Разработана модель природного термоэлектрического элемента земной коры. Его основой являются долгоживущие глубинные разломы с графитистыми породами внутри, которые обеспечивают непрерывную электрическую связь между верхней частью земной коры и мантией. Разность температур между ними из-за геотемпературного градиента может достигать 1 000 ⁰С и более. В результате в геотермоэлектрическом элементе, на основе явления Зеебека, возникают термо э.д.с. и направленно движущиеся снизу — вверх термоэлектрические токи. По этой причине над графитистыми породами могут фиксироваться электрохимические потенциалы с наложенными на них термопотенциалами любой интенсивности вплоть до –2...–10 В. Стационарные наблюдения за этими термопотенциалами могут способствовать изучению напряженных зон Земли и контролировать температурную динамику глубинных процессов, которые часто связываются с вулканической деятельностью и сейсмическими событиями.

Данная статья посвящена проблеме повышения обоснованности диагностики продуктивных интервалов разреза юрских и неокомских пластов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Для решения поставленной задачи был сформирован углубленный комплекс геохимических исследований кернового материала: экстракция битумоида с определением его вещественного состава, а также термодесобция и анализ глубокосорбированных углеводородов. На основе полученных данных проведен сравнительный анализ интервалов юрских отложений в двух скважинах в пределах одного месторождения. Были изучены количественные и качественные характеристики углеводородного флюида керна, определены геохимические критерии его подвижности в пластовых условиях: отношение нафтеновой составляющей к н-алканам. На основе хроматограмм глубокосорбированных газов определены критерии продуктивности интервала, такие как бензол/нгексан и толуол/н-гептан. Выводы о характере насыщения изучаемых интервалов подтвердились актами испытаний. Результаты работ показали, что комплексные геохимические исследования керна могут значительно увеличить надежность диагностики насыщения разбуриваемых отложений.

На основе анализа региональных исследований и комплекса сейсмических и скважинных данных рассмотрены условия формирования продуктивных отложений тюменской и фроловской свит. Проведен фациальный анализ в пределах пластов группы ЮК и АС₃. Выполнены построение единого структурного каркаса по разрезу продуктивных пластов, геометризация залежей, анализ и обоснование уровней водонефтяных контактов, картирование параметров коллекторов и уточнение начальных геологических запасов.

В связи с ростом глубины скважин и соответствующим удорожанием их бурения проблема искривления вертикальных скважин приобретает все большую актуальность, особенно при проводке скважин в сложных горно-геологических условиях бурения. Данное обстоятельство вызвано тем, что при выполаживании искривленных скважин затрачивается много времени и финансовых затрат, причем при последующем бурении искривленной скважины возрастает риск желобообразования и соответствующих ему осложнений. Поэтому решению задачи предотвращения искривления вертикальных скважин уделяют все большее внимание в крупных нефтесервисных компаниях и буровых предприятиях.
Авторами для бурения вертикальных скважин в сложных геологических условиях предлагается использование эксцентричных утяжеленных бурильных труб (УБТ). В работе исследовано влияние вращения бурильной колонны на отклоняющую силу на долоте при бурении вертикальной скважины роторным способом. Выведено выражение для динамической фрезерующей силы на долоте с учетом использования эксцентричной УБТ в составе компоновок низа бурильной колонны.

В литературе неоднократно отмечалось, что физикохимические свойства нефти, добываемой на разных этапах эксплуатации нефтяных месторождений, могут серьезно варьироваться. Для изучения влияния вариации вязкости нефти на решения задач двухфазной фильтрации в предыдущих работах авторов данной статьи численно исследовалась модификация модели Баклея — Леверетта (БЛ модель), в которой изменение вязкости нефти моделировалось с помощью зависимости отношения вязкостей от динамической водонасыщенности. Анализировались решения задачи линейного вытеснения при заданной суммарной скорости фильтрации.
В данной работе рассматривается модификация двухфазной изотермической модели Маскета — Леверетта (МЛ модель), учитывающей капиллярные силы. Численно изучается влияние изменения вязкости нефти в процессе нефтедобычи на структуру решения на примере задачи о радиальном вытеснении с заданным перепадом давления.

Разработка нефтегазоконденсатных месторождений сопровождается фазовыми превращениями пластовых углеводородных смесей, то есть переходом конденсата из газового состояния при пластовом давлении ниже давления начала конденсации. Ретроградная конденсация приводит к снижению фазовой проницаемости в призабойной зоне, что влечет за собой снижение уровней добычи газа и газового конденсата. В работе рассматриваются данная проблематика и возможные направления ее решения методом нестационарной работы скважин, на которых проведен гидроразрыв пласта. Представленная проблема актуальна в условиях низкопроницаемых коллекторов с аномально высоким пластовым давлением и значительным потенциальным содержанием конденсата.

В период поздней стадии разработки газовых месторождений требуется решение специфических вопросов для увеличения дебитов скважин и снижения их обводненности. Накопленный опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений свидетельствует, что наиболее эффективным способом удаления скапливающейся в скважинах воды является ввод на забой скважин пенообразующих составов на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ). Наиболее технологичным в применении стало использование твердых и жидких ПАВ. Установка в скважинах лифтовых колонн меньшего диаметра обеспечила вынос жидкости с забоев скважин, однако через несколько месяцев эксплуатации условия удаления жидкости с забоев скважин ухудшились. Технологии использования концентрических лифтовых систем и плунжерных лифтов применяются на единичном числе скважин. Основной технологией для удаления жидкости с забоев газовых скважин в настоящее время является технология обработки забоев скважин твердыми ПАВ.

Излагается гипотетическая модель молекулярной структуры дегазированных и газонасыщенных нефтей, разработанная на базе дырочной теории жидкости Я. И. Френкеля. С опорой на данную модель получены полуэмпирические зависимости для определения коэффициентов сжимаемости дегазированных и газонасыщенных нефтей. Базирование их на отмеченной модели придает им необходимую физическую обоснованность, а содержащимся в них эмпирическим параметрам конкретное физическое содержание. В результате чего полуэмпирические зависимости приобретают теоретический характер. Это существенно расширяет их область применения как по видам нефтей, так и по условиям их нахождения, что подтверждено соответствующими расчетами.

При определении работоспособности уплотнительных элементов необходимо учитывать общее перемещение пакера в процессе эксплуатации до повреждения уплотнительных элементов при фиксации нарушения герметичности в затрубном пространстве. Следует отметить, что с увеличением частоты и амплитуды давления закачиваемых импульсов жидкости прямо пропорционально увеличивается пройденный путь. По предварительным подсчетам средние значения объемов утечки закачиваемых жидкостей находятся в диапазоне 0,005…0,1 см³/м² с преобладанием вероятных утечек на уровне 0,05 см³/м². В результате предварительных подсчетов было получено, что средняя работоспособность механических пакеров при нестационарном импульсе заводнения до выявления значительных утечек составила 30 000…50 000 км. Необходимо учитывать, что с увеличением частоты и амплитуды давления импульсов в закачиваемой жидкости уменьшаются работоспособность и долговечность уплотнения пакера. В данной работе предлагаются рекомендации по повышению надежности работы пакеров для длительной импульсной закачке воды в нагнетательные скважины.

В настоящее время большое количество сеноманских газовых залежей Западной Сибири находится на завершающей стадии разработки. Добыча газа из таких залежей сопровождается накоплением жидкости различного типа на забоях скважин. Одним из методов решения данной проблемы является ввод в скважину пенообразующих поверхностно-активных веществ. На сегодняшний день отсутствуют расчетные модели, которые позволяют с высоким уровнем точности прогнозировать потери давления в стволе газовой скважины, работающей с пенообразователями в потоке. Существующие немногочисленные расчетные модели были созданы на основе стендовых исследований при атмосферных условиях, а полученные с помощью них результаты имеют значительные погрешности. Для исследования и последующего моделирования газожидкостных потоков с пенообразователями с учетом влияния давления, температуры, водогазового соотношения и других ключевых параметров была разработана и реализована «Экспериментальная установка для имитации газожидкостной смеси и динамических процессов в стволе газовой скважины».

В работе численно исследовано напряженнодеформированное состояние резервуара при появлении локальной области неоднородности в грунтовом основании. Установлены размеры зоны влияния области неоднородности основания на работу стенки резервуара. Сформулированы предложения по корректировке требований российской нормативнотехнической документации.

Оценка технического состояния линейной части магистрального газопровода сегодня является одной из важнейших задач эксплуатации трубопроводов. Однако многие методики оценки дают лишь частичное представление о техническом состоянии и не учитывают условия прокладки трубопровода. В данной работе рассматривается усовершенствование методики оценки технического состояния магистральных газопроводов.

В данной работе рассмотрены особенности функционирования магистрального газопровода Соболево — Петропавловск-Камчатский и, в частности, надземных переходов через реки. Приведены основные природно-климатические условия и прочие факторы, оказывающие влияние на эксплуатацию газопровода. Представлены результаты частичного мониторинга надземных переходов, а также выявлены причины значительного ухудшения их технического состояния.

При транспорте высоковязких и высокозастывающих нефтей по нефтепроводам тепловой расчет является одним из основным. Определение скорости остывания нефти в остановленном нефтепроводе имеет важное практическое значение. По скорости остывания вычисляют время безопасной остановки «горячего» нефтепровода: время, при котором не произойдет заморозка «горячего» нефтепровода, и давления станции хватит для преодоления сдвиговых напряжений, возникающих при остывании высоковязких и высокозастывающих нефтей. Охлаждение нефти в подземных остановленных трубопроводах зависит от температуры грунта вокруг него. Установленные термостабилизаторы, предназначенные для охлаждения грунта, могут повлиять на скорость остывания «горячего» нефтепровода.
В работе проведен численный эксперимент с применением современных средств математического моделирования. Проведенный эксперимент показал, что установленные термостабилизаторы рядом с подземным «горячим» нефтепроводом оказывают влияние на процесс остывания нефти. Термостабилизаторы грунта сократили время безопасной остановки нефтепровода.

Элементы бурового оборудования в процессе эксплуатации подвергаются случайным нагрузкам с весьма высокими амплитудами. Классические методы вероятностного расчета зубчатых передач не позволяют оценить вероятность их отказа с учетом реальных эксплуатационных данных, полученных с помощью телеметрии, в случае, когда эти данные не могут быть описаны стандартными законами распределения. Предлагаемая методика основана на применении методов непараметрической статистики, поэтому свободна от данных ограничений. Все ее этапы реализованы в математическом процессоре MathCad.
В данной работе описана методика оценки вероятности отказа зубчатой передачи привода системы верхнего привода буровой установки по критерию изгибной выносливости зубьев. Результаты ее реализации для оценки вероятности отказа передачи при ее эксплуатации в тяжелом режиме нагружения хорошо согласуются со статистикой отказов. Также методика позволяет определить вероятность отказа зубчатой передачи для любых, в том числе заданных выборкой законов распределения нагрузки, действующей на привод в процессе его эксплуатации.

В октябре 2018 года проведены исследования по изучению состояния почв на территории месторождения мела Шетпе Южное и в районе завода «Каспий Цемент». Было отобрано 20 почвенных проб. Пробы отбирали с глубины 0–20 см. Наличие в почве тяжелых металлов определяли методом атомно-абсорбционной спектрометрии с использованием ААС МГА-915М («Люмэкс», Россия), их содержание сопоставляли с фоновыми значениями и с имеющимися предельно допустимыми концентрациями (ПДК). Для исследования состояния почв, использован суммарный показатель загрязнения почв (СПЗ), использующий фон, и для повышения результативности диагностики изучаемой территории вычислены показатели индекса загрязнения почв (ИЗП), опирающиеся на ПДК. Расчет СПЗ показал, что величина Z_Cдля всех площадок составила от 3,58 до 5,26 ед. Почвы характеризуются как неопасные (Z_C < 16), и оценка состояния почв необъективна по причине учета только тяжелых металлов с K_C< 1. При расчетах ИЗП установлено, что большинство проб почв на ПП-1, ПП-2 и ПП-3 обладают показателями ИЗП > 1, что характеризует почвы как «загрязненные». На ПП-4 (контроль) ИЗП равен 0,74 — почвы «чистые». Статистическая обработка в среде Statistica 10 показала, что критерий Краскела — Уоллиса статистически значим только для Ni и As (p < 0,05) для почвенных проб ПП-2 (на участке перевозки мела и отвалов). Карты-схемы выполняли с применением космоснимков и в среде программ Google Maps, Mapinfo Professionalv. 12.