Расширенный поиск

- везде
- в названии
- в ключевых словах
- в аннотации
- в списках цитируемой литературы
Выпуск
Название
Авторы
Рубрика
2017/1
Углеводородный потенциал севера Сибирской платформы
Науки о Земле

Авторы: Анатолий Николаевич ДМИТРИЕВСКИЙ окончил МИНХиГП имени И.М. Губкина в 1961 г. Академик РАН с 1991 г. Научный руководитель ФГБУН Института проблем нефти и газа РАН. Доктор геолого-минералогических наук. Член Экспертного совета при Правительстве Российской Федерации. Зав. кафедрой моделирования месторождений углеводородного сырья РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина с 2001 г. Опубликовал около 700 научных работ, в том числе 25 монографий, 14 учебных пособий. Автор и соавтор 27 открытий, изобретений и патентов. Участвовал в открытии 11 новых нефтяных и газовых месторождений. E-mail: a.dmitrievsky@ipng.ru
Николай Александрович ЕРЕМИН окончил МИНХиГП имени И.М. Губкина в 1978 г. и МГУ имени М.В. Ломоносова в 1986 г. Доктор технических наук, заведующий Аналитическим центром научно-технического прогнозирования в нефтегазовой отрасли ФГБУН Институт проблем нефти и газа РАН. Профессор кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Специалист в области цифровизации и интеллектуализации месторождений углеводородов, разработки месторождений углеводородов и повышения нефтеотдачи пластов. Опубликовал 180 научных публикаций, включая 19 монографий и учебников. E-mail: ermn@mail.ru
Николай Алексеевич ШАБАЛИН  кандидат геолого-минералогических, старший научный сотрудник ФГБУН Институт проблем нефти и газа РАН. Специалист в области геологии месторождений углеводородов. Автор более 30 научных публикаций. E-mail: n1264012@yandex.ru

Аннотация: Сибирская платформа характеризуется большой концентрацией неразведанных ресурсов нефти и газа на суше и прилегающем шельфе окраинных морей Северного Ледовитого океана. В современных контурах Сибирская платформа на севере и северо-западе окаймлена Енисей-Хатангским региональным прогибом. На востоке Енисей-Хатангский региональный прогиб, смыкается с Анабаро-Ленским прогибом, обрамляющим северо-восточную часть Сибирской платформы. На территории рассматриваемых прогибов в осадочном чехле выявлен ряд впадин. Анализ имеющихся геологических и геофизических материалов показывает довольно высокую перспективность территории Анабаро-Ленского и Енисей-Хатангского прогибов на обнаружение крупных залежей углеводородов.

Индекс УДК: 553.041

Ключевые слова: нефтегазовый потенциал, Северный морской путь, Сибирская платформа, Северный Ледовитый океан, арктический шельф, Анабаро-Ленский прогиб, Енисей-Хатангский прогиб, Анабаро-Хатангская седловина, Анабарский свод, Таймырская складчатая область, плита моря Лаптевых, Евразийская литосферная плита, Хатангская впадина, нефтегазоность, нефтедобыча, газодобыча, Сабетта, СПГ транспорт, Республика Саха (Якутия), Пур-Тазовская нефтегазоносная область, Енисей-Хатангская нефтегазоносная область, Анабаро-Ленская нефтегазоносная область

Список цитируемой литературы:
1. Айрапетян С.В. и др. Отчет о результатах сейсморазведочных работ МОВ СОГТ в районе верхнего течения р. Суолема. — Дудинка: ПГО „Енисейгеофизика”, 1987.
2. Арчегов В.Б. и др. Комплексный анализ критериев нефтегазоносности с целью выделения основных направлений и объектов нефтепоисковых работ в Анабаро-Ленском прогибе. — Ленинград: ВНИГРИ, 1982.
3. Васильева Е.А. и др. Уточнение модели строения осадочных бассейнов Лаптевоморского шельфа и зоны их сочленения со структурами Сибирской платформы. — Геленджик: ФГУП „Южморгеология”, 2015.
4. Горшков А.С. и др. Геофизические работы на Анабаро-Хатангской седловине с целью подготовки участков лицензирования. — Геленджик: ФГУП „Южморгеология”, 2012.
5. Вассоевич Н.Б. и др. К проблеме нефтегазообразования в докембрийских отложения// Сборник трудов „Природа органического вещества современных и ископаемых осадков”. — М.: Наука, 1973.
6. Герт А.А. и др. Мониторинг и анализ результатов выполнения мероприятий Программы геологического изучения и представления в пользование месторождений углеводородного сырья восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), рекомендации по корректировке и уточнению основных программных показателей и мероприятий. — Новосибирск: СНИИГГиМС, 2013.
7. SPE-166815-RU. Углеводородный потенциал Енисей-Хатангской НГО в пределах Таймырского АО и степень его освоения/А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еремин, Н.А. Шабалин. Вторая конференция SPE по разработке месторождений в осложненных условиях в Арктике, Россия Москва, 15-17 октября 2013 г., http://dx.doi.org/10.2118/166815-RU
8. Еремин Н.А., Дмитриевский А.Н., Шабалин Н.А. Актуальные проблемы развития нефтегазового сектора Таймырского автономного округа Красноярского края. XXI Губкинские чтения „Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России”, Россия, Москва, РГУ имени И.М. Губкина, Сб. тезисов, 24-25 марта 2016 г.
9. Ларичев А.И. и др. Разработка современной модели геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений Анабаро-Хатангской седловины и прилегающих территорий. — Санкт-Петербург: ВСЕГЕИ, 2011.
10. Мигурский Ф.А. и др. Оценка ресурсного потенциала нефтегазоносности Лено-Тунгуской нефтегазоносной провинции на основе моделирования процессов формирования залежей УВ и бассейнового моделирования. — Новосибирск: СНИИГГиМС, 2010.
11. Прокопцева С.В. и др. Комплексные геолого-геофизические работы в области сочленения Лено-Тунгуской НГП и Лаптевской НГО. — Геленджик: ФГУП „Южморгеология”, 2014.
12. Рубинштен В.И. Отчет о результатах сейсморазведочных работ МОГТ на Хастахской площади. — Якутск: „Ленанефтегазгеология”, 1987.
13. Савченко В.И. и др. Уточнение модели строения осадочных бассейнов Лаптевоморского шельфа и зоны их сочленения со структурами Сибирской платформы. — Геленджик: ФГУП „Южморгеология”, 2014.
14. Фомин А.М. Разработка элементов вероятностных моделей нефтегазовых генерационно-аккумуляционных систем района исследований на основе геолого-геохимических и геофизических данных. — Новосибирск: СНИИГГиМС, 2014.
15. SPE-166815-MS Hydrocarbon potential of the Enisei-Khatangsk Region with in the Taimyr Autonomous district (TAD) and the extent of its development. A.N. Dmitrievsky, OGRI RAS, N.A. Eremin, OGRI RAS, N.A. Shabalin, OGRI RAS //The second SPE arctic and extreme environments technical. Conference and exhibition. Moscow, 15-17 October 2013 (SPE AEE 2013); http://dx.doi.org/10.2118/166815-MS
16. Сидоренко Св.А. Органическое вещество и биолинтогенные процессы в докембрии. — М.: Наука, 1991. — 104 с.
17. Каламкаров Л. В. Нефтегазоносные провинции и области России и зарубежных стран. — М.: Нефть и газ, 2005. — 576 с.
18. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Кн. 2, Азиатская часть СССР. Справочник: В 2-х кн.//Под ред. С.П. Максимова. — М.: Недра, 1987. — 303 с.
19. Еремин Н.А., Шабалин Н.А., Данилова М.В. Углеводородный потенциал Пур-Тазовской НГО в пределах Таймырского автономного округа и степень его освоения. XX Губкинские чтения. Фунд. базис иннов. технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России, 28-29 ноября 2013 г.//Сборник тезисов. — М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2013 г. — С. 41-42.
20. Еремин Н.А., Шабалин Н.А. Углеводородный потенциал арктической зоны северо-запада Красноярского края и степень его освоения. Сб. тр. X Всероссийской научно-технической конференции „Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России” 10-12 февраля 2014 г. — М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.
21. Варламов А.И., Афанасенков А.П., Пырьев В.И. и др. Прогноз развития МСБ углеводородов и добычи нефти в РФ до 2030 г.//Нефтегазовая Вертикаль. — 2011. — № 23. — С. 38-44.
22. Ульмасвай Ф.С., Еремин Н.А., Шабалин Н.А., Сидоренко Св.А. Нефтегазовый потенциал Анабаро-Ленского прогиба//Деловой Журнал Neftegaz.Ru. — 2017. — № 1. — С. 46-52.
23. Геология нефти и газа Сибирской платформы. Под ред.: А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. — М.: Недра, 1981. — 552 с.

2017/1
Оценка генерационного потенциала Южно-Каспийского бассейна на основе геохимических исследований выбросов грязевых вулканов
Науки о Земле

Авторы: Рустам Наильевич МУСТАЕВ родился в 1987 г., окончил Оренбургский государственный университет по специальности „Геология нефти и газа”, кандидат геол.-минер. наук, доцент кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Автор и соавтор более 52 научных публикаций и двух монографий, двух учебных пособий. E-mail: r.mustaev@mail.ru

Аннотация: В статье приведены результаты геохимических исследований продуктов грязевых вулканов, проведенных с целью оценки генерационного потенциа-ла Южно-Каспийского бассейна. Установлены типы керогена для различных стратиграфических интервалов, определены стадии термической зрелости ОВ. Выявлена связь между генерационным потенциалом и скоростями осадконакопления и погружения бассейна.

Индекс УДК: 550.84

Ключевые слова: генерационный потенциал, грязевые вулканы, Южно-Каспийский бассейн, седиментация, кероген

Список цитируемой литературы:
1. Гулиев И.С., Федоров Д.Л., Кулаков С.И. Нефтегазоносность Каспийского региона. — Баку: Nafta-Press, 2009. — 409 с.
2. Нефтегазоносность глубокозалегающих отложений Южно-Каспийской впадины/ В.Ю. Керимов, У.С. Серикова, Р.Н. Мустаев, И.С. Гулиев//Нефтяное хозяйство. — 2014. — № 5. — С. 50-54.
3. Геотемпературное поле Южно-Каспийского бассейна/В.Ю. Керимов, М.З. Рачинский, С.М. Карнаухов, Р.Н. Мустаев//Отечественная геология. — 2012. — № 3. — С. 18-24.
4. Геофлюидодинамическое поле и нефтегазоносность Южно-Каспийского бассейна — гидродинамическая и углеводородная компоненты/В.Ю. Керимов, М.З. Рачинский, С.М. Карнаухов, Р.Н. Мустаев //Нефть, газ и бизнес. — 2011. — № 1. — С. 36-45.
5. Модели углеводородных систем зоны сочленения Русской платформы и Урала/ В.Ю. Керимов, А.А. Горбунов, Е.А. Лавренова, А.В. Осипов//Литология и полезные ископаемые. — 2015. — № 5. — 445.
6. Физико-химические свойства сланцевых толщ майкопской серии Предкавказья/ В.Ю. Керимов, А.Л. Лапидус, Н.Ш. Яндарбиев, Э.М. Мовсумзаде, Р.Н. Мустаев//Химия твердого топлива. — 2017. — № 2. — С. 58–66.
7. Мустаев Р.Н. Генерационный потенциал мезокайназойского комплекса Южно-Каспий-ского осадочного бассейна//Нефть, газ и бизнес. — 2013. — № 3. — С. 33-39.
8. Мустаев Р.Н. Условия формирования и прогноз нефтегазоносности западного борта Южно-Каспийской впадины. Диссертация кандидата геолого-минералогических наук: 25.00.12. Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина. — Москва, 2013.
9. Мустаев Р.Н., Серикова У.С., Бисембаева А.Б. Геотектоника и геодинамическое развитие Каспийской впадины//Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. — 2011. — № 1. — С. 15-25.
10. Осипов А.В. Геохимические предпосылки нефтегазоносности Бельгиской впадины и прилегающих территорий//Нефть, газ и бизнес. — 2012. — № 11. — С. 44-49.
11. Геохимическая характеристика органического вещества глубокопогруженных палеозойских отложений южной части Оренбургского Приуралья (Соль-Илецкий свод)/А.В. Осипов, Р.Н. Мустаев, Э.В. Осипова, А.С. Монакова//Нефть, газ и бизнес. — 2014. — № 10. — С. 30-48.
12. Etude de la matière organique insoluble (kerogène) des argiles du basin de Paris/J. Espitalié, B. Durand, J.C. Roussel, C. Souron//III. Etudes en spectroscopie infrarouge, en analyse thermique disserentielle et an analyse thermogravimétrique. — Rev. Inst. Fr. Pétr., 1973. — Vol. 28. — Р. 37-66.
13. Peters K.E. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis// AAPG Bulletin. — 1986. — V. 70. — No. 3. — P. 318.8.
14. Guliev I.S., Kerimov V.Yu., Mustaev R.N. (2016) Fundamental Challenges of the Location of Oil and Gas in the South Caspian Basin//Doklady Earth Sciences, 2016. — Vol. 471. — Part 1. — Р. 1109-1112.

2017/1
Выявление малоамплитудных тектонических нарушений на основание анализа кривизны поверхности пласта на примере структуры большого Челекена, Туркмения
Науки о Земле

Авторы: Иван Юрьевич ФАДЕЕВ родился в 1991 г., окончил РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина с отличием. Магистр техники и технологии нефтегазового дела. Ассистент кафедры промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Автор 5 публикаций. E-mail: fint1991@gmail.com

Аннотация: В статье приводятся результаты интерпретации малоамплитудных разломов в слабо изученных сейсморазведкой 3D областях и на основе анализа кривизны поверхности. Малоамплитудные тектонические напряжения часто не прослеживаются на зональной и площадной сейсморазведке 2D, а распространение 3D методов до сих пор остается относительно небольшим. Исходя из того, что кривизна поверхности является отражением тектонических процессов, малоамплитудные тектонические нарушения могут идентифицироваться данным рассматриваемым методом

Индекс УДК: 553.982

Ключевые слова: тектонические нарушения, малоамплитудные тектонические нарушения, геологическая модель, структурный анализ

Список цитируемой литературы:
1. Отчет „Обработка и интерпретация сейсморазведочных данных МОГТ 2D и 3D, подготовка геологической модели и проекта доразведки месторождения Восточный Челекен (договорная территория ХАЗАР)”. — ОАО ЦГЭ. — 2008. — 196 с.
2. Лобусев А.В., Лобусев М.А., Страхов П.Н. Методика комплексной интерпретации сейсморазведки 3D и бурения с целью построения геологических моделей залежей углеводоро- дов. — М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. — 110 с.
3. Шевченко И.В. Диссертация на соискателя ученой степени кандидата геолого-минералогических наук „Создание геологической модели слабоизученных месторождений нефти и газа на основе нового подхода к получению геолого-геофизических данных на примере месторождения Восточный Челекен, Туркмения”. — 2008. — 166 с.

2017/1
Новая технология повышения эффективности разработки газовых месторождений при использовании горизонтальных скважин
Науки о Земле

Авторы: Елена Михайловна КОТЛЯРОВА окончила МИНГ имени И.М. Губкина в 1988 г. Кандидат технических наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Специалист в области разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ. Автор более 30 научных публикаций и одной монографии. E-mail: kotlyarova_gubkin@mail.ru
Загид Самедович АЛИЕВ родился в 1935 г., окончил Азербайджанский индустриальный институт им. М. Азизбекова в 1957 г. Профессор кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Является руководителем и ответственным исполнителем проектов разработки нефтяных и газовых месторождений России, Ирана, Ирака, Вьетнама, Казахстана, Алжира, Германии и др., а также автором нормативных документов ОАО „Газпром” — инструкций, руководств, стандартов предприятий. Автор 365 публикаций, в том числе 35 монографий и 30 тематических брошюр. E-mail: rgkm@gubkin.ru

Аннотация: Производительности горизонтальных газовых скважин уменьшаются в процессе разработки по мере снижения пластового давления. При классическом методе проектирования газовых и газоконденсатных месторождений с использованием вертикальных скважин сохранение начального дебита было возможно только при увеличении депрессии на пласт, а для сохранения постоянного годового отбора — путем бурения значительного числа новых скважин. Сохранение начального дебита может быть осуществлено бурением необходимой длины и определенного диаметра горизонтального участка на ранней стадии, а также периодического удлинения горизонтального участка в процессе разработки в зависимости от интенсивности падения пластового давления. Предлагаемая технология позволит повысить эффективность разработки месторождений природного газа.

Индекс УДК: 551

Ключевые слова: производительность, горизонтальная скважина, удлинение горизонтального ствола, сохранение постоянного дебита, уравнение притока газа, коэффициенты фильтрационного сопротивления

Список цитируемой литературы:
1. Гриценко А.И., Алиев З.С. Руководство по исследованию скважин. — М.: Наука, 1995.
2. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. — М.: Недра, 1995.
3. Алиев З.С., Арутюнова К.А. Определение необходимой длины горизонтального ствола газовой скважины в процессе разработки//НТЖ Газовая промышленность. — 2005. — № 12.
4. Алиев З.С., Котлярова Е.М. Технология применения горизонтальных газовых сква- жин. — М: Изд. центр Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. — 156 с.
5. Алиев З.С., Котлярова Е.М. Возможность приближенного прогнозирования основных показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений с применением горизонтальных скважин//Труды РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. — М.: Изд. центр, 2015. — № 4. — С. 42–51.

2017/1
Влияние физического состояния СО2 на емкость глубокозалегающего водоносного горизонта при захоронении парникового газа
Науки о Земле

Авторы: Вадим Николаевич ХЛЕБНИКОВ окончил Башкирский государственный университет в 1979 г. Доктор технических наук, профессор кафедры физической и коллоидной химии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Специалист в области повышения нефтеотдачи и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Автор более 200 научных публикаций. E-mail: Khlebnikov_2011@mail.ru
ЛЯН Мэн окончил Пекинский институт нефтехимической технологии в 2009 г. Аспирант кафедры физической и коллоидной химии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Научные интересы: нефте- и газодобыча. E-mail: liangmeng@mail.ru
Сергей Николаевич БАБАЕВ окончил Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова в 1987 г. Кандидат технических наук, старший преподаватель кафедры физической и коллоидной химии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Специалист в области повышения нефтеотдачи и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Автор более 100 научных публикаций. E-mail: trudyrgung@gubkin.ru
Наталья Валерьевна ЛИХАЧЁВА окончила Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина в 2016 г. Аспирантка первого года обучения кафедры физической и коллоидной химии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Научные интересы: экология, нефте- и газодобыча.
E-mail: likhacheva.natalia.v@gmail.com

Аннотация: В условиях, приближенных к пластовым, исследовано влияние физического состояния (газ, сверхкритическое состояние, жидкость) секвестрируемого флюида (72,2-95,5 мольн. % СО2) на емкость водонасыщенных пористых сред. Показано, что минимальная емкость высокопроницаемого водоносного несцементированного пласта составляет 28-42 %, а максимальная емкость составляет 41-43 % от объема пустотного пространства пористой среды. Физическое состояние флюида и гравитационная стабилизация фронта вытеснения не оказывают влияния на максимальную объемную емкость геологической ловушки. Гравитационная стабилизация фронта вытеснения воды секвестрируемым флюидом замедляет прорыв флюида и увеличивает эффективную емкость ловушки

Индекс УДК: 502.211+622.276.344

Ключевые слова: изменение климата, секвестрация парниковых газов, геологические ловушки, глубокозалегающие водоносные горизонты

Список цитируемой литературы:
1. Парижское соглашение. Конференция по климату в Париже (2015), 30.10-12.12.2015. URL: http://unfccc.int/resource/docs/2015/cop21/rus/l09r.pdf (дата обращения: 09.10.2016).
2. Специальный доклад МГЭИК "Улавливание и хранение двуокиси углерода"//Межправительственная группа экспертов по изменению климата, 2005. ISBN 92-9169-419-3. URL: https:// ipcc.ch/pdf/special-reports/srccs/srccs_spm_ts_ru.pdf (дата обращения: 09.10.2016).
3. Технико-экономическое обоснование применения технологии сжигания топлив в химических циклах с выделением СОна основе разработанных инженерных методов расчета и обобщения результатов исследований с учетом данных по возможностям и перспективам геологического захоронения и закачки в нефтяные скважины (заключительный отчет)//Отчет по государственному контракту № 02.516.11.6041. Теплотехнический научно-исследовательский институт (ВТИ), Москва, 2008.
4. Алтунин В.В. Теплофизические свойства двуокиси углерода. — М.: Издательство стандартов, 1975. — 546 с.
5. Экспериментальное исследование механизма фильтрации водогазовых смесей/А.М. Полищук, В.Н. Хлебников, А.С. Мишин, С.В. Антонов, В.И. Кокорев, В.И. Дарищев, И.А. Ахмадейшин, К.А. Бугаев, О.В. Чубанов//Вестник ЦКР Роснедра. — 2012. — № 6. — С. 8-14.

2017/1
О некоторых вопросах точности при обследовании резервуаров
Науки о Земле

Авторы: Михаил Александрович ЛЕЖНЕВ окончил РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Кандидат технических наук, доцент кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и хранилищ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Автор более 60 научных публикаций. E-mail: lezhnev.m@gubkin.ru
Игорь Александрович ЛЕОНОВИЧ окончил Полоцкий государственный университет (Республика Беларусь). С 2016 года работает в должности инженера на кафедре сооружения и ремонта газонефтепроводов и хранилищ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Автор более 10 научных публикаций. E-mail: ned.flander@mail.ru
Антон Павлович САЛЬНИКОВ окончил Полоцкий государственный университет (Республика Беларусь). С 2016 года работает в должности инженера на кафедре сооружения и ремонта газонефтепроводов и хранилищ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Автор более 10 научных публикаций. Е-mail: ahtoh-c@mail.ru

Аннотация: В статье проанализирован опыт выполнения работ по техническому диагностированию вертикальных стальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов с применением наземного лазерного сканирования. Рассмотрены вопросы точности результатов измерений, полученных традиционным геодезическим обследованием и с помощью наземных лазерных сканеров. Показано, что применение наземного лазерного сканирования позволяет повысить точность и качество выполнения работ по обследованию пространственного положения и геометрической формы конструктивных элементов резервуаров

Индекс УДК: 624.9

Ключевые слова: геодезическое обследование, наземное лазерное сканирование, вертикальные стальные резервуары, точность результатов

Список цитируемой литературы:
1. ГОСТ 21780-2006. Система обеспечения точности геометрических параметров в строительстве. Расчет точности.
2. РД-23.020.00-КТН-271-10. Правила технической диагностики резервуаров. Часть 1. Правила диагностики вертикальных стальных и железобетонных резервуаров.
3. ТД  23.115-96. Технология геодезического обследования стальных вертикальных резервуаров.
4. РД-08-95-95. Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
5. ГОСТ Р  51774-2001. Тахеометры электронные. Общие технические условия.
6. О проведении работ по трехмерному лазерному сканированию РВСП-20000/Г.Г. Васильев, М.А. Лежнев, А.П. Сальников, И.А. Леонович, А.А. Катанов, М.В. Лиховцев//Наука и технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. — 2015. — № 1 (17). — С. 54–59.
7. Анализ опыта применения трехмерного лазерного сканирования на объектах ОАО "АК "Транснефть„/Г.Г. Васильев, М.А. Лежнев, А.П. Сальников, И.А. Леонович, А.А. Катанов, М.В. Лиховцев//Наука и технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. — 2015. — № 2 (18). — С. 48–55.
8. РД-23.020.00-КТН-017-15. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Лазерное сканирование резервуаров. Общие положения.

2017/1
Фильтрация цифровых изображений образцов керна на основе процесса нелинейной анизотропной диффузии
Технические науки

Авторы: Сергей Сергеевич АРСЕНЬЕВ-ОБРАЗЦОВ родился в 1951 г. Окончил Московский институт нефтехимической и газовой промышленности имени И.М. Губкина в 1975 г. Кандидат технических наук, доцент кафедры прикладной математики и компьютерного моделирования, директор учебно-научного центра высокопроизводительных вычислений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Специалист в области моделирования сложных междисциплинарных процессов на высокопроизводительных вычислительных системах. Автор более 50 публикаций. E-mail: arseniev@gubkin.ru
Татьяна Михайловна ЖУКОВА окончила в 1971 г. Московский институт электронного машиностроения. Кандидат технических наук, доцент РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Специалист в области численных методов решения уравнений в частных производных на высокопроизводительных вычислительных системах. Автор более 40 публикаций.
E-mail: jukova.t@mail.ru

Аннотация: Предложен модифицированный метод цифровой фильтрации, основанный на процессе нелинейной анизотропной диффузии. Фильтры, использующие этот подход, с успехом использовались в медицине. Метод специально создан для системы обработки результатов цифровой компьютерной томографии и микроскопии образцов керна продуктивных пластов нефтегазовых месторождений. Фильтр позволяет подавлять как аддитивные, так и мультипликативные помехи без изменения положения внутренних границ объекта. На основе языка программирования, поддерживающего парадигму „разделённого глобального адресного пространства” (NUMA), разработан параллельный алгоритм фильтрации 2D- и 3D-цифровых изображений большого объёма для гетерогенных высокопроизводительных вычислительных систем. Результаты работы программы проиллюстрированы на примере анализа зависимости проницаемости образца керна от направления потока флюида

Индекс УДК: 004.932:519.63

Ключевые слова: рентгеновская компьютерная микротомография, цифровая микроскопия высокого разрешения, цифровая фильтрация 3D-изображений, нелинейный анизотропный диффузионный фильтр, параллельные алгоритмы, шаблоны на регулярных сетках

Список цитируемой литературы:
1. Арсеньев-Образцов С.С. Определение тензора коэффициентов проницаемости численным моделированием течения флюида на цифровой модели пористой среды//Труды РГУ нефти и газа имени Губкина. — 2015. — № 4. — C. 64-76.
2. Самарский А.А. Теория разностных схем. — М.: Наука, 1983. — 616 с.
3. De Boor C.: A Practical Guide to Splines. Springer Series: Applied Mathematical Sciences, vol. 27 1st ed. 1978. 1st hardcover printing, XVIII, 2001, 372 p.
4. Numrich R.W. and Reid J.K. Co-Array Fortran for parallel programming. ACM Fortran Forum. — 17(2). — 1998. — P. 1–31.
5. Perona P. and Malik J. Scale-space and edge detection using anisotropic diffusion. Proceedings of IEEE Computer Society Workshop on Computer Vision. — 1987. — P. 629-639.
6. Russ J.C. The Image Processing Handbook. CRC Press, Inc. — 2006. — 832 p.

2017/1
Метод группового анализа иерархий для выбора вариантов разработки месторождений нефти и газа
Технические науки

Авторы: Юрий Петрович СТЕПИН родился в 1946 г. В 1969 г. окончил МИНХиГП имени И.М. Губкина по специальности „Промышленная электроника”, в 1975 г. — аспирантуру. Доктор технических наук, профессор кафедры автоматизированных систем управления РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Автор 135 печатных изданий: 23 учебно-методических работ, 108 научных работ, 3 монографий, имеет 2 авторских свидетельства. Подготовил 5 кандидатов наук.
E-mail: stepin.y@gubkin.ru

Аннотация: Статья посвящена решению вопросов многокритериальной оценки и согласованного ранжирования альтернатив несколькими экспертами с применением для этого метода анализа иерархий, применительно к задаче выбора вариантов разработки месторождений нефти и газа. Показывается, что решение задачи в этом случае сводится: к применению метода анализа иерархий для ранжирования экспертов и вариантов разработки каждым экспертом; определению на основе медианного похода наилучшей и согласованной ранжировки вариантов разработки месторождений.

Индекс УДК: 681.5: 519.86

Ключевые слова: ранжировка, многокритериальная оценка, анализ иерархий, групповой выбор, критерии оценки, виды критериев оценки, медиана Кемени, согласованная ранжировка

Список цитируемой литературы:
1. Саати Т. Принятие решений. Метод анализа иерархий. — М.: Радио и связь, 1993. — 278 с.
2. Петровский А.Б. Теория принятия решений. — М.: Академия, 2009. — 400 с.
3. Степин Ю.П. Компьютерная поддержка формирования, многокритериального ранжирования и оптимизации управленческих решений в нефтегазовой отрасли. — М.: Издательский дом Недра, 2016. — 421 с.
4. Филинов Н.Б. Разработка и принятие управленческих решений. — М.: Инфра, 2009. — 308 с.
5. Мулен Э. Кооперативное принятие решений: Аксиомы и модели. — М.: Мир, 1991. — 464 с.
6. Евланов Л.Г., Кутузов В.А. Экспертные оценки в управлении. — М.: Экономика, 1978. — 133 с.

2017/1
Исследование термоокислительной и механической стабильности низкомолекулярных полиизобутиленов в нефтяных и синтетических маслах
Технические науки

Авторы: Игорь Рафаилович ТАТУР родился в 1956 г. Окончил МИНХиГП имени И.М. Губкина в 1979 г. Кандидат технических наук, доцент кафедры химии и технологии смазочных материалов и химмотологии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Автор 98 статей, 25 патентов, 2 учебников и 1 монографии. E-mail: igtatur@yandex.ru
Екатерина Сергеевна СЕВАСТЬЯНОВА окончила РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в 2014 г. Полевой инженер в компании Шлюмберже. E-mail: kateseva@gmail.com
Алексей Викторович ЛЕОНТЬЕВ родился в 1988 г. Окончил РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в 2013 г. Аспирант кафедры химии и технологии смазочных материалов и химмотологии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Научный сотрудник ООО „Объединенный центр исследований и разработок” (ООО „РН-ЦИР”). Автор более 15 научных работ.
E-mail: leontievaleksey@gmail.com
Владимир Григорьевич СПИРКИН родился в 1937 г. Окончил Военную Академию Ракетных войск имени Петра Великого в 1959 г. Доктор технических наук, профессор кафедры химии и технологии смазочных материалов и химмотологии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Автор более 350 научных работ, 10 учебников и монографий, 35 авторских свидетельств и патентов. E-mail: vgspirkin@mail.ru
Борис Павлович ХОЛОДОВ родился в 1945 г. Окончил МИНХиГП имени И.М. Губкина в 1968 г. Кандидат технических наук, доцент кафедры химии и технологии смазочных материалов и химмотологии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Автор более 40 научных работ. E-mail: b.kholodov@mail.ru

Аннотация: Исследована термоокислительная и механическая стабильность полиизобутиленов с молекулярной массой 30 000 и 60 000 в нефтяных (индустриальных и изопарафиновых) и синтетических (полиальфаолифиновых) маслах. Термоокислительную стабильность растворов ПИБ изучали на приборе Папок-Р по СТО Газпром 2-2.4-134-2007, а стабильность растворов ПИБ к механическим воздействиям определяли путем ультразвуковой обработки на приборе УЗДН-2Т. Установлена высокая термоокислительная стабильность ПИБ с молекулярными массами 30 000 и 60 000 в индустриальном масле И-20А в области концентраций 3,5-9,0 % масс. Минимальной термоокислительной стабильностью обладают ПИБ в масле ПАОМ-10. Выявлена аномалия вязкости и термоокислительной стабильности в смеси масла И-20А и масла ПАОМ-10, содержащей ПИБ с молекулярными масса 30 000 и 60 000 в концентрации 9 % масс. в области концентраций ПАОМ-10 — 30-40 % масс. По стабильности при ультразвуковой обработке растворы ПИБ в зависимости от состава базового масла располагаются в ряд: масло И-20А < масло ПАОМ-10 < масло VHVI-4

Индекс УДК: 665.7.038.64

Ключевые слова: вязкостные присадки, загущенные масла, полиизобутилен, термоокислительная стабильность полимеров, механическая стабильность полимеров, полиальфаолифиновые и изопарафиновые масла, ультрозвуковая обработка

Список цитируемой литературы:
1. Рудник Л.Р. Присадки к смазочным материалам. Свойства и применение/Под ред. А.М. Данилова. — Пер. с англ. яз. 2-го изд. — СПб.: ЦОП „Профессия”, 2013. — 928 с.
2. Каплан С.З., Радзевенчук С.З. Вязкостные присадки и загущенные масла. — Л.: Химия, 1982. — 136 с.
3. Исследование кинетики термоокислительной деструкции высокомолекулярного полиизобутилена в нефтяных и синтетических маслах/Д.Н. Шеронов, И.Р. Татур, Р.Р. Нигаард, Д.П. Мельников, В.Г. Спиркин//Технологии нефти и газа. — 2015. — № 2 (97). — С. 29–33.
4. Шибряев С.Б. Литиевые смазки на смешанной основе. — М.: Издательство „Нефть и газ”, 2005. — С. 52–63.
5. Применение масел ΙΙΙ и ΙV групп (по API) в качестве базовой основы защитных жидкостей для баков-аккумуляторов горячего водоснабжения энергетических предприятий/И.Р. Татур, Д.Н. Шеронов, В.Г. Спиркин, А.В. Леонтьев//Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. — 2016. — № 3 (284). — С. 126–136.
6. Барабойм Н.К. Механохимия высокомолекулярных соединений. — М.: Химия, 1978. — 293 с.

2017/1
Исследование стабилизирующей и диспергирующей способности гуминово-глинистых комплексов по отношению к нефтяному загрязнению водных сред
Химические науки

Авторы: Наталья Юрьевна ГРЕЧИЩЕВА окончила МГУ имени М.В. Ломоносова в 1992 г. Кандидат химических наук. Доцент кафедры промышленной экологии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Специалист в области химии гуминовых веществ и их применения в природоохранных технологиях. Автор более 50 научных публикаций. E-mail: yanat2@mail.ru
Владимир Алексеевич ХОЛОДОВ окончил МГУ имени М.В. Ломоносова в 1998 г. Кандидат биологических наук. Ведущий научный сотрудник лаборатории биологии и биохимии почв Почвенного института им. В.В. Докучаева. Специалист в области легких фракций почвенного органического вещества, взаимодействия гуминовых веществ с минералами и пестицидами. Автор более 50 публикаций. E-mail: vkholod@mail.ru
Ирина Васильевна ПЕРМИНОВА окончила МГУ имени М.В. Ломоносова в 1982 г. Доктор химических наук, профессор, ведущий научный сотрудник кафедры медицин-ской химии и тонкого органического синтеза химического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова. Более двадцати пяти лет работы в области исследования гуминовых веществ. Автор более 270 публикаций. E-mail: iperm@org.chem.msu.ru
Аксана Михайловна ПАРФЕНОВА окончила МГУ имени М.В. Ломоносова в 1969 г. Научный сотрудник кафедры коллоидной химии химического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова с 1973 года. Специалист в области коллоидной химии. Автор более 110 публикаций. E-mail:parf@colloid.chem.msu.ru
Михаил Сергеевич КОТЕЛЕВ окончил РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в 2010 г. Кандидат химических наук. Младший научный сотрудник кафедры физической и коллоидной химии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Основное направление деятельности — применение экстремофильных и автотрофных микроорганизмов в биотехнологии. Автор 16 научных работ. E-mail: kain@inbox.ru

Аннотация: Показана перспективность использования гуминово-глинистых комплексов (ГГК) в качестве стабилизирующих агентов природных водонефтяных эмульсий, образование которых способствует естественному процессу самоочищения водных систем. Наиболее эффективным оказывается применение органостабилизаторов, поверхность которых модифицирована гуминовыми веществами угля. Оценка эффективности диспергирующей способности данных комплексов также позволяет рассматривать возможность их применения в качестве природных диспергентов. Применение таких гуминово-глинистых комплексов не несет опасности вторичного загрязнения, в отличие от использования молекулярных ПАВ

Индекс УДК: 547.992.2

Ключевые слова: гуминово-глинистые комплексы, гуминовые вещества, органостабилизаторы, стабилизация нефтяных эмульсий, природные диспергенты

Список цитируемой литературы:
1. Мерициди И.А. Техника и технологии локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов: Справочник/И.А. Мерициди, В.А. Ивановский, А.Н. Прохоров и др.; Под ред. И.А. Мерициди. — СПб.: НПО „Профессионал”, 2008. — 824 с.
2. Fingas M. Oil spill dispersants: a technical summary//Oil spill science and technology. — U.S.: Elsevier, 2011. — 567 р.
3. Barron M.G. Photoenhanced toxicity of aqueous phase and chemically dispersed weathered Alaska north slope crude oil to pacific herring eggs and larvae/M.G. Barron, M.G. Carls, J.W. Short, S.D. Rice//Environ. Tox. Chem. — 2003. — V. 22. — P. 650–660.
4. Kirby M.F. The toxicological impacts of oil and chemically dispersed oil: UV mediated phototoxicity and implications for environmental effects, statutory testing and response strategies/M.F. Kirby, B.P. Lyons, J. Barry, R.J. Law//Mar. Pollut. Bull. — 2007. — P. 464–488.
5. Sun J. A review of oil-suspended particulate matter aggregation — a natural process of clean-sing spilled oil in the aquatic environment/J. Sun, X. Zheng//J. Environ. Monit. — 2009. — V. 11. — P. 1801–1809.
6. Muschenheim D.K., Lee K. Removal of oil from the sea surface through particular- te interactions: review and prospectus//Spill Sci. Technol. Bull. — 2002. — V. 8. — No. 1. — P. 9–18.
7. Owens E.H., Taylor E., Humphrey B. The persistence and character of stranded oil on coarse-sediment beaches: review //Mar. Pollut. Bull. — 2008. — V. 56. — P. 14–26.
8. Owens E.H., Lee K. Interaction of oil and mineral fines on shorelines: review and assessment// Mar. Pollut. Bull. — 2003. — V. 47. — P. 397–405.
9. Vignati E., Piazza R., Lockhart T.P. Pickering emulsions: interfacial tension, colloidal layer morphology, and trapped-particle motion//Langmuir. — 2003. — V. 19. — No. 17. — P. 6650— 6656.
10. Lee K. Oil-particle interactions in aquatic environments: influence on the transport, fate, effect and remediation of oil spills//Spill Sci. Technol. Bull. — 2002. — V. 8. — No. 1. — P. 3–8.
11. Torres L.G., Iturbe R., Snowden M.J., Chowdhry B.Z., Leharne S.A. Can Pickering emulsion formation aid the removal of creosote DNAPL from porous media?//Chemosphere. — 2008. — V. 71. — Is. 1. — P. 123–132.
12. Torres L.G., Iturbe R., Snowden M.J., Chowdhry B.Z., Leharne S.A. Preparation of o/w emulsions stabilized by solid particles and their characterization by oscillatory rheology//Colloids and Surfaces A.: Physicochem. Eng. Asp. — 2007. — V. 302. — Is. 1–3. — P. 439–448.
13. Mao Z., Xu H., Wang D. Molecular mimetic self-assembly of colloidal particles//Adv. Functional Materials. — 2010. — V. 20. — Is. 7. — P. 1053–1074.
14. Lee K., Stoffyn-Egli P., Tremblay G.H., Owens E.H., Sergy G.A., Guenette C.C., Prin- ce R.C. Oil-mineral aggregate formation on oiled beaches: Natural attenuation and sediment reloca-tion//Spill Sci. Technol. Bull. — 2003. — V. 8. — No. 3. — P. 285–296.
15. Zhang H., Khatibi M., Zheng Y., Lee K., Li Z., Mullin J.V. Investigation of OMA formation and the effect of minerals//Mar. Poll. Bull. — 2010. — V. 60. — No. 11. — P. 1433–1441.
16. Khelifa A., Stoffyn-Egli P., Hill P.S., Lee K. Characteristics of oil droplets stabilized by mineral particles: the effect of oil types and temperature//Spill Sci. Technol. Bull. — 2002. — V. 8. — No. 1. — P. 19–30.
17. Venkataraman P., Jingjian T., Etham F. Attachment of a hydrophobically modified biopo-lymer at the oil-water interface in the treatment of oil spills//ACS Appl. Mater. Interfaces. — 2013. — V. 5. — P. 3572–3580.
18. Perminova I.V., Grechishcheva N.Yu., Petrosyan V.S. Relationships between structure and binding affinity of humic substances for polycyclic aromatic hydrocarbons: relevance of molecular descriptors//Environ. Sci. Technol. — 1999. — V. 33. — P. 3781–3787.
19. Орлов Д.С. Химия почв. — М.: Изд-во МГУ, 1992. — 259 с.
20. Выбор условий регистрации количественных 13С ЯМР-спектров гумусовых кислот/ Д.В. Ковалевский, А.Б. Пермин, И.В. Перминова, В.С. Петросян//Вестник Московского Универ-ситета. Cерия 2. Химия. — 2000. — Т 41. — № 1. — С. 39–42.
21. Использование модельных органоминеральных комплексов на основе гуминовых кис-лот и каолинита для изучения процессов сорбции ПАУ водных и почвенных сред/Н.Ю. Гречи-щева, В.А. Холодов, И.А. Вахрушкина, И.В. Перминова, С.В. Мещеряков//Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. — 2012. — № 5. — С. 21–25.
22. Balcke G.U., Kulikova N.A., Hesse S., Perminova I.V., Frimmel F.H. Adsorption of humic substances onto kaolin clay related to their structural features//Soil Sci. Soc. Am. J. — 2002. — V. 66. — P. 1805–1812.
23. Kholodov V.A., Milanovskiy E.Y., Konstantinov A.I., Tyugai Z.N., Yaroslavtseva N.V., Perminova I.V. Irreversible sorption of humic substances causes a decrease in wettability of clay surfaces as measured by a sessile drop contact angle method//J. Soils and Sediments. — 2017. — DOI: 10.1007/s11368-016-1639-3.
24. Lee K., Stoffyn-Egli P., Wood P.A., Lunel T. Formation and structure of oil-mineral fines aggregates in coastal environments//Proceedings of the 21st AMOP technical seminar, Edmonton, Canada, June 10–12, 1998. — Ottawa, ON: Environment Canada, 1998. — P. 911–921.
25. Lee K., Stoffyn-Egli P. Characterization of oil-mineral aggregates//Proceedings of internatio-nal oil spill conference, Tampa, Florida, March 26-29, 2001. — Washington, DC: American Petroleum Institute, 2001. — P. 991–996.
26. Swirling flask dispersant effectiveness test, revised standard dispersant toxicity test, and bioremediation agent effectiveness//Protection of environment. The Code of Federal Regulations of the United States of America. — EPA, Washington, 2010. — T. 40, Part 300, Appendix C.