В статье приведены результаты анализа материалов комплекса геологогеофизических исследований, включающих описание керна, фациальных характеристик, тектонических особенностей развития территории, промыслово-геофизических данных. Исходными материалами для проведения исследований послужили данные бурения и результаты сейсморазведочных работ, а также известные публикации геологов и геофизиков, занимающихся проблемой поиска путей повышения эффективности вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов тюменской свиты. Район исследований приурочен к восточному склону Красноленинского свода Западной Сибири, в пределах которого выявлено несколько различных по размеру нефтяных месторождений, находящихся в активной разработке.
На основании проведенных работ по группе пластов тюменской свиты выделены участки распространения литотипов мелко-среднезернистых и разнозернистых песчаников в пределах прогнозной области развития каналов и конусов выноса дельт, фации русловых долин с учетом структурного фактора, карт изопахит. Поперечные размеры границ развития русловых долин, имеющих очень сложную конфигурацию, составляют от 0,5 до 2,5 км. Прогнозируемые эффективные толщины песчаников отдельных пластов на участках с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами достигают 12–14 м.
Проведенный анализ геологического строения залежей тюменской свиты послужит информационной базой для составления основы наиболее надежной и достоверной геологической модели, на базе которой при помощи цифрового моделирования будут доступны оценка перспектив дальнейшей работы над исследуемым объектом и поиск необходимых методов для его разработки.

Добыча низконапорного газа является одной из важнейших задач при разработке газовых месторождений. Для оценки запасов ранее не вовлеченных в разработку пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами необходимо проанализировать всю имеющуюся геолого-геофизическую информацию для последующего создания трехмерной геологической модели. Далее на ее основе будет построена фильтрационная модель, которая позволит рассчитать дебиты как фактически пробуренных, так и проектных скважин на весь период разработки. Представленная модель построена в условиях малого объема фактической информации, но результаты моделирования достаточно полно отражают как наличие зоны слабонасыщенной части залежи сеноманского газа, так и структурно-петрофизические особенности пласта рассматриваемого района. Результатом проведенных исследований являются трехмерная геологическая модель и посчитанные запасы низконапорного газа Ямбургского месторождения. Приведенные расчеты являются корректными и не противоречат Регламенту по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-047-00).

Рассмотрена проблема, связанная с проведением экспериментов в вычислительной гидродинамике, решением которой является применение уравнений течения несжимаемой жидкости и введение вихревых функций потока.
Целью данной работы является моделирование температурного вязкого потока с установленным числом Рейнольдса внутри пористой среды, заключенной в материале горной породы, для последующего описания теплового фронта движения в виде системы уравнений, с выбором наиболее вероятно подходящей системы с дифференциацией уравнений для каждого сегмента тепловой симуляции (по осям куба), заключительной кросскорреляции, распространения в идентифицируемом физическом поле конфузоров/диффузоров.
Научная новизна выполненной работы обусловлена оригинальным подходом к разработке и интерпретации результатов алгоритма прогнозирования температурного поля в текстурной конфигурации конфузоров/диффузоров горных пород.

Описан алгоритм оценки запасов газовых месторождений методом материального баланса. Отмечены достоинства этого метода, которые заключаются в использовании при расчетах достаточно точной промыслово-технологической информации, а также в возможности регулярных проверок на соответствие действительному характеру отработки залежи. Однако есть и проблемы практического применения данного метода. Одной из них является определение средневзвешенного давления по всему газонасыщенному объему, особенно для низкопроницаемых пластов, в которых вокруг скважин возникают глубокие депрессионные воронки. Предложена и описана процедура корректного определения средневзвешенного давления с помощью карты изобар и карты эффективных газонасыщенных толщин газового месторождения. Другой проблемой является длительный временной интервал между замерами пластового давления в процессе разработки месторождения. Для проведения оперативного анализа разработки предложен метод увеличения частоты построения карт изобар с помощью интерполяции значений пластового давления путем расчета этой величины через продуктивность скважин. Входными данными для расчета являются динамика дебита газа и динамика устьевого давления. Данный подход позволяет в любое время оценить пластовое давление вокруг каждой скважины вне депрессионной воронки. Приведены результаты проверки предложенной методики в промысловых условиях на одном из месторождений Ямала. По результатам анализа выявлено отличие по объему дренируемых запасов с геологической моделью для низкопроницаемого пласта. Разница в оценке объемов запасов методом материального баланса с использованием карты изобар составила 18 % от начальных геологических запасов. Выполнен анализ причин расхождения дренируемых запасов и выявлены факт разноскоростной выработки по разрезу и наличие невовлеченных запасов.

В статье представлены результаты опытно-промышленных испытаний плунжерной погружной насосной установки на наклонно направленной скважине Ромашкинского месторождения. Сравниваются эксплуатационные параметры (потребления электроэнергии и развиваемого момента приводом при работе в установившемся режиме) бесштанговой технологии добычи нефти с применением установок штанговых глубинных насосов и традиционных станков-качалок.
Подробно рассматриваются инклинометрические параметры ствола скважины, приводятся определенные характеристики энергопотребления, а также данные по развиваемому в процессе работы крутящему моменту на валу привода опытной плунжерной погружной насосной установки, полученные во время прохождения промышленных испытаний.
Рассмотрев полученные экспериментальные результаты, авторы статьи сделали вывод, что новая бесштанговая технология добычи нефти принципиально доказывает свою работоспособность в условиях эксплуатации в наклонно направленной скважине, а энергетические показатели подтверждают эффективность и в данном случае значительно превосходят установки на базе штанговых глубинных насосов.

В статье рассмотрена система настройки и стабилизации частоты излучения погружных скважинных вибраторов. Предполагается, что погружные скважинные вибраторы используются для виброволнового воздействия на призабойную зону пласта в неглубоких скважинах (50–300 м), у которых забойная часть конструктивно оформлена для возможности преобразования всестороннего (пульсирующего) воздействия в осциллирующее. В этом случае к скважинным вибраторам должны быть предъявлены дополнительные требования по диапазону частот излучения и точности поддержания частоты. Скорость вращения, а следовательно, и частоты роторного гидравлического вибратора, установленного в забойной части, зависит от расхода жидкости через вибратор. Работа погружного вибратора как гидравлической машины рассматривается с учетом того, что рабочая жидкость от насоса до вибратора подается через систему насосно-компрессорных труб, представляющих собой длинную гидравлическую линию. Составлена структурная схема системы управления с учетом передаточных функций регулятора расхода, длинной гидравлической линии и вибратора. Рассмотрена возможность использования регуляторов расхода для обеспечения настройки и стабилизации с необходимой точностью частоты излучения вибратора.

В данной работе были синтезированы и исследованы магнетитовые магнитные жидкости на основе нефти. Определены их физико-химические параметры (плотность, вязкость, размер частиц магнитной фазы). Проведен ИК-спектроскопический и термогравиметрический анализ. Микрокалориметрическим методом определены магнитокалорические свойства (магнитокалорический эффект и теплоемкость) магнитных жидкостей в интервале температур 278–350 К при изменении магнитного поля от 0 до 1,0 Тл. Максимальное значение магнитокалорического эффекта магнитной жидкости с объемной концентрацией магнитной фазы 0,08 составляет 0,0035 К при 310 К и магнитной индукции 1,0 Тл. Полученные образцы магнитных жидкостей имеют низкую себестоимость по сравнению с устойчивыми магнитными жидкостями на основе полиэтилсилоксанов и алкаренов, так как в качестве жидкости-носителя используется нефть.

В работе рассмотрены вопросы, касающиеся механизма застывания нефтей. Представлены результаты диэлектрических исследований структурно-фазовых переходов в нефтях месторождений Тюменской области в интервале температур –110 ÷ +20 °С. Установлена диэлектрическая релаксация нефтей, рассчитаны значения энергии активации и времени диэлектрической релаксации. Фазовый переход, определяемый диэлектрической релаксацией, интерпретирован как переход из стеклообразного состояния в ассоциированное. Стеклование нефтей, сопровождающееся прекращением внутреннего вращения в молекулах углеводородов, является признаком их истинного (или вязкостного) застывания. Определены температура стеклования и температурная область структурного застывания нефтей. Температуру стеклования принято считать истинной температурой застывания. Установлены взаимосвязи между физико-химическими характеристиками нефтей и параметрами, определяющими их диэлектрические свойства, которые были исследованы методами корреляционного и регрессионного анализа. Полученные регрессионные уравнения могут быть использованы для прогноза физико-химических характеристик нефтей в технологических процессах их добычи, промысловой подготовки и транспортировки.