Ф.Л. Экспериментальное исследование зависимости диэлектрических свойств нефти и ее фракций от частоты // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 1972. – № 5. – C. 53–56.

  Основным способом добычи полезных ископаемых являются открытые горные работы. До 80 % горной массы, получаемой при этом, перевозится карьерными самосвалами с дизельными двигателями. Существенным недостатком использования дизельного автотранспорта является загазованность атмосферы, особенно на глубоких горизонтах. Выхлопные газы дизельного автотранспорта оказывают вредное влияние на здоровье человека и окружающую среду. При постоянном воздействии выхлопных газов на организм могут развиваться иммунодефицит, бронхиты, страдают сосуды головного мозга, нервная система. С ростом глубины горных работ возрастает концентрация техники на горизонтах, ухудшаются условия естественного проветривания рабочего пространства карьеров. На глубине карьеров более 200–250 м загрязнение воздуха вредными веществами на рабочих местах приводит к постепенному превышению предельно допустимых концентраций. Это сказывается не только на людях, но и на экономике предприятия, так как влечет за собой необходимость остановки карьера, ухудшение видимости на трассе, что также обусловливает частично или полностью приостановку работы оборудования. Перспективным направлением решения проблемы является перевод карьерных самосвалов на электроэнергию. В совокупности все положительные качества троллейвоза понижают эксплуатационные расходы на транспортирование горной массы на 15–20 %, а также исключают загазованность карьера и образование дыма. Самым серьёзным недостатком троллейвоза является необходимость в питании от контактной сети. В настоящее время, благодаря современным технологиям, устранение большинства недостатков троллейвоза не представляет сложности. Карьерные троллейвозы лучше использовать только на долгосрочных разработках, поскольку содержание контактной сети троллейных линий требует ухода и обслуживания. Срок окупаемости затрат может составить 2–4 года. 
  Ключевые слова: карьерные самосвалы, экология, открытые горные работы, выбросы, дизельное топливо, троллейвоз, энергосбережение, самосвал.

Хазин Марк Леонтьевич
Уральский государственный горный университет
Khasin@ursmu.ru
620144, Россия, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30

Тарасов Александр Петрович 
ООО «Перспектива-М»
tp6005@mail.ru
620144, Россия, г. Екатеринбург, ул. Хохрякова, 87

1. Галкин В.И., Шешко Е.Е. Проблемы совер­шенствования транспортных систем в горной промышленности России // Горный информа­ционно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2011. – № 1. – С. 485–507.
2. «БелАЗ» увеличил экспорт в Россию на 65 % [Электронный ресурс]. – URL: https://rg.ru/2018/03/05/ belaz-uvelichil-eksport-v-rossiiu-na-65-procentov.html (дата обращения: 12.03.2018).
3. Анистратов К.Ю. Мировые тенденции развития структуры парка карьерной техники // Горная промышленность. – 2011. – № 6. – С. 22–26.
4. Taxell P., Santonen T. Diesel engine exhaust: basis for occupational exposure limit value // Toxicological Sciences. – 2017. – Vol. 158, № 2. – P. 243–251. DOI: 10.1093/toxsci/kfx110.
5. Чернецов Д.А. Токсичность отработавших газов дизелей и их антропогенное воздействие // Вопросы современной науки и практики. Университет им. В.И. Вернадского. – 2010. – № 10–12. – С. 54–59.
6. Greenhouse gas and ammonia emissions from current technology heavy-duty vehicles / A. Thiruvengadam, M. Besch, D. Carder, A. Oshinuga // Journal of the Air & Waste Management Association. – 2016. – Vol. 66, № 11. – P. 1045–1060. DOI: 10.1080/10962247.2016.1158751
7. Jacobs W., Hodkiewicz M.R., Bräunl T. A Cost-benefit analysis of electric loaders to reduce diesel emissions in underground hard rock mines // IEEE Transactions on industry applications. – 2015. – Vol.51, № 3. – P. 2565–2573. DOI: 10.1109/IAS.2014.6978456
8. Шешко О.Е. Эколого-экономическое обоснование возможности снижения нагрузки на природную среду от карьерного транспорта // Горный информационно-аналитический бюл­летень. – 2017. – № 2. – С. 241–252.
9. Шешко О.Е. Эколого-экономическая оценка карьерных транспортных машин нового поколения // Научный вестник Московского государственного горного университета. – 2013. – № 12. – С. 281–288.
10. Шешко О.Е. Эколого-экономическое сравнение применения в глубоких карьерах дизель-троллейвозов и циклично-поточной технологии // Научный вестник Московского государственного горного университета. – 2013. – № 5. – С. 108–116.
11. Сокращение загазованности карьерного пространства при применении новых видов карьерного транспорта / П.И. Тарасов, А.Г. Журавлев, Е.В. Фефелов [и др.] // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2008. – №. 2. – С. 260–271.
12. Кутенев В.Ф., Сайкин А.М. Исследование влияния условий эксплуатации карьерных самосвалов на загрязнение воздуха кабин водителей // Журнал автомобильных инженеров. – 2009. – № 4 (57). – С. 17–19.
13. Кулешов А.Н., Андреев Л.Н. Влияние параметров микроклимата салонов грузовых автомо­билей на условия труда и методы его улучшения // Современные тенденции развития науки и технологий. – 2016. – С. 68–72.
14. Холод Н.М., Малышев В.С., Эванс М. Снижение выбросов черного углерода карьер­ными самосвалами // Горная промышленность. – 2015. – № 3 (121). – С. 72–76.
15. Climate action: Reducing the carbon content of transport fuels, Press release / European Commission, Brussels, 2014 [Электронный ресурс]. – URL: http://europa.eu/rapid/press-release_IP-14-1095_en.htm (дата обращения: 12.02.2018).
16. Soofastaei A., Aminossadat S.M., Kizil M.S., Payload variance plays a critical role in the fuel consumption of mining haul trucks // Aust Resour Invest. – 2014. – Vol. 8, № 4. – P. 64–64.
17. Osorio-Tejada J., Llera E., Scarpellini S. LNG: an alternative fuel for road freight transport in Europe // WIT Transactions on The Built Environment. – 2015. – Vol. 168. – P. 235–246. DOI: 10.2495/SD150211
18. Методика расчета вредных выбросов (сбросов) и оценки экологического ущерба при эксплуатации различных видов картерного транспорта. – М.: Ин-т горн. дела им. А.А. Скочинского, 1994. – 52 с.
19. Морин А.С. Трубопроводная вентиляция на карьерах // Горная промышленность. – 2002. – № 3. –С. 40–43.
20. Старостин И.И., Бондаренко А.В. Проветривание карьеров струйными вентиля­торами в комплексе с устройством для аэрации // Наука и образование: научное издание МГТУ им. Н.Э. Баумана. – 2015. – № 1. –С. 32–41.
21. Козырев С.А., Амосов П.В. Пути нормализации атмосферы глубоких карьеров // Вестник Мурманского государственного технического университета. – 2014. – Т. 17, № 2. – С. 231–237.
22. The characteristics of greenhouse gas emissions from heavy-duty trucks in the Beijing-Tianjin-Hebei (BTH) region in China / Y. Xing, H. Song, M. Yu [et al.] // Atmosphere. – 2016. – Vol. 7, № 9. – P. 121–132. DOI: 10.3390/atmos7090121
23. Nessim W., Zhang F.J., Zhao C.L. Optimizing operational performance of diesel mining truck using thermal management // Advanced Materials Research. – Trans Tech Publications. – 2013. – Vol. 813. – P. 273–277. DOI: 10.4028/www.scientific.net/AMR.813.273
24. Хороший опыт лучше поучений / С. Протасов, А. Березин, А. Подгорный [и др.] // Уголь Кузбасса. – 2017. – № 4. – С. 104–106.
25. Дронов Н.Н., Ефремов Ю.И., Беклемищев А.Н. Опыт работы карьера Лебединского ГОКА: гигантские масштабы, оригинальные технологии, перспективы развития // Горный журнал. – 2009. – № 11. – С. 88–91.
26. Степук О.Г., Семко С.Н., Зуёнок А.С. Большегрузные карьерные самосвалы и машины повышенной проходимости – серийная продукция предприятия сегодня // Горный журнал. – 2013. – № 1. – С. 30–41.
27. Пополнение карьерной плеяды [Элект­ронный ресурс] // Автомобильные дороги. – 2014. – № 4(989). – URL: http://www.avtodorogi-magazine.ru/item/194-popolnenie-karernoj-pleyady. html (дата обращения: 12.02.2018).
28. Автопоезда – новая техника для эффективного освоения кимберлитовых месторождений Республики Саха (Якутия) / П.И. Тарасов, И.В. Зырянов, А.П. Кондратюк, М.Л. Хазин // Горная промышленность. – 2016. – № 5 (129). – С. 45–48.
29. Energy consumption and greenhouse gas emissions of diesel/LNG heavy-duty vehicle fleets in China based on a bottom-up model analysis / H. Song, X. Ou, J. Yuan, C. Wang // Energy. – 2017. – Vol. 140. – P. 966–978. DOI: 10.1016/j.energy.2017.09.011
30. Бойченко С.В., Шкильнюк И.А. Эколо­гические аспекты использования моторных топлив (обзор) // Энерготехнологии и ресурсо­сбережение. – 2014. – № 5–6. – С. 35–44.
31. Тарасов П.И., Хазин М.Л., Фурзиков В.В. Природный газ – перспективное моторное топливо карьерного автотранспорта для районов Севера // Горная промышленность. – 2016. – № 6. – С. 51–61.
32. Тарасов П.И., Тарасов А.П. Технологи­ческие особенности и перспективы применения троллейвозов на горных предприятиях // Горная промышленность. – 2008. – № 1. – С. 54–62.
33. Feng Y., Dong Z., Yang J. Performance modeling and cost-benefit analysis of hybrid electric mining trucks // Mechatronic and Embedded Systems and Applications (MESA): 12th IEEE/ASME International Conference on. – 2016. – P. 1–6. DOI: 10.1109/MESA.2016.7587102
34. Lajunen A. Energy efficiency of conventional, hybrid electric, and fuel cell hybrid powertrains in heavy machinery. – SAE Technical Paper, 2015. – DOI: 10.4271/2015-01-2829
35. Esfahanian E., Meech J.A. Hybrid electric haulage trucks for open pit mining // IFAC Proceedings Volumes. – 2013. – Vol. 46, № 16. – P. 104–109. DOI: 10.3182/20130825-4-US-2038.00042
36. Mazumdar J. All electric operation of ultraclass mining haul trucks // Industry Applications Society Annual Meeting, 2013 IEEE. 2013. P. 1–5. DOI: 10.1109/IAS.2013.6682568.
37. Nurić S., Nurić A., Brčaninović M. Haulage solutions with trolley assist diesel-electric ac trucks on the pit mine RMU Banovici // Journal of Mining and Metallurgy A: Mining. – 2009. – Vol. 45, № 1. – P. 78–87.
38. Varaschin J., De Souza E. Economics of diesel fleet replacement by electric mining equipment // 15th North American Mine Ventilation Symposium. – 2015. – 8 p.
39. Development of mining machinery and future outlook for electrification / K. Uno, K. Imaie, K. Maekawa, G. Smith, A. Suyama, J. Hatori // Hitachi Review. – 2013. – Vol. 62, №. 2. – P. 100–112.
40. Степук О.Г., Зуёнок А.С. Дизель-троллей­возный транспорт БелАЗ: перспективы использования в горном производстве // Горный журнал. – 2013. – № 1. – С. 52–55.
41. Хазин М.Л., Штыков С.О. Причины, затрудняющие применение троллейвозов в горной промышленности // Технологическое оборудование для горной и нефтегазовой промышленности. – 2017. – С. 380–382.
42. Cruzat J.V., Valenzuela M.A. Modeling and evaluation of benefits of trolley assist system for mining trucks // Industry Applications Society Annual Meeting, 2017 IEEE. – 2017. – P. 1-10. DOI: 10.1109/IAS.2017.8101840

  Для обеспечения безопасных условий труда горнорабочих на подземных горнодобывающих предприятиях необходимо осуществлять проветривание подземных горных выработок с целью снижения в рабочих зонах концентрации вредных и опасных газов. Объемный расход воздуха, необходимый для функционирования рудника (шахты), определяется в соответствии с числом людей, находящихся одновременно в подземных горных выработках, а также в зависимости от интенсивности выделения ядовитых, горючих газов и пыли, минимальной скорости движения воздуха и других факторов, актуальных для конкретного горнодобывающего предприятия. В связи с этим для поддержания безопасных условий труда в рудник (шахту) в необходимом количестве должен поступать свежий воздух, количество которого определяется его потребностями.
  Для подачи воздуха в рудник используется главная вентиляторная установка (ГВУ), за счет работы которой воздух по воздухоподающим стволам поступает в подземные горные выработки и удаляется по вентиляционному стволу (всасывающий способ проветривания).
  Наряду с работой ГВУ между шахтными стволами действует общерудничная естественная тяга hе, возникающая вследствие разности средних значений барометрического давления и температуры воздуха. Величина и направление общерудничной естественной тяги hе оказывает влияние на работу ГВУ, увеличивая, если направление ее действия совпадает с требуемым направлением движения воздуха, либо снижая производительность QВ ГВУ, если направление ее действия противоположно направлению общерудничной естественной тяги.
  В настоящей работе представлена методика расчета величины общерудничной естественной тяги hе с учетом возможного разброса ее значений из-за воздействия случайных обстоятельств, в том числе оказывающих влияние на величину аэродинамического сопротивления рудника.
  Отмечена также необходимость формирования навыков стохастической культуры у студентов технических вузов при изучении методик обработки экспериментальных данных и построения моделей сложных технических объектов на их основе. 
  Ключевые слова: безопасность подземных работ, общерудничная естественная тяга, стохастическое моделирование, стохастическая культура.

Лялькина Галина Борисовна 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
bg@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

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

Макарычев Никита Сергеевич 
Пермский национальный исследовательский политехнический университет 
nmakarychev@mail.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

1. Мохирев Н.Н., Радько В.В. Инженерные расчеты вентиляции шахт. Строительство. Реконструкция. Эксплуатация. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2007. – 324 с.
2. Правила безопасности при ведении горных работ и переработке твердых полезных ископаемых: Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. – М.: Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности, 2014. – Серия 03. Вып. 78. – 276 с.
3. Комаров В.Б., Килькеев Ш.Х. Рудничная вентиляция. – М.: Недра, 1969. – 416 с.
4. Красноштейн А.Е., Казаков Б.П., Шалимов А.В. К моделированию сложных аэрогазотермодинами­ческих процессов в атмосфере // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. – 2008. – № 6. – С. 105–111.
5. Bruce W.E. Natural draft: its measurement and modeling in underground mine ventilation systems. – US: Dept. of Labor, Mine Safety and Health Administration, 1986. – 34 p.
6. Linden P.F. The fluid mechanics of natural ventilation // Annual Review of Fluid Mechanics. – 1999. – Vol. 31. – P. 201–238. DOI: 10.1146/annurev.fluid.31.1.201
7. Alymenko N.I., Nikolaev A.V. Influence of mutual alignment of mine shafts on thermal drop of ventilation pressure between the shafts // Journal of Mining Science. – 2011. – Vol. 47, № 5. – Р. 636–642. DOI: 10.1134/S1062739147050121.
8. Левин Л.Ю., Семин М.А., Газизуллин Р.Р. Численное моделирование изменения воздухо­распределения в рудничных вентиляционных сетях при реверсировании главной вентиляторной установки // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2015. – № 12. – С. 164–170.
9. Comprehensive and integrated mine ventilation consultation model / Jianwei Cheng, Yan Wu, Haiming Xu, Jin Liu, Yekang Yang, Huangjun Deng, Yi Wang // Tunneling and Underground Space Technology. – 2015. – Vol. 45. – P. 166–180. DOI: 10.1016/j.tust.2014.09.004
10. Hanjalic K., Launder B.E. A Reynolds stress model of turbulence and its application to thin shear flows // J. Fluid Mech. – 1972. – Vol. 52, № 4. – P. 609–638. DOI: 10.1017/S002211207200268X
11. Van Ulden, Holtslag A. Estimation of atmospheric boundary layer parameters for diffusion applications // J. Clim. Appl. Meteorol. – 1985. – Vol. 24. – P. 1196–1207. DOI: 10.1175/1520-0450(1985)024<1196:EOABLP>2.0.CO;2
12. Kempson W.J., Webber-Youngman R.C.W., Meyer J.P. Optimising shaft pressure losses through computational fluid dynamic modeling // Applied Thermal Engineering. – 2015. – Vol. 90. – P. 1098–1108. DOI:10.1016/j.applthermalend.2015.04.058
13. Gendler S.G. The justification of new technique ventilation at conctraction of working with two exits in soil surface // Eurasian Mining. – 2016. – № 2. – P. 41–44. DOI:10.17580/em.2016.02.10
14. Николаев А.В., Файнбург Г.З. Об энерго- и ресурсосберегающем проветривании подземных горных выработок // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 14. – С. 92–98. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.10
15. Николаев А.В. Анализ теоретической формулы, определяющей величину естественной тяги между воздухоподающим и вентиля­ционным стволами // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых место­рождений. – 2009. – № 10. – С. 72–75.
16. Николаев А.В. Зависимость потребления электроэнергии главной вентиляторной установки от способа проветривания добычных участков калийных рудников // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2011. – № 1. – С. 143–151.
17.  Результаты исследования системы вентиляции рудника БКПРУ-2 в холодное время года / Н.И. Алыменко, А.В. Николаев, А.А. Каменских, А.П. Тронин // Вестник Пермского университета. Геология. – 2011. – № 3. – С. 89–96.
18. Николаев А.В., Алыменко Н.И. Применение системы кондиционирования воздуха с учетом тепловых депрессий, действующих между стволами // Горное оборудование и электромеханика. – 2011. – № 12. – С. 12–15.
19. Николаев А.В., Алыменко Н.И., Седунин А.М. Автоматизированная ресурсо- и энергосберегающая система воздухоподготовки шахтного воздуха // Горное оборудование и электромеханика. – 2013. – № 11. – С. 14–18.
20. Айвазян С.А., Мхитарян В.С. Прикладная статистика в задачах и упражнениях. – М.: ЮНИТИ, 2001. – 270 с.
21. Лялькина Г.Б., Бердышев О.В. Матема­тическая обработка результатов эксперимента: учеб. пособие. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. – 78 с.
22. Kruiniger H. On the estimation of panel regression models with fixed effects / Department of Economics Queen Mary University of London. – London, 2002. – 41 p.
23. Хальд А. Математическая статистика с техни­ческими приложениями. – М.: Иностр. лит-ра, 1956. – 664 с.
24. Дубров А.М., Мхитарян В.С., Трошин Л.И. Многомерные статистические методы. – М.: Финансы и статистика, 2003. – 352 с.
25. Devore J.L., Berk K.N. Modern mathematical statistics with applications. – Springer, 2011. – 857 p.
26. Трусов П.В. Введение в математическое моделирование. – М.: Логос, 2005. – 440 с.
27. Чигиринская Н.В. Общие принципы конструи­рования когерентно-стохастических учебных задач как средства развития стохастической культуры студентов технического вуза // Современные проблемы науки и образования. – 2017. – № 1. – С. 121.
28. Николаев А.В. Управление тепловыми депрессиями в системах вентиляции калийных рудников: автореф. дис. … канд. техн. наук / Перм. национал. исслед. политех. ун-т. – Пермь, 2012. – 20 с.
29. Николаев А.В. Метод расчета величины общерудничной естественной тяги // Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2011. – № S-2-2. – С. 12–17.
30. Lyalkina G.B., Nikolaev A.V. Natural draught and its direction in a mine at the preset confidence coefficient // Journal of Mining Science. – 2015. – Vol. 51, № 2. – Р. 342–346. DOI: 10.1134/S1062739115020180
31. Development of an air flow sensor for heating, ventilating, and air conditioning systems based on printed circuit board technology / Th. Glatzl, H. Steiner, F. Kohl, Th. Sauter, F. Keplinger // Sensors and Actuators A: Physical. – 2016. – Vol. 237. – P.1–8. DOI: 10.1016/j.sna.2015.11.016

  Предметом статьи является реакция природной среды на различные воздействия, связанные с нефтегазовой отраслью. Проанализировано современное состояние реализации проекта создания газотранспортной системы «Сила Сибири» в Восточной и Юго-Восточной Сибири. Цель исследования – показать проблемы, возникающие на различных стадиях создания объекта. К ним отнесены выбор варианта трассы трубопровода, способа прокладки трубы.
  Проект газотранспортной системы (ГТС) «Сила Сибири» в Восточной Сибири в последнее время успешно реализуется. Завершены стадии изысканий и проектирования, в разгаре прокладка трубы. После успешных изысканий и проектирования начат один из наиболее ответственных этапов – прокладка трубы и строительство системы в целом. В общей комплексной системе инженерно-геологических знаний совершенно особым направлением является изучение сезонно- и многолетне-мерзлых пород. И дело не только в изучаемых параметрах – составе, строении и свойствах горных пород, но и в особенностях агрегатных состояний объекта исследований. Отрицательные температуры обусловливают принципиальные отличия в составе горных пород с развитием разнообразных подземных льдов, иногда составляющих до 90 % толщи, и иных характеристик.
  Приведены основные результаты эколого-геокриологических исследований Института мерзлотоведения СО РАН последних лет, позволившие выявить главные сложности проекта и показать пути их решения. Показаны достоинства и описаны проблемы выбранного варианта трассы в конкретных инженерно-геологических условиях, подтверждена целесообразность применения подземного способа прокладки труб. Сделаны выводы, что сложные и разнообразные природные условия трассы ГТС обусловливают на стадиях строительства и эксплуатации в пределах участков с многолетне-мерзлыми грунтами и опасными геокриологическими и инженерно-геокриологическими процессами ряд специфических проблем. Избежать их можно лишь при условии доизучения наиболее сложных участков.
Даны рекомендации по структуре ведомственного инженерно-геокриологического мониторинга. 
  Ключевые слова: выбор варианта трассы трубопровода, конкретные инженерно-геологические условия, прокладка трубы и строительство системы, достоинства и проблемность выбранного варианта трассы.

Железняк Михаил Николаевич
Институт мерзлотоведения имени П.И. Мельникова Сибирского отделения Российской академии наук 
fe@mpi.ysn.ru
677010, Россия, г. Якутск, ул. Мерзлотная, 36

Сериков Сергей Иванович
Институт мерзлотоведения имени П.И. Мельникова Сибирского отделения Российской академии наук 
grampus@mpi.ysn.ru
677010, Россия, г. Якутск, ул. Мерзлотная, 36

Шац Марк Михайлович
Институт мерзлотоведения имени П.И. Мельникова Сибирского отделения Российской академии наук 
mmshatz@mail.ru
677010, Россия, г. Якутск, ул. Мерзлотная, 36

1. Алексеев В.Р. Закономерности распрост­ранения многолетне-мерзлых горных пород на юго-востоке Сибирской платформы // Геокриологические условия Забайкалья и Прибайкалья. – М.: Наука, 1967. – С. 117–123.
2. Алексеев В.Р. Индикационное значение геобота­нических карт при изучении мерзлых горных пород // Докл. Ин-та географии Сибири и Дальнего Востока. – 1968. – Вып. 17. – С. 20–26.
3. Алексеев В.Р. Условия формирования и распространение наледей на юге Якутии // Наледи Сибири. – М.: Наука, 1969. – С. 31–41.
4. Алексеев В.Р. Наледи как фактор долинного морфолитогенеза // Региональная геоморфология Сибири. – Иркутск, 1973. – С. 99–134.
5. Алексеев В.Р. Наледи Лено-Амурского междуречья // Сибирский географический сборник. – Новосибирск: Наука, 1975. – С. 46–127.
6. Алексеев В.Р. Принципы и методы оценки наледной опасности // География и природные ресурсы. – 1980. – №2. – С. 117–122.
7. Алексеев В.Р. Проблемы картографии­рования наледных явлений // Материалы гляциологических исследований. – М., 1988. – Вып. 61. – С. 140–142.
8. Алексеев В.Р. Ландшафтная индикация наледных явлений. – Новосибирск: Наука, 2005. – 364 с.
9. Байкало-Амурская железнодорожная магистраль. Геокриологическая карта. М-б 1 : 2 5000 000. – М.: ГУГК, 1979. – 2 Л.
10. Балобаев В.Т. О некоторых особен­ностях выхода на поверхность наледных источников в Южной Якутии // Наледи Сибири. – М.: Наука. – 206 с.
11. Белокрылов И.Д., Ефимов А.И. Многолетне-мерзлые породы зоны железорудных и угольных месторождений Южной Якутии. – М.: Изд-во АН СССР, 1960. – 75 с.
12. Выпуклые бугры пучения многолетне-мерзлых торфяных массивов / Ю.К. Васильчук, А.К. Васильчук, Н.А. Буданцева, Ю.Н. Чижова. – М.: Изд-во Моск. гос. ун-та, 2008. – 560 с.
13. Геокриология СССР. Средняя Сибирь. – М.: Изд-во Моск. гос. ун-та, 1990. – 383 с.
14. Железняк М.Н. Температурное поле горных пород переходной зоны Приленского плато и Олекмо-Чарского плоскогорья // Региональные инженерные и геокриологи­ческие исследования. – Якутск: ИМ СО АН СССР, 1985. – 117–127 с.
15. Железняк М.Н. Геотермические условия формирования и существования криолитозоны в западной части Алданской антеклизы. – Якутск: Изд-во СО РАН, 1998. – 91 с.
16. Железняк М.Н. Геотемпературное поле и криолитозона юго-востока Сибирской платформы. – Новосибирск: Наука, 2005. – 227 с.
17. Завадский Ф.Р. Динамика формирования наледей на территории Южной Якутии // Наука и образование – 2013. – № 2. – С. 36–40.
18. Завадский Ф.Р., Максимова Е.Н. Мони­торинг подземных вод в Южной Якутии // Мониторинг подземных вод криолитозоны. – Якутск: Изд-во ИМЗ СО РАН, 2002. – С. 149–158
19. Коржуев С.С. Геоморфология долины средней Лены и прилегающих районов. – М.: Изд-во АН СССР, 1959. – 150 с.
20. Коржуев С.С. Мерзлотный карст Среднего Приленья и некоторые особенности его проявления // Региональное карстоведение. – М.: Изд-во АН СССР, 1961. – С. 207–220.
21. Мерзлотно-ландшафтная карта Якутской АССР. М-б 1: 2 500 000 / ред. П.И. Мельников. – М.: ГУГК, 1991. – 2 л.
22. Мерзлотные ландшафты Якутии: Пояснительная записка к Мерзлотно-ландшафтной карте Якутской АССР масштаба 1 : 2 500 000 / А.Н. Федоров, Т.А. Ботулу, С.П. Варламов [и др.] – Новосибирск: ГУГК, 1989. – 170 с.
23. Некрасов И.А. Криолитозона северо-востока и юга Сибири и закономерности ее развития. – Якутск: Кн. изд-во, 1976. – 248 с.
24. Геокриологическое картирование Южной Якутии по аэрокосмическим снимкам / И.А. Некрасов, М.С. Делеур, И.В. Дорофеев, С.П. Грибанова // Региональные и криолитоло­гические исследования в Сибири. – Якутск: Институт мерзлотоведения СО АН СССР, 1979. – С. 3–16.
25. Некрасов И.А., Климовский И.В. Вечная мерзлота зоны БАМ. – Новосибирск: Наука, 1978. – 120 с.
26. Байкало-Амурская железнодорожная магистраль. Геокриологическая карта. М-б 1 : 2 5000 000 / И.А. Некрасов, И.В. Климовский, С.И. Заболотник [и др.]. – М.: ГУГК, 1979.
27. Некрасов И.А., Заболотник С.И. Геокриоло­гическая карта Амурской области. М-б 2 500 000. Врезка: Сезонное протаивание грунтов, м-б 7 500 000 // Амурская область: атлас. – Вып I. Природные условия и ресурсы. – Иркутск: ИГСиДВ СО АН СССР, 1980. – С 49–52.
28. Некрасов И.А., Заболотник С.И. Геокрио­логические условия Амурской области // Региональные геокриологические исследования в Восточной Азии. – Якутск, 1983. – С. 110–124.
29. Оспенников Е.Н. Динамика геокриоло­гических условий болотных массивов юга криолитозоны в голоцене // Материалы третьей конференции геокриологов России. – М.: Изд-во Моск. гос. ун-та, 2005. – С. 203–211.
30. Самсонова В.В., Киприянова Л.Д. Активные карстовые воронки в бассейне Средней Лены // Географические исследования Якутии: история, современность и перспективы: материалы Всерос. науч.-практ. конф., посвящ. 100-летию со дня создания Якутского отдела Императорского Русского географич. общ-ва. – Якутск: Сфера, 2014. – С. 149–154.
31. Фотиев С.М. Подземные воды и мерзлые породы Южно-Якутского угленосного бассейна. – М.: Наука, 1965. – 231 с.
32. Южная Якутия. Мерзлотно-гидрогеологические и инженерно-геологические условия Алданского горнопромышленного района / под ред. В.А. Кудрявцева. – М.: Изд-во Моск. гос. ун-та, 1975. – 444 с.
33. Дальневосточный газ приберегут для «Силы Сибири» [Электронный ресурс]. – URL: http:// gazoprovod-sila-sibiri.ru/dalnevostochnyj-gaz-priberegut-dlya-sily-sibiri/. (дата обращения: 17.08.2017).
34. Шац М.М. Магистральные газотранспортные системы Сибири (современное состояние и перспективы) // Трубопроводный транспорт (Теория и практика). – М., 2016. – №4. – С. 50–57.
36. Сухов Д. Газпром построит до конца года две трети газопровода «Сила Сибири» [Электронный ресурс]. – URL: https://www.kp.ru/ online/news/2975306/ (дата обращения: 26.12.2017).
37. Самсонова В.В., Дручина О.Е., Самсонова М.А. Прогнозная оценка мерзлотно-климатических и геокриологических геотехнических рисков строи­тельства и эксплуатации магистральных трубопроводов // Анализ, прогноз и управление природными рисками в современном мире (ГЕОРИСК-2015): материалы 9-й Междунар. науч.-практ. конф. – 2015. – С. 523–530.
38. Nelson F.E., Anisimov O.A., Shiklomanov N.I. Subsidence risk from thawing permafrost // Nature. – 2001. – 410. – Р. 889–890. DOI: 10.1038/35073746
39. Nelson F.E., Anisimov O.A., Shiklomanov N.I. Climate change and hazard zonation inthe circum-Arctic permafrost regions // Natural Hazard. – 2002. – № 26 (3). – Р. 203–225. DOI: 10.1023/A:1015612918401
40. Sazonova T.S., Romanovsky V.E. A model for regional-scale estimation of temporal andspatial variability of active-layer thickness and mean annual ground temperatures // Permafrost and Periglacial Processes. – 2003. – № 14 (2). – С. 125–140. DOI: 10.1002/ppp.449
41. Shur Y., Hinkel K.M., Nelson F.E. The transient layer: implications for geocryologyand climate-change science // Permafrost and Periglacial Processes. – 2005. – № 16. – С. 5–17. DOI: 10.1002/ppp.518
42. Anisimov O.A., Kokorev V.A., Ziltcova E.L. Temporal and spatial patterns of modern climatic warming: case study of Northern Eurasia // Climatic Change. – 2013. – Vol. 118, № 3. – P. 871–883. DOI: 10.1007/s10584-013-0697-4
43. Grebenets V.I., Streletskiy D.A., Shiklo­manov N.I. Geotechnical safety issues in the cities of Polar Regions // Geography, Environment, Sustainability. – 2012. – № 5(3). – P. 104-119. DOI: 10.24057/2071-9388-2012-5-3-104-119
44. Estimating future costs for Alaska public infrastructure at risk from climate change / P.H. Larsen, S. Goldsmith, O. Smith, M.L. Wilson, K. Strzepek, P. Chinowsky, B. Saylor // Global Environmental Change. – 2008. – № 18(3). – P. 442–457. DOI: 10.1016/j.gloenvcha.2008.03.005
45. Stephenson S.R., Smith L.C., Agnew J.A. Divergent long-term trajectories of human access to the Arctic // Nature Climate Change. – 2011. – № 1(3). –
P. 156–160. DOI: 10.1038/nclimate1120
46. Streletskiy D.A., Anisimov O.A., Vasiliev A.A. Permafrost degradation // Snow and Ice-Related Risks, Hazards and Disasters / Ed. W. Haeberli, C. Whiteman. – Oxford: Elsevier, 2014. – P. 303–344. DOI: 10.1016/B978-0-12-394849-6.00001-9
47. Streletskiy D.A., Shiklomanov N.I., Hatleberg E. Infrastructure and a changing climate in the Russian Arctic: a geographic impact assessment // Proceedings of the 10th International Conference on Permafrost. – 2012. – Vol. 1. – P. 407–412.
48. Streletskiy D A., Shiklomanov N.I., Nelson F.E. Permafrost, infrastructure, and climate change: a GIS-based landscape approach to geotechnical modeling // Arctic, Antarctic, and Alpine Research. – 2012. – № 44(3). – P. 368-380. DOI: 10.1657/1938-4246-44.3.368