Рассмотрены результаты оценки параметров карбонатных пород залежей нефти 301, 302 и 303 Ромашкинского месторождения на 69 образцах керна при моделировании пластовых условий на установке ИФЕС-1 (ВНИИГИС, г. Октябрьский). Измерены удельное электрическое сопротивление (УЭС), скорость продольной волны и пористость перед нагрузкой образца и после снятия нагрузки. Образцы помещались в камеру, замеры выполнялись в условиях, приближенных к пластовым. Программа нагрузок составлялась так, чтобы давление обжима (горное) оставалось постоянным, а внутрипоровое (пластовое) изменялось. На каждом этапе изменения пластового давления выдерживался определенный промежуток времени (30 мин) для завершения переходных процессов. Через 2 мес после измерения (после полного восстановления упруго-механических свойств) проводился повторный замер газопроницаемости образцов. Пористость исследованных пород для верейского яруса составляла 3-20 %, для башкирского горизонта – 1,5-21 %, для протвинского – 0,2-23 %.

При обобщении рассматривались два варианта режима техногенных нагрузок на образцы керна: мягкий и жесткий. При мягком режиме предусматривалось снижение внутрипорового (пластового) давления от 6,56-7,15 МПа (принятое максимальное) до 2,24-4,0 МПа (среднее), а затем его восстановление до максимального. При жестком режиме параметры пород измерялись при снижении внутрипорового (пластового) давления от максимального до среднего, а затем до минимального (0,2-1,0 МПа) с последующим восстановлением до максимального значения. Установлено, что после мягкого цикла техногенных воздействий на образцы существенных изменений параметров пород не происходит. При жестком режиме резко уменьшается пористость, увеличиваются УЭС и скорость распространения продольной волны. Сравнительный анализ изменения газопроницаемости пород до и после воздействия показал, что для большинства групп коллекторов верейского и башкирского продуктивных горизонтов характерно ее снижение. Газопроницаемость протвинских пород из-за их высокой трещиноватости в ряде случаев повышается.

Список литературы

1. Дифференциация сложно построенных карбонатных коллекторов башкирского яруса по данным анализа керна / А.А. Губайдуллин, К.М. Мусин, Г.Н. Нуртдинова [и др.]. В сб. Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти // Материалы 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 8–10 сентября 2003 г. – С. 609–612.

2. Влияние техногенных факторов и физико-химические методы воздействия на коллекторские свойства карбонатных коллекторов / Ф.А. Губайдуллин, Р.Р. Ибатуллин, Г.Ф. Кандаурова [и др.]. В сб. Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти // Материалы 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 8–10 сентября 2003 г. – С. 218–227.

3. Влияние физико-химических методов воздействия на фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пород-коллекторов нефти / Ф.А. Губай­дуллин, А.А. Губайдуллин, С.В. Фирсов, П.В. Осипов // Тр. XVII Менделеевского съезда по общей и прикладной химии, Казань, 21–26 сентября 2003 г. – Т. 4. – С. 379.

4. Губайдуллин Ф.А., Крупин С.В., Фирсов С.В. Разработка основ регулирования фильтрационных характеристик пористых сред с ухудшенными коллекторскими свойствами при проведении технологических работ по увеличению нефтедобычи // Тр. XVII Менделеевского съезда по общей и прикладной химии. Казань, 21–26 сентября 2003 г. – Т. 4. – С. 478.

5. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. – 212 с.

6. Material composition of the Upper Jurassic horizon of Tevlinsko-Russkinsky field (West Siberian oil and gas province) / L.M. Sitdikova, V.G. Izotov, L.N. Bruzhes [et al.] // SGEM, 2016. – V. 1. – Book 1. – P. 369–376.

7. Oil generation potential of the Permian deposits of Tatarstan based on the content, structure and thermal stability of organic matter in rocks / G.P. Kayukova, I.P. Kosachev, I.N. Plotnikova [et al.] // SGEM, 2016. – V. 1. – Book 1. – P. 453–460.

8. Leading material complexes of the crystalline basement of the Tatar arch (East of the Russian plate) in the formation of weathering crust /  E.U. Sidorova, L.M. Sitdikova, V.G. Izotov [et al.] // SGEM, 2016. – V. 1. – Book 1. – P. 321–328.

9. Исследование реологического поведения системы раствор полимера – порода / И.И. Мухаматдинов, Ф.А. Алиев, С.А. Ситнов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 121–123.

10. Рунион Р. Справочник по непараметрической статистике. – М.: Финансы и статистика, 1982. – 198 с.

Рассмотрены результаты изучения геофлюидальных давлений в осадочном чехле южной части Предуральского прогиба. С целью оценки надежности пород-покрышек и степени сохранности залежей нефти и газа с помощью технологии бассейнового моделирования изучена динамика распределения капиллярных давлений. В пределах изучаемой территории выполнено моделирование четырех генерационно-аккумуляционные углеводородных систем: нижнедевонско-франской, франско-турнейской, визейско-башкирской и нижнепермской. Анализ результатов моделирования показал, что три из четырех моделируемых углеводородных систем: франско-турнейская, визейско-башкирская и нижнепермская – характеризуются параметрами, которые свидетельствуют о надежности покрышек. Для нижнедевонско-франской генерационно-аккумуляционной углеводородной системы прогнозируется высокая вероятность разрушения залежей на отдельных участков в пределах изучаемой территории. Для оценки поровых давлений глинистых пород по данным геофизических исследований в разрезе скв. 501 Вершиновская, 1 Нагумановская, 210 Донголюкская, 106 Предуральская применена методика «эквивалентных глубин». Определено, что поровые давления в данных скважинах хорошо коррелируют между собой, что подтверждает существование зон аномально высоких поровых давлений на исследуемой территории. Установлено, что основной поток миграции углеводородов, который мог улавливаться ловушками различного типа, соответствовал интервалу разреза, расположенному ниже глубин, относящихся к региональной зоне аномально высокого порового давления. Проанализирована возможность использования закономерностей развития, сохранения и релаксации аномально высоких поровых и пластовых давлений в качестве показателя вероятных типа и характера миграционных процессов, обстановок формирования залежей нефти и газа и соответственно поискового критерия.

Список литературы

1. Models of Hydrocarbon Systems in the Russian Platform - Ural Junction Zone/V.Yu. Kerimov, A.A. Gorbunov, E.A. Lavrenova, A.V. Osipov//Lithology and Mineral Resources. – 2015. – V. 50. – № 5. – P. 394–406.

2. Задачи бассейнового моделирования на разных этапах геолого-разведочных работ/В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, Б.В. Сенин, Е.А. Лавренова//Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 4. – С. 26–29.

3. Numeric Basin Modeling At Different Stages Of Oil And Gas Prospecting/B.V. Senin, V.Yu. Kerimov, E.A. Lavrenova, U.S. Serikova //Geomodel 2014 – 16th Scientific-Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development.

4. Assessment of Caprock Fluid-Resistive Characteristics of Pre-Urals Fore Deep Southern Part/A.V. Osipov, A.S. Monakova, M.V. Zakharchenko, R.N. Mustaev//Geomodel 2015 – 17th Scientific-Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development.

5. 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.

6. Guliev I.S., Kerimov V.Yu., Mustaev R.N. Fundamental Challenges of the Location of Oil and Gas in the South Caspian Basin//Doklady Earth Sciences. – 2016. – V. 471. – Part 1. – P. 1109–1112.

7. Kerimov V.Yu., Mustaev R.N., Bondarev A.V. Evaluation of the Organic Carbon Content in the Low-Permeability Shale Formations (As in the Case of the Khadum Suite in the Ciscaucasia Region)//Oriental Journal of Chemistry. – 2016. – V. 32. – № 6. – P. 1–7.

8. Геобарические условия формирования нефтегазоносных комплексов северной части Западной Сибири/В.Ю. Керимов, М.А. Лобусев, А.В. Бондарев, Г.Я. Шилов//Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 16–20.

9. Перспективы поисков скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых толщах хадумской свиты Предкавказья/В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, С.С. Дмитриевский [и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 50–53.

10. Керимов В.Ю., Осипов А.В., Лавренова Е.А. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов в пределах юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции//Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 4. – С. 33–35.

11. Термобарические условия формирования скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых коллекторах хадумской свиты Предкавказья/В.Ю. Керимов, Г.Я. Шилов, Р.Н. Мустаев, С.С. Дмитриевский//Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 8–11.

12. Магара К. Миграция и аккумуляция нефти и газа. В кн. Достижения в нефтяной геологии. – М.: Недра, 1980. – С. 132–142.

13. Геофлюидальные давления и их роль при поисках и разведке месторождений нефти и газа/В.Г. Мартынов, В.Ю. Керимов, Г.Я. Шилов, М.З. Рачинский. – М: НИЦ Инфра-М, 2013. – 347 с.

14. Kerimov V.Yu., Rachinsky M.Z. Geofluid Dynamic Concept of Hydrocarbon Accumulation in Natural Reservoirs//Doklady Earth Sciences. – Moscow, 2016. – V. 471. Part 1. – P. 1123–1125.

15. Rachinsky M.Z., Kerimov V.Yu. Fluid dynamics of oil and gas reservoirs/edited by M.V. Gorfunkel. – USA: Wiley-Scrivener Publishing, 2015. – 640 p.

Рассмотрены методы распознавания трещин и алгоритмы автоматизации получения экспериментальных данных (раскрытость, интенсивность, протяженность и поверхностная плотность трещин) по снимкам петрографических шлифов и изображениям керна. Ранее такие данные, как длина, раскрытость и поверхностная плотность трещин, определяли по срезу керна вручную, что требовало больших временных затрат.

Некоторые важнейшие свойства керна можно оценить путем анализа цифровых снимков петрографических шлифов и изображений керна. В случае трещиновато-кавернозных коллекторов это является непростой задачей, поэтому актуально создание инструмента автоматизации подсчета параметров трещиноватости керна. Развитие компьютерных технологий позволило разработать цифровые методы получения и анализа оптических изображений образцов керна, обеспечивающих обработку информации в реальном масштабе с высокой степенью точности.

Методика нахождения показателей при компьютерной обработке заключается в выделении границ трещин на поверхности шлифов керна. Для этого используется один из эффективных алгоритмов детектора границ SUSAN (Smallest Univalue Segment Assimilating Nucleus). Для определения геометрической длины трещины применяется скелетизация ее изображения с помощью алгоритма Зонга – Суня (Zhang – Suen). Разработан оригинальный алгоритм измерения ширины и протяженности трещин с учетом задаваемой погрешности.

Алгоритм распознавания и оценки размеров трещин по фотографиям шлифов керна можно разделить на четыре этапа. На первом этапе определяется площадь изучаемого объекта на снимке. Объекты на снимках имеют неправильные геометрические размеры. Потому при изучении трещиноватости по снимкам необходимо предусмотреть инструмент для правильной и точной оценки площади изучаемого объекта на снимке. На втором этапе оцениваются длины всех трещин на снимке с учетом их извилистости, на третьем этапе – ширина трещин. Для расчета емкости трещин (трещиной пористости) необходимо определить раскрытость каждой трещины и вычислить среднее значение данного параметра. На четвертом этапе рассчитываются параметры трещиноватости. По полученным значениям находят параметры трещинной пористости и проницаемости пород.

Преимущество программной обработки экспериментальных данных заключается в быстроте расчета, точности определения геометрических характеристик, близкой к результатам ручного расчета, и возможности дальнейшего повышения функциональности программы. Прикладная значимость характеризуется возможностью автоматизации этапа предварительного анализа кернового материала и получения экспериментальных данных по снимкам петрографических шлифов и фотоснимкам керна, экспресс-оценкой геометрии трещин продуктивных пластов.

Список литературы

1. Багринцева К.И., Сауткин Р.С., Шершуков Г.И. Методика программной обработки экспериментальных данных после насыщения карбонатных пород люминофором // Доклады III Международной конференции молодых ученых и специалистов «Актуальные проблемы нефтегазовой геологии ХХI века». – Т. 4. – Санкт-Петербург: ВНИГРИ, 2013. – С. 4–7.

2. Клюев А.В., Аристов Г.В. Определение параметров микроструктуры металлов методами компьютерного зрения//Материалы XII Всероссийской школы-конференции молодых ученых «Управление большими системами». – Волгоград: ИПУ РАН, 2015. – С. 701–714.

3. Тайлаков О.В., Макеев М.П. Алгоритмическое обеспечение анализа оптических образов аншлиф-штуфов и его применение для оценки структурных изменений углей//Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). – 2008. – Вып. 13. – С. 189–197.

4. Гмид Л.П. Методическое руководство по литолого-петрографическому и петрохимическому изучению осадочных пород-коллекторов. – СПб: ВНИГРИ, 2009. – С. 160.

5. Алгоритмические основы растровой графики/ Д.В. Иванов [и др.]. – http://www.intuit.ru/goto/course/rastrgraph/

6. Smith S.M., Brady J.M. SUSAN – a new approach to Low Level Image Processing// DRA Technical Report TR95SMMS1b. – 1995. – 57 p.

7. Молчанова В.С. Восьмисвязный асимметричный алгоритм скелетизации бинарных изображений// Вісник СумДУ. Серія “Технічні науки”. – 2013. – № 2. – C. 43–50.

Приведены результаты изучения строения пустотного пространства продуктивного пласта С₁s серпуховского яруса Байтуганского месторождения. Выполнены детальные исследования представительного каменного материала, отобранного из 13 скважин.

Пласт С₁s сложен известняками и доломитами. Длительные постседиментационные преобразования обусловили сложное строение пустотного пространства – порово-трещинно-кавернозный тип пород. Нефтенасыщенность пласта С₁s связана с трещинами, кавернами и частично с матрицей коллектора в зоне трещин и отдельных прикровельных частях пласта.

Характеристики пород с межзерновой составляющей определены по данным изучения образцов керна стандартных размеров. Средняя пористость пород составила 9,8 %, средняя проницаемость – 0,159 мкм². Эти показатели рассчитаны с учетом граничных значений соответственно 6,3 % и 0,0022 мкм². Емкость трещин и каверн вычислялась совместно как разница общей пористости, определенной по диаграммам нейтронного гамма-каротажа, и межзерновой емкостной характеристики, оцененной по керну. Емкость трещин и каверн составила в среднем 3,27 %.

Показано, что в разрезах серпуховских отложений отмечается значительный объем плотных разностей пород, которые по данным геофизических исследований скважин в соответствии с граничными значениями пористости выделяются как коллектор. В данной работе доля неколлектора оценена как отношение числа плотных образцов с некондиционными значениями пористости и проницаемости в границах продуктивной части пласта к общему числу образцов. В результате доля плотных разностей в нефтенасыщенном объеме пласта С₁s в среднем составила 52,2 %.

Особенностью разработки пласта С₁s является отсутствие периода безводной добычи нефти и быстрый рост обводненности продукции скважин. Гидродинамические исследования, которыми охвачено 29 % фонда скважин, показали, что в зависимости от расположения скважины на структуре проницаемость изменяется от 0,07 до 1,45 мкм². В восточной части залежи (зоне повышенной трещиноватости) располагаются наиболее продуктивные скважины. Гидродинамические исследования этих скважин не проводились, однако по результатам анализа дебита и депрессии в скважинах проницаемость составила 2,4-7,3 мкм². Характер обводнения скважин и результаты моделирования свидетельстуют о наличии конусообразования от водонефтяного контакта.

С учетом особенностей пласта С₁s рекомендован отбор жидкости высокими темпами. После обводнения, которое произойдет в течение нескольких лет, скважины можно либо перевести на вышележащий горизонт, либо использовать для зарезки боковых стволов.

Список литературы

1. Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1974. – 186 с.

2. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. М., РГГУ, 1999. – 285 с.

3. Нефть в трещинных коллекторах/Б.А. Тхостов, А.Д. Везирова, Б.Ю. Вендельштейн, В.М. Добрынин. – М.: Недра, 1970. – 221 с.

Рассмотрена проблема снижения продуктивности горизонтальных скважин при освоении на месторождении высоковязкой нефти со слабоконсолидированным песчаником. Предложена оптимизация программы вывода скважин на целевое забойное давление. По результатам анализа первых скважин, пробуренных в рамках полномасштабной разработки пласта, принято решение об использовании фильтров с большим интервалом намотки. На основании дополнительных лабораторных экспериментов изменен состав бурового раствора, принято решение об использовании брейкерных систем в качестве жидкостей замещения после бурения. Стендовые испытания скважинных фильтров показали, что образующаяся в результате разрушения горной породы так называемая «подушка» заметно сокращает скорость прохождения нефти через фильтрующий элемент. Это происходит из-за налипания смеси разрушенной породы и высоковязкой нефти на образец, что в свою очередь приводит к снижению продуктивности скважины.

Анализ динамики забойного давления по скважинам показал, что наиболее вероятной причиной снижения продуктивности скважин является интенсивность снижения забойного давления на раннем неустановившемся режиме фильтрации. Это приводит к возникновению значительных градиентов давления в призабойной зоне скважины и последующему разрушению породы. По результатам лабораторных исследований керна и геомеханического моделирования определено, что при дискретности снижения забойного давления до 0,5 МПа коллектор в призабойной зоне пласта устойчив к деформации и разрушению. В соответствии с этим шаг снижения забойного давления при выводе скважины на режим выбран равным 0,3-0,5 МПа.

На период полномасштабной разработки при выводе горизонтальных скважин на режим рекомендованы ограничения снижения забойного давления во времени, контроль концентрации взвешенных частиц, динамического уровня, подачи насоса при переходе на следующий уровень снижения забойного давления.

Список литературы

1. Технологическая схема разработки Восточно-Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения. Т. 4//: отчет о НИР//ЗАО «Мессояханефтегаз», ООО «Газпромнефть-Развитие», ООО «Газпромнефть Научно-Технический Центр». – Тюмень: ООО «Газпромнефть НТЦ», 2014.

2. Потоковые эксперименты на образцах керна скважин Восточно-Мессояхского месторождения: отчет о НИР ЗАО «Нефтеком». – Тюмень: ЗАО «Нефтеком», 2014. – 311 с.

3. Zoback M.D. Reservoir Geomechanics. – Cambridge: Cambridge university, 2007. – 505 p.

Предложен новый метод изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины, пробуренной в карбонатном коллекторе. Представлены этапы проведения водоизоляционных работ через вспомогательный горизонтальный ствол посредством гибкой трубы и формирования экранов из хлорида полиалюминия и полиакриламида.

Создана геологическая модель, которая представляет типичный участок башкирских отложений. На базе геологической модели построена цифровая трехмерная фильтрационная модель участка, каждая ячейка которой характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели и дополнительно включает динамические характеристики пластовых процессов. Добывающая горизонтальная скважина расположена в верхней части участка, вспомогательная – в водонефтяной зоне. Для проведения численных экспериментов длина горизонтального участка добывающей скважины принята равной 324 м, вспомогательной скважины – 375 м. В гидродинамических расчетах учитывалось, что закачка трассера (водоизолирующего материала) в зависимости от его концентрации изменяет относительные фазовые проницаемости от 0,1 до 1 вследствие изменения подвижности водной фазы. Если в ячейках трассер отсутствует, то подвижность водной фазы не изменяется. Если ячейка заполнена трассером, особенно в окрестности вспомогательной скважины, то подвижность водной фазы уменьшается в 10 раз. Приведены результаты численных экспериментов по распределению трассера в пласте при следующих условиях: 1) перфорация вокруг горизонтального ствола; 2) изоляция верхней части горизонтальной скважины; 3) изоляция верхней и боковой части горизонтальной скважины. В последнем варианте объем охвата трассером (водоизолирующим материалом) пласта намного больше, чем в двух других сценариях. Гидродинамические расчеты, приведенные в виде зависимости водонефтяного фактора от темпа закачки трассера, показывают, что оптимальная закачка трассера составляет 0,5-1 м³/сут. Результаты численных экспериментов свидетельствуют о необходимости учета в расчетах трещиноватости пласта. Дана экономическая оценка показателей эффективности дальнейшей разработки башкирских отложений с применением боковых горизонтальных стволов и закачки трассеров из транзитной скважины.

Список литературы

1. Кадыров Р.Р. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах с использованием полимерных материалов. – Казань: ФЭН, 2007. – 423 с.

2. Вопросы оптимизации и повышения эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на основе математического моделирования месторождений Татарстана/И.Н. Хакимзянов, Р.С. Хисамов, И.М. Бакиров [и др.] – Казань: ФЭН, 2014. – 239 с.

3. Пат. 2597220 РФ МПК Е 21 В 43/32, Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины/А.М. Евдокимов, Р.Х. Низаев, И.М. Новиков, И.М. Бакиров, Р.Р. Кадыров, Д.К. Хасанова; заявитель и патентообладатель ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2015140089/03; заявл. 21.09.15; опубл. 10.09.16./Режим доступа: http://www1.fips.ru/wps/portal/IPS_Ru.

4. Теория и практика моделирования разработки нефтяных месторождений в различных геолого-физических условиях/Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, А.И. Никифоров [и др.]. – Казань: ФЭН, 2009. – 239 с.

5. Яртиев А.Ф. Экономическая оценка проектных решений при разработке нефтяных месторождений для поздней стадии эксплуатации. – М.: ВНИИ­ОЭНГ, 2006. – 160 7 с.

6.  Яртиев А.Ф. Экономическая оценка проектных решений инновационно-инвестиционных вложений для нефтяной промышленности. – М.: ВНИ­И­ОЭНГ, 2011. – 232 с.

7. Налогообложение нефтедобывающей промышленности: история и перспектива/А.Ф. Яртиев, Д.В. Юрков, М.А. Сафиуллин, А.М. Ту­фе­тулов. – Казань: Изд-во Казанского университета, 2015. – 164 с.

8. Федеральный закон № 401-ФЗ от 30.11.16 г. «О внесении изменений в части первую и вторую Налогового кодекса Российской Федерации и отдельные законодательные акты Российской Федерации»: Режим доступа: http://www.garant.ru.

Основными исходными данными для теплотехнических расчетов, обеспечивающих надежную и безопасную эксплуатацию зданий и сооружений на многолетнемерзлых грунтах, являются теплофизические свойства грунтов. В частности, коэффициент теплопроводности и теплоемкости грунтов в мерзлом и талом состояниях определяют скорость продвижения, форму ореолов оттаивания и другие параметры. Косвенное определение некоторых их этих параметров затруднено, и требуются прямые измерения. Для проведения измерений в лабораторных условиях необходима транспортировка образцов грунта с мест отбора проб. При этом требуется не только сохранение мерзлого состояния, но и, что крайне важно, термостатирование на уровне температурных значений мест залегания пробы. Это позволяет получить максимально объективные показатели свойств грунта, так как, хотя в большинстве случаев и незначительно, коэффициент теплопроводности мерзлого грунта зависит от температуры, что можно частично объяснить наличием некоторого количества незамерзшей воды. С учетом отмеченного, а также в связи с необходимостью определения свойств больших массивов грунта следует в первую очередь развивать методы полевого определения теплофизических характеристик мерзлых грунтов. Данные являются очень перспективными за счет сокращения затрат на транспортировку образцов и более корректного в некоторых случаях определения свойств грунта, а также за счет обеспечения возможности сохранения ненарушенной структуры грунта.

Список литературы

1. А.с. 1827607 СССР. МКИ3 G 01 N 25/18. Способ определения коэффициента теплопроводности больших массивов неоднородных сред/Ю.С. Даниэлян, В.С.Зайцев, Е.С. Ашпиз. – № 4920563/25; заявл. 21.03.91; опубл. 15.07.93.

2. Даниэлян Ю.С., Зайцев В.С. Определение коэффициента теплопроводности больших массивов грунтов//Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 5. – С. 98–100.

3. Кухлинг Х. Справочник по физике. 2-е изд. – М.: Мир, 1985. – 520 с. 

Опыт эксплуатации нефтяных месторождений показывает, что на всех стадиях разработки залежей и добычи нефти ухудшается проницаемость пород-коллекторов в призабойной зоне пласта (ПЗП). Основными причинами этого являются уплотнение пород в ПЗП за счет гидродинамического воздействия в процессе строительства скважин, разбухание глинистого цемента пород-коллекторов и др. Для восстановления проницаемости до первоначальной величины применяют различные методы, в том числе кислотные и тепловые обработки, гидроразрыв пласта, закачку ПАВ и других реагентов.

Проведение кислотных обработок пласта позволяет существенно увеличить добычу на месторождении. Актуальным является создание технологиий кислотной обработки, применимых в условиях высоких пластовых температур. При обработке призабойных зон (ОПЗ) скважин кислотными составами скорость реакции и диффузии увеличиваются с повышением температуры. Это приводит к ускорению реакций, протекающих между кислотой и породами, что снижает эффективность обработки и может спровоцировать другие осложнения. Для успешного проведения ОПЗ скважин необходимо иметь решения, обеспечивающие достижение максимальной требуемой глубины проникновения.

В СП «Вьетсовпетро» с целью повышения продуктивности высокотемпературных добывающих скважин месторождений предложено применение систем, способствующих образованию плавиковой кислоты в пласте. Показано, что метод обработки с использованием хелатных соединений и гидрофторида аммония, при взаимодействии которых в ПЗП происходит генерация плавиковой кислоты, является одновременным решением проблем, связанных с высокой температурой и образованием вторичных осадков.

Предложены композиционные составы для ОПЗ высокотемпературных скважин, способствующие образованию фтороводородной кислоты в призабойной зоне. Составы содержат главный обрабатывающий раствор, приготовленный на основе хелатных соединений, буферный кислотный раствор, закачиваемый перед главным обрабатывающим раствором, и солевой продавочный раствор.

Список литературы

1. Ле Вьет Хай. Трудности, возникающие при кислотной обработке призабойных зон скважин/В сб. Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа//Материалы Международной научно-практической конференций в рамках Нефтегазового форума и XХIII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2015». – Уфа, 2015. – С. 128.

2. Lund K., Fogler H.S. Predicting the Flow, Reaction of HCl/HF Acid Mixtures in porous sandstone Cores // SPE 5646-РА. – 1976.

3. Williams B.B. Hydroflouric Acid Reaction with Sandstone Formation // Journal of Petroleum Technology. – 1975. – February – P. 52–55.

4. Thomas R.L., Crowe C.W. Matrix Treament Employs New Acid System for Stimulation and Control of Fines Migration in Sandstone Formations // Journal of Petroleum Technology. – 1981. July. – P. 18–21.

5. Анализ, совершенствование и внедрение методов воздействия на призабойную зону и увеличения производительности скважин в условиях месторождений СП «Вьетсовпетро» // Тр. ин-та / НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро». – Вунгтау, 2000. – 217 с.

6. Анализ текущего состояния разработки месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» // Тр. ин-та / НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро». – Вунгтау, 2015. – 150 с.

7. Ты Тхань Нгиа, Велиев М.М., Ле Вьет Хай Исследование новых композиционных составов на основе хелаторов и плавиковой кислоты для повышения продуктивности добывающих скважин с повышенными пластовыми температурами // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2015. – № 10. – С. 42–48.

8. Особенности технологии интенсификации нефтедобычи в высокотемпературных скважинах месторождений СП «Вьетсовпетро» / Ты Тхань Нгиа, Ле Вьет Хай, М.М. Велиев, Нгуен Куок Зунг // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – С. 106–109.

9. Ле Вьет Хай, Велиев М.М. Повышение продуктивности добывающих скважин на основе некислотных компонентов с образованием кислотного состава на забое скважин // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – Вып. 4 (102). – С. 52–59.

Проанализированы результаты проведения щелевой гидропескоструйной перфорации (ЩГПП) в скважинах месторождений Пермского края. При выполнении операций жидкость-песконоситель закачивалась на двух режимах (с разным давлением закачки), что привело к образованию вертикальных щелей и каналов. При проведение ЩГПП в эксплуатационной колонне на заранее выбранных глубинах создают 4-6 щелей. В породе вымываются каверны грушеобразной формы, размеры которых зависят от прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности песчано-жидкостной струи. Показано, что высота создаваемых каналов при ЩГПП составляет около 13 см, при их глубине примерно 22 см. Проницаемость ближней части призабойной зоны существенно увеличивается, что ведет к росту дебита нефти скважин. Согласно промысловым материалам средний прирост дебита нефти составил 5,72 т/сут, для вновь введенных скважин среднее значение после операции - 16,3 т/сут. Дополнительная добыча нефти на одну операцию в среднем превысила 1,5 тыс. т, при этом по ряду скважин эффект достиг 20 тыс. т. Отмечено, что проведение ЩГПП помогает щадящим способом увеличить проницаемость призабойной зоны. Анализ результатов промысловых исследований показал, что дополнительная добыча нефти от геолого-технических мероприятий может уменьшаться при снижении забойных и пластовых давлений. Дебиты скважин после ЩГПП постепенно уменьшаются вследствие снижения забойных и пластовых давлений, однако коэффициенты продуктивности скважин после операции выше, чем при аналогичных давлениях до операции.

Список литературы

1. Анализ проведения геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности добывающих скважин на нефтяных месторождениях Пермского края / П.Ю. Илюшин [и др.] // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 15. – С. 81–89.

2. К прогнозированию темпов снижения добычи нефти по данным истории разработки нефтяных залежей / М.К. Анурьев [и др.] // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – Т. 12. – № 6. – С. 93–100.

3. Патент 2185497 РФ. Способ гидропескоструйной перфорации скважин и устройство для его осуществления/ С.В. Матяшов, В.А. Юргенсон, Н.И. Крысин, В.А. Опалев, А.П. Пермяков, В.П. Семенищев; заявитель и патентообладатель ООО «Интенсификация». – № 2001118520/03; заявл. 04.07.11; опубл. 20.07.02.

4. Уирсигроч М., Поплыгин В.В., Русинов Д.Ю. Оценка изменения затрат пластовой энергии при эксплуатации скважины на севере Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т.15. – № 21. – С. 313–319.

5. Соловкин О.Е. Пути совершенствования щадящей перфорации скважин // Бурение и нефть. – 2010. – № 5. – С. 48–51.

6. Поплыгин В.В., Поплыгина И.С. Изменение продуктивности скважин в Бобриковских терригенных отложениях месторождений Верхнего Прикамья при высокой газонасыщенности пластовой нефти // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – Т. 11. – № 5. – С. 63–69.

7. Ерофеев А.А., Мордвинов В.А. Изменение свойств призабойной зоны скважины в процессе разработки Бобриковской залежи Уньвинского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – Т. 11. – № 5. – С. 57–62.

8. Поплыгин В.В., Поплыгина И.С. Оценка рационального забойного давления для залежей с высокой газонасыщенностью нефти // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 10. – С. 104–105.

9. Поплыгин В.В., Галкин С.В. Прогнозная экспресс-оценка показателей разработки нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 3. – С. 112–115.

Передвижные паровые установки ППУ-1600/100, монтируемые на автомобильном шасси широко используются в нефтегазодобывающей отрасли. В качестве тепловой энергии при получении пара используется энергия продуктов сгорания дизельного топлива, сгорающего в горелочном устройстве. ППУ-1600/100 оснащены форсуночными горелочными устройствами. Несмотря на широкое распространение, форсуночные горелочные устройства имеют существенные недостатки, которые негативно влияют на технико-экономические показатели ППУ1600/100. В качестве альтернативы этим устройствам предложено бесфорсуночное горелочное устройство, которое позволяет улучшить эксплуатационные характеристики ППУ1600/100.

Создано безфорсуночное горелочное устройство, способное функционировать на широком спектре углеводородных горючих (дизельное топливо, печное топливо, отработанные масла, жидкие горючие отходы нефтехимической отрасли, горючие газы). Модернизирована устновка ППУ-1600/100. Проведены испытания модернизированной установки и получены опытные данные для проведения сравнительного анализа технических, экономических характеристик и экологических показателей дымовых газов. Установлено, что предлагаемое горелочное устройство позволяет снизить эксплуатационные затраты при эксплуатации ППУ-1600/100. Это достигается за счет увеличения полноты сгорания топлива и использования жидких горючих отходов в качестве альтернативного топлива. Показано, что экологические показатели модернизированной ППУ-1600/100 существенно превосходят аналогичные показатели серийно выпускаемых паровых передвижных установок.

Реакцией триглицеридов оливкового масла с диэтаноламином получен диэтилоламид при температуре 120-140 ⁰С. Затем с участием ортофосфорной кислоты при температуре 30-40 ⁰С синтезировано фосфатпроизводное диэтилоламида, которое обладает ингибиторной активностью в условиях сероводородной коррозии: при концентрации 10-20 мг/л защитный эффект составляет 55-61 %, 50-100 мг/л – 70-77 %. На основе фосфатпроизводного и моноэтаноламина (МЭА), диэтаноламина (ДЭА), триэтаноламина (ТЭА) (мольное соотношение – 1:2) получены комплексные соли, обеспечивающие высокую степень защиты стали от сероводородной и углекислотной коррозии. Комплексные соли испытаны в условиях сероводородной коррозии при концентрациях 10, 20, 50 и 100 мг/л. При концентрации 50 и 100 мг/л соли на основе МЭА обеспечивает защитный эффект соответственно 92,0 и 94,1 %; на основе ДЭА – соответственно 95,0 и 97,4 %; ТЭА - соответственно 96,0 и 98,5 %. Показано, что при увеличении концентрации ингибирующие свойства комплексных солей усиливаются, а следовательно, антикоррозионные свойства комплексных солей улучшаются.

Испытаны также защитные свойства комплексных солей при углекислотной коррозии. При концентрации 50 мг/л соли защитный эффект солей на основе МЭА, ДЭА и ТЭА составляет соответственно 99, 98,5 и 98,0%. Определены физические свойства комплексных солей.

Список литературы

1. Бактерицидные свойства и подавление ингибиторами типа АМДОР-ИК диффузии водорода через стальную мембрану в присутствии СРБ/В.И. Вигдорович, М.В. Вигдорович, А.В. Рязанов, А.Н. Завершинский//Защита металлов. – 2007. – Т. 43. – № 1. – С. 103–107.

2. Гидролиз 1,2-дизамещенных имидазолинов в водной среде/

С.О. Бондарева, В.В. Лисицкий, Н.И. Яковлева, Ю.И. Муринов//Изв. РАН. Сер. Химия. – 2004. – № 4. – С. 767–771.

3. Влияние оксиэтилированных аминов на коррозию и наводороживание углеродистой стали/В.И. Вигдорович, С.Е. Синютина, Л.Е. Цыганкова, Е.К. Оше//Защита металлов. – 2004. – Т. 40. – № 3. – С. 282–294.

4. Вигдорович В.И., Цыганкова Л.Е. Ингибирование сероводородной и углекислотной коррозии металлов. Универсализм ингибиторов: монография. – М.: Изд-во КАРТЭК, 2011. – 244 с.

5. Кашковский P.B., Вагапов P.K., Кузнецов Ю.И. Об особенностях летучего ингибирования сероводородной коррозии стали аминами//VII научно-практическая конференция молодых специалистов и ученых филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ». – Ухта, 2010. –24 с.

6. Вагапов Р.К., Кашковский Р.В., Кузнецов Ю.И. Летучие ингибиторы сероводородной коррозии для защиты стального оборудования и трубопроводов//Коррозия: материалы, защита. – 2010. – №10. – С. 16–24.

7. Кашковский Р.В., Кузнецов Ю.И., Вагапов Р.К. Об особенностях ингибирования летучими аминами сероводородной коррозии стали//Коррозия: материалы, защита. – 2010. – № 4. – С. 13–18.

Требования к детальности и качеству гидродинамических моделей постоянно возрастают. Соответственно повышаются требования к программному обеспечению для моделирования – гидродинамическим симуляторам. Современные симуляторы должны быть ориентированы на большие модели, эффективно использовать параллельные вычисления и поддерживать опцию секторного моделирования, что позволяет на порядки сократить время расчета. Кроме того, необходимо учитывать все основные физические процессы и предоставлять широкие возможности по визуализации и анализу исходных данных и результатов расчета. Симуляторы должны осуществлять автоматизированную экспертизу геологической модели и проверку согласованности всех исходных данных. Это позволяет повысить качество модели и сократить время, затрачиваемое на ее создание.

Более 20 лет в ОАО «Сургутнефтегаз» в качестве основного инструмента для гидродинамического моделирования применяется собственное программное обеспечение – гидродинамический симулятор «Техсхема». Возможность моделировать уникальные и крупные месторождения компании использована при выполнении проектных работ. Благодаря ряду существенных доработок гидродинамического симулятора «Техсхема», выполненных за последний год, удалось достичь существенного увеличения скорости расчета, улучшить сходимость решения линейных уравнений для сложных трехфазных моделей, реализовать и внедрить опцию секторного моделирования. Значительного расширены возможности контроля эксплуатации скважин и моделирования трудноизвлекаемых запасов. Повышено качество постоянно действующих геолого-технологических моделей. Работа над симулятором «Техсхема» позволила существенного сократить затраты на закупку импортных аналогов и зависимость от них. В настоящее время ведется создание программных модулей для геологического моделирования и алгоритмов автоматизированной адаптации модели к истории разработки.

Список литературы

1. Судо Р.М. Требования ЦКР Роснедр к качеству трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей при согласовании проектной документации на разработку месторождений УВС// Научно-практический семинар «Современные требования к качеству трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей при согласовании проектной документации на разработку месторождений УВС», Москва, 29 октября 2014 г.

2. Saad Y. Iterative methods for sparse linear systems. Second edition. – Philadelphia, PA: USA: SIAM Press, 2003. – 528 р.

3. Karypis G., Kumar V. A Fast and Highly Quality Multilevel Scheme for Partitioning Irregular Graphs//SIAM Journal on Scientific Computing. – 1999. – V. 20. – № 1. – P. 359–392.

4. Scalable Unstructed CPR-Type Solver for Reservoir Simulation/H. Cao, H.A. Tchelepi, J. Wallis, H. Yardumian Parallel//SPE 96809. – 2005.

5. Гидродинамический симулятор «Техсхема»: моделирование месторождений нефти и газа с использованием суперкомпьютерных технологий/Н.С. Бахтий, М.В. Абдулина, А.А. Аристов [и др.]//Недропользование XXI век. – 2015. – № 4. – С. 104–111.

6. Бахтий Н.С. Некоторые аспекты моделирования многофазной многокомпонентной фильтрации и тестирования вычислительных алгоритмов, индуцированные программным комплексом «Техсхема»: дис. ... канд. техн. наук. – Тюмень, 2012. – 136 с.

7. Odeh A.S. Comparison of Solutions to a Three-Dimensional Black-Oil Reservoir Simulation Problem//SPE 9723-PA. – 1981.

8. Christie M.A., Blunt M.J. Tenth SPE Comparative Solution Project: A Comparison of Upscaling Techniques//SPE 66599. – 2001.

Выполнен анализ надежности системы электроснабжения нефтепромысловых потребителей c системой, имеющей временную избыточность, которая обеспечивается наличием сырья или свободного объема в резервуарах резервуарного парка, и без нее.

С использованием теории марковских процессов рассмотрена надежность двухфазной системы дожимные насосные станции (ДНС) – центральный пункт сбора нефти (ЦПС) при перерывах в электроснабжении. В этой системе временное резервирование обеспечивается резервуарным парком ЦПС с продукцией (сырьем), поступающей от ДНС. Процесс функционирования данной системы представлен графом состояний и переходов, в котором учтены все возможные состояния временного резерва: резервуар пустой; резервуар полный; резервуар наполнен до промежуточного уровня взлива. Если резервуар пуст и произошел отказ системы электроснабжения всех ДНС, то следствием являются отказ всей системы, вынужденный останов ЦПС. Если резервуар полный и произошел отказ системы электроснабжения ЦПС, то следует вынужденный останов всех ДНС.

Составленная система дифференциальных уравнений для десяти вероятных состояний решена с использованием программного пакета Maple 14. Получены зависимости коэффициента готовности рассматриваемой двухфазной системы от объема временного резерва и времени эксплуатации.

Аналогичный анализ надежности, выполненный для электротехнического комплекса ДНС (однофазная система), показал, что коэффициент ее готовности составляет 0,9922 (резерв времени – 1,5 ч), что соответствует простою 68 ч.

Таким образом, установлены избыточные значения показателей надежности рассмотренных систем, что свидетельствует о перерасходе материальных средств. Показана необходимость пересмотра существующих нормативов и практики проектирования объектов добычи, транспорта и переработки нефти.

Список литературы

1. Цинкович О.И. Обоснование структуры и параметров электротехнических комплексов промышленных предприятий с локальными источниками энергии: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Санкт-Петербург, 2014. – 20 с.

2. Гладких Т.Д., Сушкова В.В. Методика распределения объемов ввода аварийных ограничений электропотребления нефтепромысловых потребителей Западной Сибири при возникновении дефицита мощности в энергосистеме//Промышленная энергетика. – 2010. – № 10. – С. 23–26.

3. РД 39-0147323-801-89. Методические указания по расчету и нормированию надежности электроснабжения нефтяных промыслов/ Ю.Б. Новоселов, В.П. Фрайштетер, В.В. Сушков, Л.Б. Иванова. – Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1989. – 89 с.

4. Надежность, техническое обслуживание, ремонт и диагностирование нефтегазопромыслового оборудования/В.В. Сушков, Н.Н. Матаев, С.Г. Кулаков, Н.М. Емелина [и др.]/под общ. ред. В.В. Сушкова. – СПб.: Нестор, 2008. – 296 с.

В ПАО «Татнефть» разработан и внедрен комплекс мероприятий по научному сопровождению процесса рекультивации земель, нарушенных при строительстве и эксплуатации нефтепромысловых объектов. Разработаны и утверждены: «Программа и методика лабораторных исследований, проводимых при разработке норматива допустимого остаточного содержания нефти и продуктов ее трансформации (ДОСНП) после проведения рекультивационных работ; нормативы ДОСНП для типов почв, преобладающих на территории производственной деятельности ПАО «Татнефть» (для земель сельскохозяйственного назначения); ряд руководящих документов по рекультивации нарушенных и нефтезагрязненных земель; типовые проекты по рекультивации нарушенных земель для категорий «земли сельскохозяйственного назначения», «земли лесного фонда», «земли промышленности» и типовая технологическая карта рекультивации (в том числе биологической). На основании проведенных почвенно-экологических изысканий сформированы картографические материалы с составлением почвенной карты юго-востока Республики Татарстан. Разработана электронная матрица с комплексом параметров для составления проектов рекультивации. Проведены комплексные полевые и лабораторные исследования по сравнительному анализу эффективности и экологической безопасности новых технологий рекультивации нефтезагрязненных и засоленных земель по сравнению с традиционным методом. Выявлено, что в случае высокого уровня нефтяного загрязнения наиболее эффективными являются новые биотехнологии, которые обеспечивают снижение содержания нефтепродуктов в почве до значения экологически допустимого остаточного содержания нефти и продуктов ее трансформации в почве за более короткое время, восстановление плодородия и улучшение свойств почв.

Список литературы

1. Разработка норматива допустимого остаточного содержания нефти и продуктов ее трансформации в почве (ДОСНП) для выщелоченных черноземов Республики Татарстан/Р.Р. Ибатуллин, И.И. Мутин, Н.М. Исхакова [и др.]// Интервал. – 2006. – № 2. – С. 10–16.

2. Шайдуллина И.А. Нормирование и минимизация образования и опасности нефтезагрязненных почв для природной среды (на примере ОАО «Татнефть»): автореф. дис. ... канд. хим. наук. – Казань, 2006. – 24 с.

3. Об установлении регионального норматива «Допустимое остаточное содержание нефти и продуктов ее трансформации в почве после проведения рекультивационных и иных восстановительных работ на территории Республики Татарстан». Приказ Министерства экологии и природных ресурсов РТ от 22.07.09 г. № 786.

4. Об утверждении региональных нормативов «Допустимое остаточное содержание нефти и продуктов ее трансформации в светло-серых и серых лесных почвах Республики Татарстан после проведения рекультивационных и иных восстановительных работ для земель сельскохозяйственного назначения». Приказ от 14.07.11 г. № 303-п.

5. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров: определения, теоремы, формулы. – М. : Наука, 1984. – 831 с.

6. Рекультивация нефтезагрязненных почв на примере выщелоченных черноземов Татарстана/И.А. Шайдуллина, А.Х. Яппаров, И.Д. Дегтярева [и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 3. – С. 102–105.

7. Комплексный подход при испытании биотехнологий рекультивации нефтезагрязненных земель/Л.В. Малыхина, И.А. Шайдуллина, Н.А. Антонов [и др.]//Тр. ин-та/ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». – 2015. – Вып. 83. – С. 313–318.

Приобретение новых активов несет риски сверхнормативных штрафов и платежей для нового собственника вследствие недостаточного внимания собственников предприятий к вопросам обеспечения экологической безопасности на предприятиях ТЭК, а также большим числом законодательных норм и непрерывным процессом их изменений.

C целью идентификации и контроля экологических рисков смены оператора Харьягинского Соглашения о разделе продукции (СРП) от оператора ОАО «Тоталь Разведка Разработка Россия» к АО «Зарубежнефть» проведен экологический аудит, который является действенным механизмом идентификации рисков. Составление технического задания для экологического аудита Харьягинского СРП, равно как и проведение самого аудита, представляет собой нестандартную задачу ввиду того, что основным регулирующим документом для работы ОАО «Тоталь Разведка Разработка Россия» выступало соглашение о разделе продукции. Соответственно в своей деятельности оператор был ориентирован на выполнение своих внутренних стандартов, а не законодательных требований Российской Федерации.

В ходе экологического аудита необходимо было идентифицировать основные экологические аспекты. Экологический аудит должен включать оценку экологических документов, в том числе расчет платежей, натурное обследование территории объекта, отбор проб и лабораторные исследования образцов и компонентов окружающей природной среды.

В ходе аудита выявлены риски неправильной оценки состава выбрасываемых загрязняющих веществ, локальные участки загрязнения и проблемы обращения отходов производства и потребления.

В результате проведения экологического аудита по предложенной схеме показана эффективность риск-ориентированного подхода к определению стратегии охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды, а также дублирования систем обнаружения выбросов и точек возгорания. Проведенный экологический аудит позволил идентифицировать риски компании при смене оператора, а также разработать программу по снижению экологических рисков.

Список литературы

1. Экология: нефть и газ / А.И. Гриценко и др. – М.: Академкнига, 2009. – 679 с.

2. Тетельмин В.В., Язев В.А. Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – Долгопрудный: Издательский Дом «Интеллект», 2009. – 352 с.

Российская Федерация уделяет большое внимание диверсификации поставок углеводородного сырья на мировые рынки. Важнейшим направлением является транспортировка нефти и газа в Китай и страны Азиатско-Тихоокеанского региона. При этом одним из главных регионов России, участвующих в экспорте углеводородного сырья на новые рынки, становится Республика Саха (Якутия), и соответственно предприятия, ведущие добычу углеводородов на ее территории, выходят на новые рынки.

В настоящее время крупнейшим нефтедобывающим предприятием, действующим на территории республики, является ОАО «Сургутнефтегаз», ведущее добычу нефти и нефтяного газа в Ленском районе. Для ОАО «Сургутнефтегаз» Республика Саха (Якутия) стала после Западной Сибири вторым крупным центром нефтегазодобычи. На этот регион приходится 12-14 % добычи нефти компании. К настоящему времени здесь сложился современный нефтегазодобывающий кластер. Создание нефтегазодобывающей инфраструктуры сопровождается воздействием на все компоненты окружающей среды: атмосферный воздух, поверхностные воды, включая донные отложения, почвенно-растительный покров и др. Для изучения степени и последствий воздействия нефтегазодобычи на территории месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» в соответствии с действующим федеральным и региональным природоохранным законодательством осуществляется мониторинг природных сред. Отбор проб и их анализ проводятся специализированными подразделениями предприятия.

Выполненный анализ экологического состояния территории свидетельствует, что разработка месторождений на территории республики не привела к изменению исходного (фонового) состояния. Уровень загрязненности природных сред по большинству ингредиентов не превышает установленных нормативов (предельно допустимых концентраций). Во многом это обусловлено внедрением на месторождениях передовых технологий, направленных на уменьшение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, исключение сбросов загрязненных сточных вод , сбор и утилизацию образующихся отходов производства и потребления и др.

Список литературы

1. Почекаева Е.И., Попова Т.В. Безопасность окружающей среды и здоровье населения. – Ростов-на-Дону: Феникс, 2013. – 443 с.

2. Солодовников А.Ю., Соромотин А.М. Природные и этно-социальные особенности освоения месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» в Республике Саха (Якутия) // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 3. – С. 98–101.

3. Архипов С.В., Киришев А.С. Условия формирования отложений продуктивного пласта О1 Непско-Ботуобинской антеклизы и его строение//Вопросы геологи бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона//Тр. ин-та/СургутНИПИнефть. – 2005. – С. 42–49.

Выполнена геоэкологическая оценка территорий, нарушенных накопителями шламов водного хозяйства нефтегазового комплекса, с целью выбора направления их восстановления и целевого освоения. По результатам данных исследований создана методика геоэкологической оценки и технологии восстановления территорий, нарушенных накопителями. Схема оценки включает следующие этапы: анализ многомерных данных при помощи метода главных компонент, критериальный отбор и матрично-цифровая интерпретация с построением трехмерной модели. На основе анализа характеристик рассматриваемых территорий показано, что для ряда объектов наиболее рациональным способом восстановления является ликвидация шламовых образований с использованием шламов в качестве сырья для производства грунтовых рекультивационных материалов. Прямому использованию шламов водного хозяйства в качестве заменителей грунтов препятствуют высокая исходная влажность, наличие органических веществ, а также низкая прочность частиц шлама. Предложена технология производства рекультивационных материалов, включающая геоконтейнерное обезвоживание, слоевую минерализацию и упрочнение шламов. Показана возможность применения кондиционирующих и инокулирующих добавок на основе золошлаковых отходов и шламов оборотного водоснабжения для интенсификации процесса обработки. Предложенный метод оценки применен для определения состояния более 20 объектов размещения отходов нефтегазового комплекса с позиций последующего восстановления и строительно-хозяйственного освоения нарушенных территорий. В результате исследования прочностных свойств материалов на основе шламового сырья обосновано их применение в качестве заменителей грунтов для восстановления и обустройства территорий. Предлагаемый подход позволит уменьшить затраты на закупку природных грунтов, а также сократить платежи, связанные с размещением отходов.

Список литературы

1. Тупицына О.В., Чертес К.Л., Быков Д.Е. Освоение природно-техногенных систем градопромышленных агломераций: монография. Самара: ООО «Издательство Ас Гард», 2014. – 336 с.

2. Путилин Е.И., Цветков В.С. Применение зол уноса и золошлаковых смесей при строительстве автомобильных дорог. Обзорная информация отечественного и зарубежного опыта применения отходов от сжигания твердого топлива на ТЭС. – М.: ФГУП «СОЮЗДОРНИИ», 2003. – 60 с.

3. Комплекс биодеструкции нефтеотходов/Д.Е. Быков, О.В. Тупицына, Н.Г. Гладышев [и др.]//Экология и промышленность России. – 2011. – № 3. – С. 33–34.

4. Использование осадков сточных вод в качестве биопрепарата для ускорения компостирования ТБО/Д.Е. Быков, К.Л. Чертес, В.Д. Назаров [и др.]//Экология и промышленность России. – 2011. – № 2. – С. 16–18.

5. Esbensen K.H. Multivariate Data Analysis In Practice – 5-th. – Ed.: САМО, 2006. – 598 p.

6. Пыстин В.Н. Тупицына О.В., Чертес К.Л. Оценка накопителей шламов водного хозяйства, как источников сырья для производства рекультивационных материалов // В сб. Экология и безопасность жизнедеятельности промышленно-транспортных комплексов ELPIT-2015. – Самара: Изд-во СНЦ, 2015. – Вып. 5. – С. 239–244.

7. Ананьев В.П., Потапов А.Д. Инженерная геология. 3-е изд., перераб. и испр. – М.: Высшая школа, 2005. – 575 с.

Более чем 50-летняя эксплуатация крупных нефтяных месторождений Татарстана привела к существенной трансформации гидрогеоэкологических условий на разных уровнях разреза. Наиболее опасным является интенсивное и довольно масштабное загрязнение области развития пресных подземных вод попутно добываемыми рассолами. На отдельных участках Ромашкинского, Бавлинского и Ново-Елховского месторождений доля подземных вод с повышенными минерализацией (до 5–10 г/дм³), жесткостью (до 40–70 ммоль/дм³) и концентрацией хлоридов (более 20 %) в составе нижнеказанского водоносного комплекса, являвшегося наиболее продуктивным элементом разреза, может достигать 60 %.В некоторых случаях (защита действующих питьевых подземных водозаборов, ликвидация или локализация очагов загрязненных подземных вод) наиболее оптимальным способом утилизации загрязненных вод является их использование в системах поддержания пластового давления. При этом могут проявиться побочные негативные явления в виде солеотложения в нефтяных горизонтах, скважинах и коммуникациях.

Выполнена оценка вероятности отложения сульфата и карбоната кальция, которые являются наиболее распространенными солями, осложняющими процесс добычи нефти в Татарстане. Проанализирован состав подземных вод верхней части разреза (15 гидропроб, отобранных из нижнеказанского водоносного комплекса), вод нефтеносного горизонта в разрезе девонских отложений (358 проб) и смесей разноглубинных подземных вод (465 виртуальных проб). Показано, что наиболее устойчивыми к солеотложению являются смеси минерализацией 68–104 г/дм³. Для экспрессного определения устойчивости вод к солеотложению приведены регрессионные зависимости, которых можно использовать при наличии данных о минерализации, рН, а также о концентрациям ионов HCO₃^-, SO₄^2-, Ca²⁺ в разноглубинных подземных водах.

Список литературы

1. Мусин Р.Х., Калкаманова З.Г. Формирование состава подземных вод в верхней части гидролитосферы Восточно-Закамского региона Татарстана//Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 18–22.

2. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. – М.: Недра, 1985. – 215 с.

3. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. – М: Орбита, 2004. – 432 с.

4. Кудряшова Л.В. Определение пригодности для закачки в пласт технической воды водозаборных скважин НГДУ «Заинскнефть». – Бугульма: ТатНИПИнефть, 2002. – 37 с.

Исследовано валовое содержание и молекулярный состав углеводородов торфяных донных отложений на нефтезагрязненных и фоновых участках территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры (ХМАО). Выполнена сравнительная оценка нефтезагрязненности торфяных донных отложений методами газожидкостной хроматографии и ИК-фотометрии с учетом нативной углеводородной составляющей.

Представлены результаты сравнительного исследования валового содержания нефтепродуктов и молекулярного состава углеводородов в торфяных донных отложениях техногенных и фоновых территорий методами ИК-фотометрии и газожидкостной хроматографии (ГЖХ). Показано, что применение ИК-фотометрической методики при анализе нефтезагрязненности торфяных донных отложений позволяет получить достоверные результаты только при высоком уровне загрязнения нефтепродуктами (более 20000 мг/кг), когда вклад нативной углеводородной составляющей торфа становится незначительным на фоне содержания техногенных нефтяных углеводородов. При меньших концентрациях нефтепродуктов, для получения достоверных результатов требуется применения метода ГЖХ, который позволяет исследовать молекулярный состав насыщенных углеводородов, учитывать содержание нативной составляющей и в определенных спорных случаях подтверждать или исключить факт нефтяного загрязнения. Данные о фоновом содержании углеводородов в торфяных донных отложениях, полученные методами ИК-фотометрии и ГЖХ, сопоставлены с результатами применения аналитического метода. Установлены типичные составы насыщенных углеводородов фоновых торфяных отложений для территории ХМАО, несоответствие которым предложено рассматривать как признак нефтезагрязнения при интерпретации результатов.

Проведенные исследования направлены на повышение достоверности результатов экологического мониторинга нефтяного загрязнения водных объектов на территории ХМАО, а также могут найти применение для корректировки регионального норматива предельно-допустимого уровня нефтепродуктов для торфяных донных отложений.

Список литературы

1. Геннадиев А.Н., Пиковский Ю.И. Карты устойчивости почв к загрязнению нефтепродуктами и полициклическими ароматическими углеводородами: метод и опыт составления//Почвоведение. – 2007. – № 1. – С. 80–92.

2. Проблема диагностики и нормирования загрязнения почв нефтью и нефтепродуктами/Ю.И. Пиковский, А.Н. Генналиева, С.С. Чернявский, Г.Н. Сахаров//Почвоведение. – 2003. – № 9. – С. 1132–1140.

3. Другов Ю.С., Родин А.А. Экологические анализы при разливах нефти и нефтепродуктов: практическое руководство. – М. : БИНОМ. Лаборатория знаний, 2007. – 270 с.

4. Никаноров А.М., Страдомская А.Г. Проблемы нефтяного загрязнения пресноводных экосистем: монография. – Ростов-на-Дону: НОК, 2008. – 222 с.

5. Бачурин, Одинцова Т.А. Проблемы диагностики и контроля нефтяных загрязнений природных геосистем//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2005. – № 9–10. – С. 79–82.

6. Особенности определения нефтепродуктов в почвах и донных отложениях/С.М. Чивилев, М.В. Прозорова, И.В. Матвеев [и др.]//ЭКОПРОЕКТ: агентство экологического консалтинга и природоохранного проектирования. – 2010. – 7 с. – Режим доступа : http://ecopro.spb.ru/ index.php?view=article&catid=2%3Aecolog&id=10%3A2010-04-02-13-09-25&format=pdf&option=com_content&Itemid=10&lang=ru (Дата обращения: 11.05.2015).

7. Лопатин К.И., Каштанова О.А., Монтиле А.И. Оптимизационная модель размещения нефтепромысловых объектов в лесоболотной зоне Западной Сибири//Вестник Нижневартовского гуманитарного университета. Сер. Естественные науки и науки о Земле. – 2009. – Вып. 1. – Режим доступа: http://vestnik.nvsu.ru/arhiv/12/20.pdf (Дата обращения 05.05.2015).

8. Методы исследования поверхностных углеводородных геохимических полей природного и техногенного происхождения/И.Н. Зуева, Ю.С. Глязнецова, С.Х. Лифшиц [и др.]//Наука и образование. – 2009. – № 1. – С. 50–55.

9. Иванов К.Е., Новиков С.М. Болота Западной Сибири, их строение и гидрологический режим. – Ленинград: Гидрометеоиздат, 1976. – 448 с.

10. Вопросы экологического мониторинга и реабилитации нефтезагрязненных почв арктической зоны Якутии/Ю.С. Глязнецова, О.Н. Чалая, И.Н. Зуева, С.Х. Лифшиц//Арктика и Север. – 2012. – № 5. – С. 97–108.

11. Guerra-García J.M., González-Vila F.J., García-Gómez J.C. Aliphatic hydrocarbon pollution and macrobenthic assemblages in Ceuta harbour: a multivariate approach//Marine ecology progress series. – 2003. – V. 263. – P. 127–138.

12. Дучко М.А., Гулая Е.В., Серебренникова О.В. Оценка влияния антропогенных факторов на состав битуминозных компонентов торфов юга Западной Сибири по данным о составе углеводородов//Десятое сибирское совещание по климато-экологическому мониторингу. – Томск: Аграф-Пресс, 2013. – С. 207–209.

Представлен алгоритм создания биоудобрения на основе эффективного консорциума региональных микроорганизмов-деструкторов углеводородов, состоящий из нескольких этапов: выделение из различных почв Республики Татарстан (РТ) углеводородокисляющих микроорганизмов; отбор перспективных природных ассоциаций; изучение их свойств и солеустойчивости; проверка их эффективности в отношении различных углеводородов (дизельное топливо, вакуумный газойль, мазут, толуол, гексан); видовая идентификация штаммов консорциума методом полимеразной цепной реакции, изучение характера взаимоотношений между штаммами. В технологии ремедиации нефтезагрязненных почв использован бентонит Тарн-Варского месторождения Республики Татарстан. Химический состав бентонита изучен методом количественного спектрального анализа на спектрометре ЭС-1 на базе дифракционного спектрографа ДФС-458С и фотоэлектронного регистрирующего устройства типа ФП-4. Наноструктурный бентонит получен методом ультразвукового воздействия на бентонит при частоте 18,5 кГц (±10 %) и стабилизирован деионизированной водой в концентрации 1:4. Структура бентопорошка и нанобентонита изучена на сканирующем зондовом микроскопе MultiMode V фирмы Veeco (США). Мутагенная активность наноструктурного бентонита исследована в тесте Эймса при использовании индикаторных штаммов Salmonella typhimurium TA1538 (генотип hisD3052 rfa uvrB) и TA100 (генотип hisG46 rfa uvrB/pKM101), которые имеют мутации в генах гистидинового оперона. Обоснована уникальность практического применения технологии ремедиации нефтезагрязненных почв, которая усилена использованием двух инновационных блоков: биоудобрения (на основе консорциума, состоящего из трех штаммов-деструкторов в соотношении 1:1:1, с титром бактериальной суспензии 3,0·10¹² КОЕ/см³) и наноструктурного бентонита (из расчета 0,3 т/га). При ремедиации микроорганизмы-деструкторы биоудобрения активно встраиваются в естественную популяцию, быстро адаптируются и эффективно разлагают углеводороды, нанобентонит не удаляется, он улучшает структуру почвы и является для ее микроорганизмов источником минерального питания. При использовании технологии существенно снижается отрицательное влияние углеводородного загрязнения на почву и далее по трофической цепи на растения, животных и человека.

Список литературы

1. Кирий О.А. Применение бактериального препарата Дестройл для очистки от мазута загрязненных почв и водоемов в майкопском районе// Научный журнал КубГАУ. – 2013. – Т. 85. – № 1. – С. 1–11.

2. Дегтярева И.А., Давлетшина А.Я. Применение консорциума аборигенных углеводородокисляющих микроорганизмов для ремедиации черноземной и серой лесной почв РТ // Вестник Казанского технологического университета. – 2015. – Т. 18. – № 5. – С. 275–279.

3. Писарчук А.Д., Терещенко Н.Н., Лушников С.В. Эффективность применения углеводородокисляющих бактерий Pseudomonas putida и сорбента на основе модифицированного вермикомпоста для детоксикации нефтезагрязненной почвы // Вестник Томского государственного университета. Биология. – 2011. – Т. 3. – № 15. – С. 180–182.

4. Глязнецова Ю.С. Вопросы экологического мониторинга и реабилитации нефтезагрязненных почв арктической зоны Якутии // Арктика и Север. – 2012. – № 5 (январь). – С. 1–12.

5. Яппаров А.Х., Дегтярева И.А., Хидиятуллина А.Я. Использование эффективных аборигенных углеводородокисляющих микроорганизмов при биологической рекультивации нефтезагрязненных территорий РТ// Ученые записки КГАВМ им. Н.Э. Баумана. – 2009. – Т. 199. – С. 218–222.

6. Дегтярева И.А., Хидиятуллина А.Я. Оценка влияния природных ассоциаций углеводородокисляющих микроорганизмов на состояние нефтезагрязненной почвы // Ученые записки Казанского университета. – 2011. – Т. 153. – № 3. – С. 137–143.

7. Ежов Г.И. Руководство для практических занятий по сельскохозяйственной микробиологии. – М.: Высшая школа, 1981. – 271 с.

8. Maron D.M. Revised for the Salmonella mutagenicity test // Mut. Res. – 1983. – № 113. – Р. 172–215.

9. Изготовление наноразмерного бентонита, изучение его структуры, токсических свойств и определение безопасных доз применения / А.М. Ежкова, А.Х. Яппаров, В.О. Ежков [и др.] // Российские нанотехнологии. – 2015. – Т. 10. – № 1–2. – С. 96–101.

10. Сравнительная оценка сорбционных свойств бентопорошка и наноразмерного бентонита in vivo / Т.Ю. Мотина, А.Х. Яппаров, А.М. Ежкова [и др.] // Ученые записки КГАВМ им. Н.Э. Баумана. – 2015. – Т. 223. – С. 121–124.

11. Получение наноразмерного бентонита и изучение его влияния на мутагенез у бактерий Salmonella typhimurium / И.А. Дегтярева, А.М. Ежкова, А.Х. Яппаров [и др.] // Российские нанотехнологии. – 2016. – Т. 11. – № 9–10. – С. 116–122.

12. Хидиятуллина А.Я. Биорекультивация нефтезагрязненных почв с использованием активных аборигенных микроорганизмов-деструкторов и эколого-токсикологическая оценка процесса ремедиации: автореферат дис. ... канд. с.-х. наук. – Казань, 2013. – 22 с.

Изучено влияние цеолита в составе торфоминеральной композиции на деструкцию нефтяных загрязнений в почве в лабораторных и микрополевых условиях. Показано, что с течением времени во всех рассматриваемых вариантах опыта с различной интенсивностью протекают процессы деструкции нефтяных компонентов и углеводородов. Внесение в нефтезагрязненную почву торфоминеральной композиции, содержащей цеолит, обеспечивает более высокую эффективность. Степень деструкции в микрополевом опыте за 90 сут при внесении композиции, содержащей цеолит, составила 55,0 %, без цеолита - 29,6 %, в лабораторном опыте за 4 мес – соответственно 33,0 и23,0%. Под влиянием торфоминеральных композиций изменился групповой состав нефтяных образцов, особенно заметно в варианте с использованием торфоминеральной композиции с цеолитом. При использовании торфоминеральной композиции с цеолитом отмечено самое значительное снижение относительного содержания масел, в состав которых входят n- и изоалканы и легкие ароматические углеводороды. В остаточном нефтяном образце этого варианта отмечено снижение содержания смол и асфальтенов, что свидетельствует о процессе деструкции этих трудно поддающихся микробиологическому окислению углеводородов. О протекании процессов деструкции и переходе в подвижное состояние нефтяных компонентов свидетельствует также снижение содержания общего органического углерода и возрастание содержания углерода подвижных органических веществ, извлекаемых 0,1н раствором NaOH. Процесс окисления нефтяных компонентов подтверждают данные элементного анализа. В нефтяных образцах отмечено снижение доли углеводородных соединений и увеличение доли кислородсодержащих. Наиболее интенсивно процесс окисления к этому сроку прошел в нефтяном образце в варианте с использованием торфоминеральной композиции с цеолитом. В этом случае отмечено самое низкое по вариантам опыта атомное соотношение С/О, свидетельствующее о более интенсивном возрастании числа гидроксильных, фенольных, карбонильных, карбоксильных, хинонных и других кислородсодержащих группировок в составе нефти. Установлено также, что в остаточных нефтяных образцах, особенно в случае использования торфоминеральной композиции с цеолитом, увеличилось атомное отношении С/Н, что свидетельствует о снижении доли насыщенных углеводородов и некотором увеличении доли ароматических структур.

Список литературы

1. Atlas R., Bragg R. Assesing the long-term weathering of petroleum on shorelings: uses of conserved components for calibrating loss and bioremediation potential. //In: Arctic and marine Oil Spill Program Technical Seminar. – 2007. – V. 30. – P. 263–290.

 2. Мелиоранты на основе торфа для очистки почвы от нефтяных загрязнений/ Т.П. Алексеева, Т.И. Бурмистрова, Л.Д. Стахина, Н.Н. Терещенко //Вестник Томского государственного университета. Биология. – 2010. – № 1–9. – С. 5–12.

3. Исмаилов Н.М. Микробиология и ферментативная активность нефтезагрязненных почв. Восстановление нефтезагрязненных почвенных экосистем. – М.: Наука,1988. – 254 c.

4. Челищев Н.Ф., Беренштейн Б.Г., Володин В.Ф. Цеолиты – новый тип минерального сырья. – М.: Недра, 1987. – 175 с.

5. Соколова В.И., Колбин М.А. Жидкостная хроматография нефтепродуктов. – М.: Химия, 1984. – 140 c.

6. Современные методы исследования нефтей / Под ред. А.И. Богомолова, М.Б. Темянко, Л.И. Хотыневой – Л.: Недра, 1984. – 430 с.

7. Климова В.А. Основные микрометоды анализа органических соединений.- М.: Химия, 1975. – 221 с.

8. Агрохимические методы исследования почв/ под ред. А.В. Соколова. – М.: Наука, 1976. – 656 с.

Рассмотрены данные полевых и экспериментальных исследований почв нефтезагрязненных экосистем в условиях средней тайги Западной Сибири. Объектами исследования являлись фоновые (незагрязненные) и нефтезагрязненные в результате разлива сырой нефти почвы на территории Вахского месторождения Ханты-Мансийского автономного округа – Югры. Изучены закономерности поведения органических поллютантов в почвах, подверженных техногенному углеводородному загрязнению в пределах средней тайги Западной Сибири. Выявлено влияние нефтяного загрязнения на основные параметры почв.

Установлены содержание и особенности миграции поллютантов в почвенном профиле. Оценено влияние нефтяного загрязнения на морфологическое строение и химическое состояние почв в пределах ореола загрязнения. Результаты являются основой для прогноза последствий загрязнения природной среды, разработки и принятия необходимых решений по ее защите при аварийных выбросах, проведении рекультивации и экологического мониторинга почв.

Распределение нефтепродуктов на момент загрязнения во всем объеме почвенного пространства характеризуется значительной изменчивостью их концентрации в различных зонах загрязнения (эпицентр – граница (импактная зона) – буферная зона), что обусловлено исходными генетическими свойствами почв, строением почвенного профиля, определяющим характерную систему почвенно-геохимических барьеров. Это существенно усложняет структуру ореолов загрязнения.

В процессе загрязнения существенно изменяется структурная организация основных компонентов химического состояния почв. Нефть, попадая в почву с определенными кислотно-основными условиями, нарушает равновесие естественных процессов, вызывая характерные изменения морфологии почвенного профиля. Это приводит к изменению системы основных химических и физико-химических параметров подзолистых почв. В условиях средней тайги Западной Сибири пусковыми механизмами техногенного галогенеза почв, возникающего при аварийных разливах нефти, являются высокоминерализованные потоки, в составе которых значительную роль играют водорастворимые хлориды, в меньшей степени – сульфаты. Фракционирование многокомпонентных смесей загрязнителя при радиальном и латеральном их перемещении приводит к оседанию основной массы тяжелых и вязких битуминозных веществ в эпицентре ореола загрязнения. Это способствует максимальному накоплению тяжелых металлов, в том числе особенно токсичных – ванадия и никеля, в верхних горизонтах почв при постепенном уменьшении их содержания к краевым зонам.

Список литературы

1. Геннадиев А.Н. Нефть и окружающая среда // Вестник Московского  университета. Серия 5. География. – 2010. – № 6. – С. 30–39.

2. Геннадиев А.Н., Пиковский Ю.И. Карты устойчивости почв к загрязнению нефтепродуктами и полициклическими ароматическими углеводородами: метод и опыт составления // Почвоведение. – 2007. – № 1. – С. 80–92.

3. Добровольский Г.В. Урусевская И.С. География почв. 2-е изд., переработан. и доп. М.: Изд-во МГУ, КолосС, 2004. – 460 с.

4. Классификация и диагностика почв России/Л.Л. Шишов, В.Д. Тонконогов, И.И. Лебедева, М.И. Герасимова. – Смоленск: Ойкумена, 2004. – 342 с.

5. Середина В.П., Непотребный А.И., Огнев С.А. Особенности миграции нефтепродуктов в подзолистой почве средней тайги Западной Сибири // Современные проблемы гуманитарных и естественных наук. Материалы XXI международной научно-практической конференции. – М.: Научно-информационный издательский центр «Институт стратегических исследований», 2014. – С. 85–89.

6. Нефтезагрязненные почвы: свойства и рекультивация/В.П. Середина, Т.А. Андреева, Т.П. Алексеева [и др.]. – Томск: Изд-во ТПУ, 2006. – 270 c.

7. Середина В.П., Непотребный А.И., Садыков М.Е. Характер изменения свойств почв нефтезагрязненных экосистем в условиях гумидного почвообразования //Вестник КрасГАУ. – 2010. – № 10. – С. 49–54.