Автор: Вадецкий Ю.В.
Теги: месторождения углеродистых пород и углеводородов горные работы при разработке месторождений полезных ископаемых разработка месторождений отдельных видов полезных ископаемых нефть энциклопедия ученые терминология нефтегазовое производство выдающиеся производственники
ISBN: 5-88595-095-7
Год: 2003
Текст
НЕФТЕГАЗОВАЯ
ЭНЦИКЛОПЕДИЯ
в 3-х томах
Том 2
К —п
МОСКВА
Московское отделение «НЕФТЬ И ГАЗ»
Международной Академии информатизации
(МАИ)
2003
УДК 553.98:622.276/.03
ББК 33.361
Н 58
Н 58 Нефтегазовая энциклопедия. Издание в 3 т. - М.: Московское
отд. «Нефть и газ» МАИ, ОАО «ВНИИОЭНГ». 2003. - Том 2 (К - П).
380 с.
В настоящем издании даны определения терминов, понятий и назва-
ний в области нефтегазового производства, которыми пользуются различ-
ные специалисты в своей производственной и научной деятельности, а
также приведены сведения о наиболее выдающихся производственниках и
ученых, внесших существенный вклад в становление и развитие нефтега-
зового производства. Во 2-ом томе - от К до П.
ISBN 5-88595-095-7
250301400 111
Н ---------------безобъявл.
2003
© Московское отделение «НЕФТЬ И ГАЗ»
МАИ, 2003
© ОАО «ВНИИОЭНГ». 2003
Под общей редакцией
академика Международной академии информатизации (МАИ)
профессора Ю.В. ВАДЕЦКОГО
Составители:
Ю.В. Вадецкий (научный руководитель), В.А..Волкова,
Е.В. Ерусланова, В.А. Ершова, Э.П. Тверитнвв^
Л
Выражаем глубокую благодарность: за взаимопонимание
руководству ОАО «ВНИИОЭНГ»;
за помощь в подборе материалов
зав. лабораторией этого института И.А. Серенко;
за финансовую поддержку
ОАО «РИТЭК»,
фирме «ВЭЛЛ Процессинг Корпорейшн»,
НЛП «Нефтегазтехннка»,
ПФ «ВНИИБТ».
Очень надеемся на дальнейшее сотрудничество
в подготовке и издании последующего тома
«Нефтегазовой энциклопедии»
4
Нефтегазовая энциклопедия
ОТ СОСТАВИТЕЛЕЙ
Уважаемые читатели!
Перед Вами второй том «Нефтегазовой энциклопедии» (К - П). После
выхода в свет первого тома в редакцию стали поступать письма и много-
численные телефонные звонки. Отбрасывая нюансы, главное, о чем говори-
лось - это, во-первых, о важности и своевременности выпуска «Нефтегазо-
вой энциклопедии» и, во-вторых, было обращено внимание на упущения, при
составлении текста энциклопедии. Так, отсутствуют даты рождения
(смерти) деятелей нефтегазового производства и науки, помещенных в эн-
циклопедии. Это серьезное упущение. Во втором и последующем, третьем,
томе оно устранено. К третьему тому будет дано приложение с датами
рождения (смерти) всех выдающихся деятелей нефтегазового производст-
ва, вошедших в первый том. В этом же приложении будут даны краткие
биографические сведения по наиболее выдающимся деятелям нефтегазового
производства, не попавшим по каким-либо причинам в вышедшие тома (пер-
вый, второй) «Нефтегазовой энциклопедии».
Имеют место и досадные ошибки. Так, в первом томе на стр. 49 зна-
чится Базырев Юрий Семенович вместо Бозырев. Редакция «Нефтегазовой
энциклопедии» приносит свои извинения Юрию Семеновичу Бозыреву. Про-
сим читателей, пользующихся энциклопедией, иметь это в виду.
Все пожелания и замечания будут учтены при подготовке второго из-
дания энциклопедии. Нужно прямо признать, что, несмотря на все наши
усилия, первое издание «Нефтегазовой энциклопедии» получилось более чем
скромным. Оно не красочно, отсутствуют карты, схемы, чертежи и фото-
графии. Все это произошло из-за отсутствия необходимых средств. В на-
стоящее время нефтегазовая промышленность является становым хребтом
экономики Российской Федерации, и нефтегазовая энциклопедия, безуслов-
но, заслуживает издания, достойного ее положения и статуса. Хочется
надеяться на взаимопонимание и поддержку нефтяных компаний, всех орга-
низаций и предприятий, больших и малых, чья деятельность связана с неф-
тегазовым производством, в подготовке и выходе в свет 2-го издания
«Нефтегазовой энциклопедии».
С замечаниями и пожеланиями обращаться по адресу:
117420, Москва, ул. Наметкина, 14, корп. Б. ОАО «ВНИИОЭНГ».
Профессору Ю.В. Вадецкому.
Тел. 331-98-33, тел./факс 332-06-28.
Электронная почта: <vniioeng@mcn.ru>
Том 2 (К)
5
К
Кавернограмма - кривая изменения диаметра ствола скважины с
глубиной. К. получается в результате измерений при помощи
спускаемого в скважину глубинного прибора - каверномера. К.
применяется для оценки состояния скважины, уточнения геоло-
гического характера пласта и определения диаметра скважины
для целей интерпретации результатов геофизических исследо-
ваний в скважинах.
Каверномер - глубинный прибор для измерения диаметра сква-
жины. Измерения производятся с помощью каротажной стан-
ции. В результате получают кривую изменения диаметра сква-
жины с глубиной - кавернограмму.
Кавернометрия - измерения, в результате которых получают
кривую изменения диаметра скважины с глубиной - каверно-
грамму. Фактический диаметр скважины (диаметр круга, экви-
валентного по площади сечению сквжаины плоскостью, пер-
пендикулярной ее оси) отличается от диаметра долота (корон-
ки), которым она бурилась. Кавернограммы используются в
комплексе с данными др. геофизических методов для уточне-
ния геологического разреза скважины и, в частности, для обна-
ружения пластов-коллекторов. Кроме того, кавернограммы да-
ют возможность контролировать состояние ствола скважины
при бурении; выявлять интервалы, благоприятные для установ-
ки герметизирующих устройств; определять количество цемен-
та, необходимого для герметизации затрубного пространства
при обсадке скважины колонной труб.
Каверочкнн Михаил Павлович (1904-1957) - новатор нефтегазо-
вого производства. Герой Социалистического труда. Трудовую
деятельность начал в 1923. Буровой мастер треста «Азизбеков-
нефть» (1936-1939); буровой мастер треста «Орджоникидзе-
нефть» (1939-1941); буровой мастер треста «Азнефтеразведка»
6
Нефтегазовая энциклопедия
(1941-1942); буровой мастер треста морского разведочного бу-
рения «Гюргян-море» (1945-1955); буровой мастер конторы
бурения «Нефтяные камни» нефтепромыслового управления
«Гюргяннефть» (1955-1957). Погиб вместе с бригадой во время
шторма на Каспийском море. Награжден орденом СССР, лауре-
ат Государственной премии СССР, его именем названа улица г.
Баку.
Кадастр водный - подробный перечень всех имеющихся данных
(географических, гидрологических и гидрометрических) о ка-
ком-либо водном бассейне, напр. о реке со всеми ее притоками.
Кадисов Михаил Борисович (1911) - крупный организатор нефте-
газового производства. Окончил Ленинградский государствен-
ный университет (1936). Трудовую деятельность начал в 1935.
Главный инженер, директор конторы «Электроразведка» треста
«Эмбанефть» (1940-1946); управляющий Казахстанским отде-
лением Государственного союзного геофизического треста
(1946-1947); управляющий трестом «Татнефтегеофизика»
(1953-1966); зам. начальника Главнефтегеофизики Миннефте-
прома (1966-1980). Награжден орденами и медалями СССР,
Почетны нефтяник, лауреат премии им. акад. И.М. Губкина.
Кажущаяся скорость - скорость перемещения следа волновой
поверхности вдоль сейсмического профиля. Для отраженных и
преломленных вол К.с. теоретически может меняться от значе-
ния, равного скорости в покрывающей среде до бесконечности,
переходя далее к отрицательным значениям (в направлении вос-
становления границы раздела). Предел К.с. в области отрицатель-
ных значений определяется условиями залегания границ раздела.
Математически (геометрически) К.с. определяется как наклон ка-
„ „ . (dx^
сательнои в данной точке линейного годографа I — I или как на-
клон касательной плоскости в случае поверхностного годографа.
Кажущееся удельное сопротивление (КС) - результат измерений
при помощи установки (зонда), рассчитанной на определение
удельного сопротивления пород в однородной среде. К.у.с.
данной неоднородной среды при заданных размерах установки
Том 2 (К)
7
и его положении представляет удельное сопротивление некото-
рой фиктивной однородной и изотропной среды, в которой при
измерении при помощи этой установки получается тот же ре-
зультат, что и в случае неоднородной среды. При измерении в
скважине К.у.с. является сложной функцией удельного сопро-
тивления и мощностей пластов вблизи точки измерений, диа-
метра скважины, удельного сопротивления заполняющего ее
глинистого раствора и т.д. и зависит от типа и размера зонда,
которым производились измерения. К.у.с. зависит от истинного
удельного сопротивления пород вблизи измерительной уста-
новки, влияния скважины (при каротаже) и от взаимного распо-
ложения электродов. В случае однородной и изотропной среды
К.у.с. совпадает с ее истинным удельным сопротивлением. По
К.у.с., измеренному с помощью специально подобранных зон-
дов, можно определить удельное сопротивление пласта.
Казанковское нефтяное месторождение - расп. в В. части Баш-
кортостана, южнее г. Стерлитамак, в пределах Предуральского
краевого прогиба. Связано с погребенным рифогенным масси-
вом, сложенным известняками сакмаро-артинского возраста (н.
пермь) и перекрытым отложениями кунгурского яруса и уфим-
ской свиты. Массив больших размеров, в виде вытянутого по-
гребенного гребня. По геологическому строению К.н.м. имеет
сходство с соседним Введеновским м-нием. Залежь нефти за-
нимает верхнюю половину массива; является высокопроизво-
дительной. К.н.м. открыто в 1954.
Казанский ярус (p2kz) - нижний из двух ярусов верхнего отдела
пермской системы. К.я. подразделяется на два подъяруса: ниж-
ний - спириферовый, или брахиоподовый, и верхний - конхи-
феровый, или пелециподовый. В тех районах, где К.я. пред-
ставлен осадками эпиконтинентального (внутреннего) моря, он
обычно называется цехштейном. Названия К.я. и его подъяру-
сов введены А.В. Нечаевым в 1915. Подстилается К.я. уфим-
ской свитой, которая (по решению Пермской конференции
1950) считается основанием верхней перми.
Казахстан. Республика Казахстан - расположена на Ю.-З. Ази-
атской части России. Граничит на С. с РФ, на Ю. с Туркмени-
8
Нефтегазовая энциклопедия
станом, Узбекистаном и Киргизстаном. Площадь 2717,3 тыс.
км. Население 17 млн чел. (1998). В К. сосредоточены значит,
запасы минерального сырья: горючих п.и., руд черных и цвет-
ных металлов, нерудного и горнохим. сырья, строит, материа-
лов. В недрах К. добываются руды, из к-рых извлекаются св. 60
хим. элементов. Важными особенностями п.и. К. являются
комплексный состав руд, их высокое качество, экономич. эф-
фективность освоения и использования. Нефтяные, газовые и
газоконденсатные м-ния распространены гл. обр. в Зап. К.
(Уральская, Актюбинская, Гурьевская, Мангышлакская обл.).
Терр. Зап. К. включает Прикаспийскую нефтегазоностную про-
винцию, а также Северо-Устюртско-Бузачинский нефтегазонос-
ный р-н и Южно-Мангышлакскую нефтегазоносную область. Се-
веро-Устюртско-Бузачинский нефтегазоносный р-н в тектонич.
отношении охватывает одноименную систему прогибов и подня-
тий и входит в состав Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтега-
зоносной провинции. Зоны нефтегазонакопления и выявляения
м-ния связаны с крупными поднятиями, а также с нейтральны-
ми структурами (моноклиналями). Наиболее крупная зона неф-
тегазонакопления - Бузачинское поднятие. Установлена нефте-
газоносность отложений палеогена, мела, юры и триаса (чере-
дование песчаников и глин). Преобладающий тип ловушек -
пластовые, сводовые, слабонарушенные и ненарушенные; тип
структур - антиклинали и брахиантиклинали. Нефти высоко-
вязкие, парафинистые и беспарафинистые, сернистые и бессер-
нистые с большими колебаниями выхода топливных фракций.
Газ метановый с содержанием метана до 97%, бессернистый.
Кайнозойская эра (кайнозой) - эра существования Земли, на-
чавшаяся после мезозоя и продолжающаяся до настоящего вре-
мени. К.э. характеризуется сплошным развитием по всему зем-
ному шару двудольных покрытосеменных растений. Отложения
К.э. содержат крупнейшие в мире м-ния нефти и газа. Общая
добыча нефти из отложений третичной системы составляет бо-
лее половины всей добытой нефти на Земле из всех других от-
ложений, вместе взятых.
Каламкаров Вартан Александрович (1906—1992) - крупный орга-
низатор нефтегазового производства. Окончил Азербайджан-
Том 2 (К)
9
ский политехнический ин-т (1931). Трудовую деятельность на-
чал в 1931. Главный инженер «Востокнефтедобычи», начальник
«Куйбышевнефтекомбината» (1938-1944); начальник отдела,
зам. Наркома Наркомнефтепрома СССР, Первый зам. министра
Миннефтепрома СССР, зам. Председателя Госплана СССР,
ВСНХ, Госснаба СССР (1994-1974). Награжден орденами и ме-
далями СССР, лауреат Государственной премии СССР лауреат
Ленинской премии.
Калибровый каротаж - определение фактического диаметра
скважины с помощью прибора, наз. каверномером.
Калибромер - прибор для определения поперечного сечения
скважины по двум диаметрам. С помощью К. определяют также
объем затрубного пространства, подлежащего заполнению це-
ментом при тампонаже скважины; выявляют эффект обработки
пласта соляной кислотой, а также правильность выбора места
установки пакера и установки гравийного фильтра.
Калий - хим. элемент (К), имеющий атомный вес 39,096, поряд-
ковый номер 19 в Периодической системе элементов Д.И. Мен-
делеева. К - серебристо-белый металл, очень мягкий, режущий-
ся ножом; плотность 0,86 (при 20°); т-ра плавления 62,3°; т-ра
кипения 760°. К.- сильный восстановитель, обладает весьма
большой химической активностью, на воздухе быстро окисля-
ется; с водой бурно взаимодействует, причем выделяется водо-
род, который загорается. В природе К. в свободном состоянии
не встречается вследствие большой химической активности. Он
входит в состав породообразующих минералов, главнейшими
из которых являются полевые шпаты и слюда.
Калийные соли - калиевые соли, осадочные хемогенные горные по-
роды, образованные легко растворимыми в воде калиевыми и ка-
лиево-магниевыми минералами. Важнейшие минералы - сильвин
(КС1; 52,44% К), карналлит (KClMgCI2-6H20; 35,8% К), каинит
(KMg [SO4] С1-ЗН2О; 14,07% К), полигалит (K2MgCa2[SO4]4 • 2Н2О;
12,97% К), лангбейнит (K2Mg2[SO4].3; 18,84% К); второстепенные -
леонит (K2Mg[SO4]2 4Н2О; 21,32% К), шенит (K2Mg[SO4]2 • 6Н2О;
19,41% К); сингенит (K2Ca[SO4]2 Н2О; 23, 81% К).
10
Нефтегазовая энциклопедия
Калинин Николай Александрович (1911) - крупный геолог-
организатор нефтегазового производства. Окончил Московский
нефтяной ин-т (1935). Д.г.-мин.н. Трудовую деятельность начал
в 1934. Главный геолог, зам. начальника объединения «Казах-
станнефть» (1942-1954); зам. начальника Геологического
управления Миннефтепрома СССР, начальник Управления неф-
ти и газа, член коллегии Мингео СССР (1954-1964); советник
ООН по разведке и разработке м-ний нефти и газа в Индии, руко-
водитель советских специалистов в ГДР (1964-1970); зам. дирек-
тора ВНИИзарубежгеология (1970-1992). Первооткрыватель ос-
новных м-ний на территории Казахстана (Кошкар, Корсак, Жеты-
бай, Узень). Имеет ордена и медали СССР, Почетный разведчик
недр, лауреат Ленинской премии.
Калинское нефтяное месторождение - расположено в В. части
Апшеронского п-ова, в 27 км к В. от г. Баку. В разрезе К.н.м.
установлено промышленное газонасыщение апшероно-
акчагыльских слоев и верхней, сураханской, свиты продуктив-
ной толщи. Газонефтяными горизонтами являются пласты В, С
и Д сураханской свиты, а также II, III, IVa, IVb, IVc, IVd, IVe, V
и VI гор. верхнего отдела. Промышленно нефтеносны Надкир-
макинские глинистая (НКГ) и песчаная (НКП) свиты, кирма-
кинская и подкирмакинская свиты. На К.п.м. в его Ю. части
была впервые установлена промышленная нефтеносность наи-
более древней калинской свиты (КаС) продуктивной толщи.
Основными нефтеносными являются пласты: Д, II, III, IVe, V,
VI, НКП и ПК. Нефти К.н.м. относительно легкие. Уд. вес
0,824-0,886; содержание серы не превышает 0,29% и парафина
- 1,93%. К.н.м. одно из крупных в Азербайджане. Вступило в
эксплуатацию в 1933.
Калифорнийские нефтегазоносные бассейны - расположены в
США в шт. Калифорния и на прилегающей акватории Тихого
ок. Объединяют группу из 8 басе.: Грейт-Валли, Лос-Анджелес,
Вентура-Санта-Барбара, Санта-Мария, Хаф-Мун-Салинас-
Кайама, Сонома-Оринда-Ливермор, Северо-Калифорнийский и
Прикалифорнийский. Общая пл. 235 тыс. км2, в т.ч. на аквато-
рии 80 тыс. км2. Нач. пром, запасы 3,4 млрд т нефти, 1000 млрд
м3 газа (1983). Первые нефт. м-ния открыты в 1861 (басе. Грейт-
Том 2 (К)
11
Валли). Всего открыто св. 350 нефт. и 130 газовых м-ний (по-
следние гл. обр. в Грейт-Валли). Наиболее крупные м-ния:
Уилмингтон (запасы 353 млн т), Хантингтон-Бич (170 млн т) и
Лонг-Бич (126 млн т) в басе. Лос-Анджелес; Мидуэй-Сансет
(289 млн т), Элк-Хилс (193 млн т) и Керн-Ривер (279 млн т) в
басе. Грейт-Валли; Вентура (134 млн т) в басе. Вентура-Санта-
Барбара. Нефтегазоносность связана с песчано-глинистыми от-
ложениями мелового и кайнозойского возраста. Осн. залежи
нефти приурочены к миоценовым и плиоценовым песчаникам.
Добыча свободного газа производится в осн. из меловых песча-
ников в басе. Грейт-Валли. В остальных бассейнах добывается
попутный газ. Залежи гл. обр. пластовые сводовые и тектониче-
ски экранированные. М-ния многопластовые, с большим эта-
жом нефтегазоносности, глубины залегания продуктивных го-
ризонтов от 200 до 4500 м. Нефти в верхней части разреза тя-
желые (до 980 кг/м3), сернистые (до 2%). Вниз по разрезу их
сернистость и плотность снижаются до 0,25% и 820 кг/м3. Со-
став нефтей характеризуется небольшим выходом низкокипя-
щих фракций, преобладают нафтеновые углеводороды. Содер-
жание метана в свободных газах до 98%.
Калицкий Казимир Петрович (1873-1941) - крупный геолог-
нефтяник, д. г.-мин. н., профессор. Окончил Петербургский
горный ин-т (1899). В 1901-1929 работал в Геологическом ко-
митете, затем (1941) - в Нефтяном научно-исследовательском
ин-те (сейчас ВНИГРИ). Составленные Калицким геологиче-
ские карты и описания нефтяных м-ний, отличавшиеся высокой
точностью, не утратили своего значения до сих пор. Его прак-
тические рекомендации привели к открытию новых м-ний неф-
ти в Дагестане, Туркмении и Фергане. Участник ряда Прави-
тельственных комиссий и совещаний по нефтяным вопросам,
он консультировал многие нефтепромысловые организации.
Калицкий создал первый учебник по геологии нефти на рус-
ском языке. Он выступал против неорганической теории проис-
хождения нефти, что способствовало развитию господствую-
щей сейчас теории образования нефти из органического веще-
ства. К.П. Калицкий широко известен как автор оригинальных
теоретических работ, обобщенных им в труде «Научные основы
поисков нефти», изданным посмертно (1944). Он выдвинул ги-
12
Нефтегазовая энциклопедия
потезу происхождения нефти из морской травы. Калицкий раз-
вивал неправильные идеи о залегании нефти независимо от тек-
тоники и об образовании ее на месте нахождения растительных
остатков, отрицая вертикальную миграцию нефти.
Калмыков Владимир Викторович (1915) - организатор нефтега-
зового производства. Окончил Грозненский нефтяной ин-т
(1957). Трудовую деятельность начал с 1957; главный геолог -
зам. начальника Бузулукского УБР объединения «Оренбург-
нефть» (1964-1975); начальник геологического отдела, зам. ге-
нерального директора объединения (АО) «Оренбургнефть»
(с 1975). Награжден орденом и медалями СССР, Заслуженный
работник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.
Калмыков Николай Николаевич (1904-1969)- крупный организа-
тор и ученый в области бурения нефтяных и газовых скважин.
Окончил Донской политехнический ин-т (1929). Трудовую дея-
тельность начал в объединении «Азнефть» (1930-1940); стар-
ший инженер, зам. начальника сектора, зам. начальника отдела
Наркомнефти (1940-1946), Миннефтепрома СССР (1950-1957),
Госплана РСФСР (1957-1962); главный специалист, начальник
управления Госкомнефтедобычи, зам. начальника Главного
технического управления Миннефтепрома СССР (1965-1969).
В 1943-1950 находился на работе в США, Румынии. Награжден
орденами и медалями СССР.
Калориметр - прибор для измерения тепловых эффектов, в част-
ности для определения теплотворной способности горючего.
Калометрическая бомба - основная часть калориметра для опре-
деления теплоты сгорания жидкого или твердого топлива -
герметичный толстостенный стальной цилиндр, в котором сжи-
гают исследуемое топливо.
Калория - единица количества теплоты. Различают малые К.
(грамм-калории) и большие К. (килограмм-калории). Одной ма-
лой К. обозначают количество теплоты, потребное для нагрева-
ния 1 г воды на 1 градус (с 14,5 до 15,4 °C). Одна большая К.
равна 1000 малых К. Калория, применяющаяся в термохимии,
равна 4, 1840 Дж.
Том 2 (К)
13
Калужская свита (Ф3) - выделена Н.Б. Вассоевичем в 1926 в Ха-
дыженском р-не Краснодарского края среди фораминиферовых
слоев. По возрасту отвечает нижнему эоцену. Литологически
представлена зелеными мергелями, серыми и зеленовато-серыми
с прослоями песков и песчаников общей мощностью от 40 до
110 м. К отложениям этой свиты приурочен VIII промышленно-
нефтеносный горизонт Ахтырско-Бугундырского р-на.
Калужское нефтяное месторождение - расположено в зоне пред-
горного северного склона Кавказского хреба, Ю.-В. Карснода-
ра. Калужское поднятие представляет собой глубоко погружен-
ную антиклинальную складку с пологим южным крылом и бо-
лее крутым - северным. Сложена она породами палеогенового
возраста и перекрыта серией пород миоплиоценового возраста,
залегающих моноклинально. Промышленная нефтеносность и
газоносность приурочены к I и II горизонтам среднего отдела
майкопской свиты. Коллекторами являются алевролиты, алев-
риты и частично пески и песчаники, выклинивающиеся к югу.
Нефть легкая.
Кальций - хим. элемент (Са), имеющий атомный вес 40,08, по-
рядковый номер 20 в Периодической системе Д.И. Менделеева;
принадлежит к щелочноземельным металлам. К.- серебристо-
белый металл, плотность 1,55; т-ра плавления 851 °C. Отличает-
ся большой химической активностью. При обычных условиях
легко окисляется влажным воздухом и превращается в гидро-
окись Са(ОН)2. При нагревании на воздухе или в кислороде
сгорает, образуя негашеную известь СаО. К. весьма широко
распространен в осадочных толщах земной коры в виде карбо-
натных пород - известняков, мела, мрамора, доломита, а также
в виде гипса, ангидрита, фосфорита и др. Соединения К. содер-
жатся в природных водах, обусловливая их жесткость. Содер-
жание К. в земной коре достигает 3,6% (по А.П. Виноградову).
Кальцит (известковый шпат) - минерал хим. состава СаСО3 (уг-
лекислый кальлций), обычно с очень небольшой примесью кар-
бонатов Mg, Fe, Мп, реже Zn, Pb, Sr, Ва. Химически чистый К.
состоит из 50% СаО и 44% СО2. Разновидности: 1) обыкновен-
ный К.; 2) исландский шпат; 3) волокнистый К.; 4) зернистый К.;
14
Нефтегазовая энциклопедия
5) оолитовый К.; 6) К. скелетных остатков организмов;
7) натечный К. и известковый тур; 8) антраконит (черный К.,
окрашенный битуминозным веществом).
Калюжный Виктор Иванович (1947) - крупный организатор неф-
тегазового производства. Окончил Уфимский нефтяной ин-т
(1970). Трудовую деятельность начал в НПУ «Томскнефть»
(1970). Затем зам. начальника, главный инженер нефтегазодо-
бывающего управления «Васюганнефть» (1977-1980); главный
инженер, начальник нефтегазодобывающего управления «При-
обьнефть» объединения «Нижневартовскнефтегаз» (1986—
1990); командировка во Вьетнам (1990-1993); коммерческий
директор - первый зам. генерального директора по коммерции
акционерного общества «Томскнефть» Восточной нефтяной ком-
пании (1993-1997); первый вице-президент акционерного об-
щества «Восточная нефтяная компания» - управляющий по
коммерции и внешнеэкономическим делам акционерного обще-
ства «Томскнефть» Восточной нефтяной компании (1997). Ми-
нистр энергетики РФ. Зам. министра иностранных дел РФ (на-
стоящее время). Имеет орден и медали СССР.
Камбейский нефтегазовый бассейн -расположен в Ю.-З. части
Индостанского п-ова в Камбейском зал., Индия. Пл. 190 тыс.
км2, из них 130 тыс. км2 - на шельфе. Нач. пром, запасы нефти
ок. 500 млн т, в т.ч. на шельфе 390 млн т, газа ок. 400 млрд м3, в
т.ч. на шельфе 360 млрд м3 (1983). Геофиз. работы проводятся
на суше с 50-х гг., на шельфе - с 60-х гг. Первые открытые м-
ния на суше - Камбей (1958), Анклешвар (1960), в разработке -
с 1963. На шельфе первое газонефтяное м-ние Бомбей-Хай от-
крыто в 1974, в работке - с 1976. Ср. глубина скважин на суше
1,8 км, на шельфе 3,4 км. На м-нии Бомбей-Хай построены мор.
стационарные эксплуатац. платформы, установки для сбора, се-
парации, налива и транспорта нефти. Нефти легкие и средние,
несернистые или с малым содержанием серы, парафинистые.
Газы жирные.
Каменная (обыкновенная) соль (галит) - 1) минерал состава
NaCl, кубической сингонии. Тв. 2, плотнсоть 2,1 - 2,2. Легко
растворим в воде. На вкус соленый, гигроскопичен. Обычно на-
Том 2 (К)
15
ходится в кубических кристаллах. 2) К.с - осадочная химиче-
ская горная порода (галитит) или современный химический
осадок, представляющий пластообразные скопления, связанные с
редко осолоненными лагунами или соляными озерами морского
происхождения. Для выпадения К.с. из морской воды объем ее
должен быть сокращен путем выпаривания в 10-11 раз.
Каменноугольная система (период), карбон - пятая снизу сис-
тема палеозойской эры, соответствующая пятому периоду па-
леозойской эры геол, истории Земли. Начало К.п. по радиоло-
гии. данным определяется в 350 млн лет тому назад; продолжи-
тельность 65-70 млн лет. Подстилается девонской и покрывает-
ся пермской системами. Названа по широкому распростране-
нию залежей ископаемых углей. Выделена в 1922 У. Кониби-
ром и У. Филлипсом в Великобритании.
Каменные угли - важнейшая классификационная группа гумусо-
вых углей. В отношении степени углефинации К.у. занимают
область, граничащую с бурыми углями и заканчивающуюся ан-
трацитами. К.у. черные, плотные; блестящие, полуматовые или
матовые; дают черную или буровато-черную черту, не окраши-
вают водной щелочи или кипящей разбавленной азотной кисло-
ты. В метаморфическом ряду К.у. наблюдается возрастание со-
держания углерода от 75 до 97%, уменьшение содержания во-
дорода от 5,5 до 1,5% и уменьшение выхода летучих веществ от
45 до 2%. Одновременно изменяются и др. их свойства и струк-
тура. К.у. различных бассейнов значительно варьируют по со-
ставу и свойствам.
Камеральная обработка (камеральные работы) - техническая и
всесторонняя научная обработка всех материалов, собранных в
процессе полевых работ - геологических, геофизических, топо-
графических и пр.
Кампучия. Народная Республика Кампучия - гос-во в Ю.-В.
Азии, в Ю. части п-ова Индокитай. Пл. 181 тыс. км2. Нас. 7 млн
чел. (1983). В структуре ВНП 80% приходится на долю с. х-ва,
роль пром-сти в экономике незначительна. На терр. К. выявле-
ны м-ния и проявления кам. угля, руд железа, марганца, молиб-
дена, хрома, меди, свинца, цинка, олова, бокситов, золота, фос-
16
Нефтегазовая энциклопедия
форитов, драгоценных и поделочных камней, нерудных строит,
материалов и др.
Камуфлет - 1) разрыв арт. снаряда, мины, авиационной бомбы
под землей без образования воронки. 2) подземный взрыв, уст-
раиваемый для разрушения подземных сооружений.
Канава - узкая (шириной до 1 м) длинная неглубокая (до 3 м)
горная выработка. На нефтепоисковых работах проводится для
вскрытия пластов дислоцированных коренных пород, с целью
составления сплошного разреза.
Канавокопатель (каналокопатель) - прицепная или самоходная
машина для прокладки осушительных и оросительных каналов,
траншей и кюветов.
Канада - государство в Северной Америке. Занимает северную
часть материка Северной Америка и многочисленные примы-
кающие к ней острова: вдоль западных берегов - Ванкувер, Ко-
ролевы Шарлотты и др., на С - Канад. Арктический архипелаг,
у восточных берегов - Ньюфаундленд, Кейп-Бретон, Антикости
и Принс-Эдуард. Граничит с США на Ю. и С.-З. (штат Аляска),
на С. омывается водами Северного Ледовитого океана, на 3-
водами Тихого океана и на В.- Атлантического океана. Площадь
9976,1 тыс.км2. Население 27,9 млн чел. (2000). Столица - г. От-
тава. К. богата разнообразными полезными ископаемыми. В до-
кембрийских породах щита известны крупные м-ния руд урана,
железа, никеля, меди, цинка, свинца, золота и серебра различных
генетических типов. На внутренней плите и в мезозоидах рас-
пространены м-ния угля, нефти и природного газа палеозойского
и мезозойского возраста. Для Аппалачей наиболее характерны
медно-свинцово-цинковые м-ния и асбест, а также железо, угли и
каменная соль.
Канат - гибкое изделие из стальных, синтетических или раститель-
ных (пеньковых, хл.-бум.) волокон. В талевых системах буровых
установок используют стальные круглые шестипрядные канаты
тросовой конструкции, которые получаются в результате двой-
ной свивки проволок в пряди и прядей в канат. Пряди свивают в
канат вокруг органического или металлического сердечника.
Том 2 (К)
17
Канатное бурение - ударный способ бурения скважин, при кото-
ром буровой инструмент - плоское долото и тяжелая штанга -
спускались в скважину на гибком стальном канате. Тяжелая
ударная штанга при возвратно-поступательном движении обес-
печивала сильный удар долота по забою. Такое движение соз-
давалось благодаря непрерывному спокойному качанию
(вверх-вниз) балансира. Каждый новый удар плоского долота
по забою скважины производился под некоторым углом к пре-
дыдущему положению долота, благодаря чему вырабатывался
цилиндрический ствол скважины.
Каневское газовое месторождение - расположено в С.-З. части
Краснодарского края. Приурочено к крупной, пологой брахиан-
тиклинали платформенного типа, к одному из локальных под-
нятий в пределах молодой Предкавказской герцинской плат-
формы. Отложения миоплиоцена залегают почти горизонтально
на фоне слабого, моноклинального подъема в сев: направлении.
В складку собраны отложения палеоцена и мела. В нижнемело-
вых слоях обнаружена крупная залежь природного газа, давшая
при опробовании крупные фонтаны газа, сопровождавшиеся
большими притоками канденсата. В той же тектонической зоне,
в аналогичных условиях открыты залежи газа на соседних Ста-
ро-Минской и Ленинградской брахиантиклинальных поднятиях.
Каньон - глубокая узкая речная долина с очень крутыми, почти
отвесными бортами (склонами). Иногда склоны К. имеют фор-
му уступов. Считалось, что К. образуются там, где благодаря
сухому климату дождевые воды не успевают размыть склоны и
сделать их более пологими. Более вероятно считать, что К. об-
разуются в складчатой области, там, где орогеническое поло-
жительное движение происходит и в наше время.
Каолин - белая или светлых оттенков рыхлая тонкозернистая гли-
нистая порода, состоящая главным образом из частиц минерала
каолинита или галлуазита, а потому имеющая сходный с ними
состав. Первичные К. образовались в результате выветривания
(каолинизации) богатых полевым шпатом магматических, ме-
таморфических и частью осадочных пород. К. используется
главным образом в фарфорово-фаянсовой промышленности, а
также в резиновой, химической, лакокрасочной и др.
18
Нефтегазовая энциклопедия
Каолинит - минерал, хим. состава A14[Si4Oio] [ОН]» или А14Оу
2SiO2-2H2O. Является главной составной частью каолинов.
Кристаллизуется в моноклинной сингонии. Тв. 2-2,5; плотность
2,58-2,63. Цвет белый, серовато-белый, желтый, бурый. В оса-
дочных отложениях является во многих случаях характерным
компонентом легкой фракции.
Капелюшников Матвей Алкумович (1886-1959) - выдающийся
ученый-нефтяник. Окончил Томский технический ин-т (1941),
член-корр. АН СССР. Трудовую деятельность начал в г. Баку в
1914. Руководитель лаборатории анализа нефтяного пласта Ин-
ститута нефти АН СССР, преобразованного в 1958 в Институт
геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ) (1937-
1959). Изобрел забойный гидравлический двигатель - редуктор-
ный турбобур, разработал ряд аппаратов по механизации труда
бурильщика, механизированную установку свечей, автор и раз-
работчик важнейших технических предложений о повышении
нефтеотдачи пластов. Заслуженный деятельно науки и техники
РСФСР.
Капиллярная влага - влага, содержащаяся в порах, мельчайших
пустотах и трещинках горных пород, способная передвигаться во
всех направлениях благодаря силам сцепления (капиллярным).
Капиллярная пористость (пустоты) - см. Капиллярные каналы.
Капиллярное давление - разность давления, возникающая в ка-
пиллярном канале между обеими сторонами кривой контактной
поверхности (мениска), разделяющей две жидкости или жид-
кость и газ. Кривизна контактной поверхности обусловлена
различной степенью смачиваемости породы этими жидкостями.
Величина К.д. (Рк) зависит от межфазного натяжения (о) на по-
верхности контакта двух жидкостей и от степени кривизны
этой поверхности:
где г, и г2 — радиусы кривизны контактной поверхности в двух
взаимно перпендикулярных плоскостях. Для того, чтобы в по-
ровом канале, полностью насыщенном жидкостью, началось
Том 2 (К)
19
вытеснение последней, необходимо на его концах приложить
разность давления, наз. давлением вытеснения, которое равно
К.д. при 100% насыщенности породы жидкостью. В случае вы-
теснения из порового канала жидкости, частично насыщающей
и смачивающей породу, другой, не смачивающей породу жид-
костью, это избыточное давление наз. давлением сдвига.
Капиллярно-люминесцентный анализ - способ характеристики
качественного состава малых количеств нефти или битума.
Процессы капилляризации растворов нефтей и битумов в орга-
нических растворителях, протекающие в предах строго ограни-
ченной поверхности (полоска фильтровальной бумаги), отно-
сятся к категории топохимических реакций, отличающихся
очень высокой чувствительностью и позволяющих изучать раз-
мещение различных фаз исследуемого вещества. Процессы ка-
пилляризации определяются совместным действием следую-
щих факторов: диффузии, адсорбции, испарения, заряда фильт-
ровальной бумаги. Совместное действие этих факторов обу-
словливает образование на полоске фильтровальной бумаги
(капиллярной вытяжки) своеобразного сочетания цветов, осо-
бенно хорошо различимого в ультрафиолетовых лучах (люми-
несценция). Это сочетание цветов отражает характер исследуе-
мой нефти или битума.
Капиллярные каналы (трубки истечения) - соединенные между
собой пустоты и трещины в горных породах образуют поровые
каналы (трубки). Различают три группы поровых каналов -
сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные. По сверх-
капиллярным (обыкновенным) каналам движение жидкости
(воды, нефти и пр.) происходит свободно. По капиллярным ка-
налам движение жидкостей происходит при значительном про-
тиводействии особых капиллярных сил, причем поверхностное
натяжение жидкостей играет основную роль. Перемещение
жидкостей по капиллярным каналам возможно только при при-
ложении силы большей, чем противодействие капиллярных
сил. В субкапиллярных каналах жидкости настолько крепко
удерживаются силой притяжения стенками каналов (смачива-
ние, прилипание), что практически в природных условиях жид-
кости перемещаться не могут. Диаметр сверхкапиллярных по-
20 Нефтегазовая энциклопедия
ровых каналов - больше 0,508 мм, капиллярных - от 0,508 до
0,0002 мм и субкапиллярных - меньше 0,0002 мм. Размер про-
межутков между плоскостями наслоения для сверхкапиллярных
каналов - больше 0,254 мм, для капиллярных - от 0,254 до
0,0001 мм и субкапиллярных — меньше 0,0001 мм.
Капиллярные пустоты - см. Капиллярные каналы.
Капиллярные силы - молекулярно-поверхностные силы.
Капиллярные явления - особенности равновесия и движения
жидкостей, возникающие на границе раздела жидкость - газ
или жидкость - жидкость под влиянием поверхностного натя-
жения. К К.я. относится подъем в узких капиллярных трубках
жидкостей, смачивающих их стенки. Капиллярный подъем
уровня жидкости имеет место также в горных породах, обла-
дающих поровыми каналами достаточно малого диаметра.
Капиталоемкость - величина капитальных вложений, затрачи-
ваемых на единицу вводимой мощности или получаемого при-
роста продукции.
Капитальные вложения - средства, направляемые на создание
или модернизацию осн. фондов (зданий, сооружений, горн, вы-
работок, машин и оборудования) в процессе их воспроизводст-
ва. К.в. - составная часть затрат на капитальное стр-во, к-рые
включают также расходы на проектно-изыскательские работы и
развитие проектно-изыскательских орг-ций, строит, произ-во и
развитие мощностей строит.-монтажных орг-ций. К.в. обеспечи-
вают поддержание действующих мощностей, возмещение выбы-
вающих осн. фондов (простое воспроизводства) и их прирост
(расширенное воспроизводство).
Капитальный ремонт скважин - включает ремонтно-исправит.
работы, зарезку и бурение второго ствола скважин, ловильные,
ремонтно-изоляционные работы, а также возврат на вышеле-
жащие пласты (горизонты) и ликвидацию скважин. К ремонт-
но-исправительным работам относятся исправления смятий,
сломов, трещин и замена поврежденной части эксплуатац. ко-
Том 2 (К)
21
лонны, герметизация устья скважины, разбуривание цементных
пробок.
Каплевидный резервуар - спец, емкость для хранения легкоис-
паряющихся жидкостей (бензина, сжиженных газов и др.),
имеющая форму капли жидкости. В К.р. поддерживается по-
вышенное давление (до 70 кПа), обеспечивающее сокращение
потерь жидкости от испарения при «малых дыханиях» резер-
вуара. Различают цилиндрич. и круговые конструкции К.р.
Капсюль-детонатор - устройство, предназначенное для возбуж-
дения детонации зарядов ВВ, детонирующих шнуров, проме-
жуточных детонаторов и т.п. Входит в конструкцию пром,
электродетонатора.
Каптаж - сооружение вокруг источника с целью получения жид-
кости или газа в наибольшем количестве (уменьшение утечек) и
в наиболее чистом виде.
Карабулакское нефтяное месторождение - расположено в
3. части Чечено-Ингушетии на границе с Сев. Осетией. Про-
мышленные притоки нефти были получены из песчаных, спо-
радических прослоев хадумского горизонта майкопской свиты.
Однако основное значение имеет открытие высокопроизводи-
тельной залежи нефти в верхнемеловых известняках. В анало-
гичных условиях открыта залежь на соседнем к 3. Ачалукском
поднятии.
Карадагское газонефтяное месторождение - находится в Ю.-В.
части Апшеронского п-ова. В геологическом строении участ-
вуют четвертичные и третичные отложения. Большую площадь
занимают мощные покровы сопочной брекчии грязевых вулка-
нов (Пильпиля, Торпаглы - Ахтарма и др.), расположенных на
своде поднятия. Третичные отложения представлены слоями
апшеронского, акчагыльского ярусов и продуктивной толщи.
• Складка имеет диапировое строение, на своде слои продуктив-
ной толщи залегают под углами 60-65° и более. На крыльях уг-
лы падения снижаются до 25-30°. В меридиональной части
складки более пологим является зап. крыло, а в широтной - сев.
крыло. В разрезе продуктивной толщи было установлено нали-
22
Нефтегазовая энциклопедия
чие сводных газовых залежей в верхних горизонтах продуктив-
ной толщи, а также ограниченной нефтяной залежи. В 1955 бы-
ла открыта очень крупная залежь газа и легкой, светлой нефти
(конденсата) в VII и Vila пластах среднего отдела продуктив-
ной толщи, расположенная на далеком погружении юго-вост,
крыла складки вне пределов ранее известного м-ния. Установ-
лена также высокая производительность разведуемого VIII пла-
ста (свиты НКП).
Караев Али-Овсат Керимович (1914-1988) - окончил Азербай-
джанский индустриальный ин-т (1935), к.т.н. Трудовую дея-
тельность начал в 1934. Зам. начальника, начальник отдела
Дальневосточного нефтекомбината (1940-1945); главный ин-
женер, управляющий трестом «Краснодарнефтегазразведка»
(1945-1952); главный инженер треста «Крымнефтегеология»
(1952-1956); зам. начальника объединения «Краснодарнефть»
(1956-1963); начальник Управления нефтегазовой промышлен-
ности Северо-Кавказского СНХ (1963-1965); начальник Глав-
ного управления по добыче нефти в Средней Азии и Казахстане
(1965-1970); начальник Главного технико-экономического
управления Миннефетпрома (1970-1976); зам. директора по на-
учной работе ВНИИБТ (1976-1988). Награжден орденами
СССР. Почетный нефтяник. Лауреат Ленинской премии, За-
служенный инженер АзССР.
Каражанбасское месторождение нефтяное - расположено в
Мангышлакской обл. Казахсана, в 140 км к С. от г. Шевченко
(Прикаспийская нефтегазоносная провнция). Открыто в 1974,
разрабатывается с 1980. В терригенных отложениях ниж. мела
(баррем, готерив) и ср. юры (бат) выявлено 7 нефт. и 1 газо-
нефт. залежь. Залежи пластовые сводовые, тектонически экра-
нированные. Глубина залегания залежей 216-420 м, высота -
8-76 м. Тип коллектора поровый. Коллекторы - песчаники и
алевролиты. Пористость 27-29%, проницаемость до 3600 мД.
Осн. нефт. залежь связана с пластом «Г» барремского яруса.
ВНК на отметке - 348 м. Пластовое давление 2,2 - 5,3 МПа. t
23-29 °C. ГНК на отметке - 406 м. Плотность нефти 940 кг/м3,
содержание серы 1,9-2,2%, парафина 0,7-1,2%, смол силикате-
Том 2 (К)
23
левых до 21%. Метод эксплуатации - законтурное заводнение с
применением полиакриламида.
Карат - дольная единица массы; сокращенное обозначение: рус-
ское кар, международное ct; применяется в ювелирном деле для
определения массы драгоценных камней и жемчуга. В ряде
стран К. служит для обозначения пробы сплавов благородных
металлов. Метрический К., установленный 4-й Генеральной
конференцией по мерам и весам (Париж, 1907) и принятый в
СССР с 1922, равен 200 мг (точно) или 210'4 кг.
Каратонское нефтяное месторождение - расположено в Ю.-В.
части Эмбенской нефтеносной области. Представляет собой со-
ляно-купольную структуру, вытянутую в С.-З. направлении. На
Ю.-З. крыле выделяется 4 тектонических блока, к которым при-
урочена нефтеносность I, II, III, VI эксплуатационных участков.
На С.-В. крыле располагается V эксплуатационный участок.
Плоскости сбросов грабена падают под углом 35-55°, падение
крыльев пологое (3-8°). В строении К.н.м. принимают участие
надсолевые отложения от нижнепермского до четвертичного
возрастов. Однако третичные отложения представлены только
плиоценом. Промышленная нефтеносность связана с отложе-
ниями альбского, аптского ярусов, неокома и средней юры. Ре-
жим водонапорный. Нефть имеет содержание серы 0,93-1,11,
парафина 0,24-4,23. К.н.м - одно из крупных в Эмбенской обл.
Карачаганакское месторождение газоконденсатно-нефтяное -
находятся в 115 км восточнее г. Уральска Казахстана (Прикас-
пийская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1979. Газо-
конденсатно-нефт. залежь приурочена к докунгурскому порис-
то-кавернозному рифу ниж. перми и терщиноватым доломитам
и известнякам ср. и ниж. карбона. Тип залежи массивный. Вы-
сота залежи св. 1500 м. Глубина залегания кровли залежи 3600-
3735 м. Пористость коллекторов 9-13%. Пластовое давление
55-60 МПа. Содержание метана 83,2%, тяжелых углеводородов
8,5%, углекислого газа 5,1%, сероводорода 3,2%, конденсата до
795 г/м3. Плотность конденсата 790 кг/м3.
Карачухур-Зыхское нефтяное месторождение - расположено на
Апшеронском п-ове, в 14 км к В. - С.-В. от г. Баку. В геологи-
24
Нефтегазовая энциклопедия
веском строении участвуют отложения апшеронского яруса
(частично обнаженные на поверхности), акчагыла и продуктив-
ной толщи плиоцена. Промышленная нефтеносность Карачу-
хурского м-ния начинается со II пласта верхнего отдела про-
дуктивной толщи (сабунчинская свита). В сводовой части III,
IV, IVa и IVb пласты содержат газ, а за сборосами на крыльях -
нефть. Высокопроизводительными являлись V, VI, VII, VIII и
IX пласты верхнего отдела. Надкирмакинская песчаная свита
(НКП) в основном газоносна с узкой нефтяной оторочкой во-
круг газовой шапки. Нефтеносна также кирмакинская свита.
Богатая промышленная нефтеносность была установлена в под-
кирмакинской свите (ПК). На площади Зых находится жерло
размытого грязевого вулкана. Вокруг него обнаружены ограни-
ченные залежи нефти в VIII и IX пластах верхнего отдела про-
дуктивной толщи, а также в надкирмакинской песчаной свите
(НКП). В пределы Зыхской площади по вост, крылу продолжа-
ется нефтяная залежь в подкирмакинской свите (ПК). Еще
дальше на погружении вост, крыла Карачухур-Зыхской струк-
туры обнаружена промышленная нефтеносность калинской
свиты (выклинивающиеся в зап. направлении стратиграфиче-
ские залежи). Нефти К.-З.н.м. относительно легкие. К.-З.н.м.
вступило в разработку и эксплуатацию в 1932.
Карбатолы - водосодержащие горячельющиеся пром, взрывчатые
вещества, в состав к-рых входит карбамид. Впервые разработа-
ны в СССР в 70-х гг. Применяются К. для взрывной отбойки
скважинными зарядами крепких и весьма крепких пород на от-
крытых разработках. Благодаря хорошей подвижности и высо-
кой плотности К. обеспечивают полное заполнение зарядного
объема и концентрацию энергии в заряде в 1,5-2,0 раза боль-
шую, чем гранулированные ВВ.
Карбидная теория происхождения нефти - приписывает проис-
хождение нефти действию воды на углеродистые металлы,
напр., 2FeC + ЗН2О = Fe^Ch + СгНб. Вода проникала по трещи-
нам внутрь земной коры и там действовала на углеродистые
металлы. Возникавшие при этом газообразные углеводороды
поднимались в верхние холодные части земной коры, где кон-
денсировались в пористых породах (песках, песчаниках и др.) в
Том 2 (К)
25
жидкую нефть. К.т.п.н. разработана Д.И. Менделеевым. В на-
стоящее время эта теория отвергнута, так как доказано, что:
1) на глубинах свыше 20 км трещин не существует ввиду пла-
стического состояния пород; 2) вода не может просочиться на
большую глубину, так как при температуре 100° она уже пре-
вращается в пар; 3) все нефти, полученные в результате взаи-
модействия неорганических веществ, являются оптически неак-
тивными, тогда как все природные нефти оптически активны;
они вращают плоскость поляризации.
Карбоксиметилцеллюлоза - простой эфир целлюлозы общей
формулы [С6Н7О2(ОН)з.х (ОСН2СООН)Х]П. Наибольшее практи-
ческое значение имеет натриевая соль К. (Na-K.), которая, как и
К., представляет собой белое твердое вещество с насыпной мас-
сой 400-800 кг/м3; плотность соли 1,59 г/см3. Получают К.
взаимодействием целлюлозы с монохлоруксусной кислотой или
(в производстве Na-K.) с ее натриевой солью в присутствии
NaOH. Na-K. применяют для стабилизации глинистых суспен-
зий, используемых при бурении нефтяных и газовых скважин;
как добавку к моющим веществам, препятствующую ресорбции
загрязнений из моечного раствора на ткани; для шлихтования
нитей основы и как загуститель печатных красок; в качестве
флотореагентов; для повышения пластичности керамической
массы и прочности изделия «сырца»; для регулирования реоло-
гических свойств цементных суспензий.
Карбон - сокращенное название каменноугольного периода и ка-
менноугольной системы.
Карбонатные породы (карбонатиты) - осадочные породы, со-
стоящие из углекислых солей извести, магнезии и закиси желе-
за. Наиболее распространены известняки, доломиты и переход-
ные между ними разности; кроме того, в виде прослоев, линз и
конкреций сидерита встречаются анкерит, брейнерит, родохро-
зит, олигонит и другие карбонаты.
Каримов Варис Харисович (1929) - организатор нефтегазового
производства. Окончил Уфимский нефтяной ин-т (1951), к.т.н.
Старший инженер, начальник участка, начальник инженерно-
диспетчерской службы конторы бурения, начальник произвол-
26
Нефтегазовая энциклопедия
ственно-технического отдела, главный технолог треста «Тат-
бурнефть» (1952-1960); главный инженер, директор конторы
бурения треста «Татбурнефть» (1960-1970); начальник Цен-
тральной инженерно-технологической службы, главный инже-
нер, начальник Лениногорского управления буровых работ
объединения - акционерного общества «Татнефть» (1970-
1995). Награжден орденами и медалями СССР, Заслуженный
нефтяник татарской АССР, Заслуженный работник нефтяной и
газовой промышленности РСФСР, Почетный гражданин
г. Лениногорска.
Карлово-Сытовское нефтяное месторождение - расположено в
Куйбышевской обл. на Самарской Луке. Представляет очеред-
ное локальное поднятие Жигулевского вала, в виде укарочен-
ной брахискладки, длиной около 3 км и осложненной по своду
двумя вершинками. Общее простирание структуры С.-В. На Ю.
слои погружаются очень полого (1-2°), на С. круче (до 10-11° и
более). В геологическом строении принимают участие отложе-
ния девона, карбона, перми. Промышленная нефтеносность
связана с песчаниками тульского горизонта и угленосной свиты
нижнего карбона. В эксплуатации находятся пласты: Бо, Б, и Бг-
Нефть с содержанием серы - 1,4% и парафина - 5,7%.
Карналлитит - горная порода, состоящая из каменной соли (гали-
та), карналлита и кизерита.
Каротаж по методу сопротивления заземления - способ каро-
тажа, при котором наблюдается изменение сопротивления за-
земления электрода, перемещаемого по скважине. Электрод,
попадая в пласты различного удельного сопротивления, изме-
няет свое сопротивление, поэтому по кривой сопротивления за-
земления можно судить об изменении удельного сопротивления
пластов, пересеченных скважиной, и отбить границы их. К. по
м.с.з. является одной из модификаций электрического каротажа
(метода сопротивлений). По получаемой в результате К. по
м.с.з. кривой сопротивления заземления можно выделить пла-
сты малой мощности, которые обычным способом часто не вы-
деляются. К. по м.с.з. часто называют одноэлектродным или
токовым каротажем.
Том 2 (К)
27
Каротаж по методу сопротивления экранированного заземле-
ния (СЭЗ) - способ каротажа, при котором наблюдается изме-
нение сопротивления заземления электрода, симметрично с ко-
торым помещены два других электрода, называемые экранны-
ми, через которые пропускается ток той же полярности, что и
через первый электрод. Экранные электроды уменьшают часть
токовых линий, идущих из первого электрода по скважине, и
направляют их в пласт. Это приводит к тому, что по результа-
там измерений при К. по м.с.э.з. получается более точная оцен-
ка удельного сопротивления пластов, чем при обычном карота-
же по методу сопротивления заземления, разновидностью кото-
рого является СЭЗ. Сила тока через экранирующий электрод
может быть либо постоянной (метод СЭЗ в обычной модифика-
ции), либо регулируемой так, чтобы получить наиболее благо-
приятные результаты; последняя модификация называется бо-
ковым каротажем или СЭЗ с управляемыми электродами. К. по
м.с.э.з. применяется для детального расчленения разреза и
оценки удельного сопротивления пластов при большой минера-
лизации раствора.
Каротажный кабель - изолированный провод, применяемый при
каротаже скважин для спуска зонда и глубинных приборов (ап-
паратов). К.к. должен выдерживать механическую нагрузку (вес
глубинных приборов и аппарата, вес груза, собственный вес) и
соединять зонд или схему глубинного прибора (аппарата) со
схемой на поверхности; при этом жилы кабеля должны сохра-
нять высокую изоляцию. Чаще всего применяются К.к.:
1) трехжильный в оплетке с номинальным разрывным усилием
4 т; 2) трехжильный в резиновом шланге; 3) одножильный бро-
нированный, номинальное разрывное усилие 4 т. Одножильный
кабель применяется обычно при перфорации, а также для всех
прочих работ в скважинах очень большой глубины, заполнен-
ных раствором большой плотности.
Карпинский Александр Петрович (1847-1936) - академик, вы-
дающийся русский ученый и общественный деятель, основопо-
ложник отечественной геологической науки. В 1866 А.П. Кар-
пинский окончил Петербургский горный ин-т. С 1868 по 1896 -
педагогическая работа в Петербургском горном ин-те. С 1885
28
Нефтегазовая энциклопедия
по 1913 А.П. Карпинский председатель Геологического коми-
тета, являвшегося в то время единственным центральным гео-
логическим учреждением, призванным изучать геологическое
строение страны и ее полезные ископаемые. В 1886 А.П. Кар-
пинский избран в Академию наук адъюнктом по геологии, а в
1889 - академиком. В 1917 А.П. Карпинский избран президен-
том Академии наук и на этом ответственном посту находился
свыше 19 лет, до конца своей жизни. Свою многогранную на-
учно-педагогическую деятельность А.П. Карпинский сочетал с
широкими полевыми геологическими исследованиями, которые
производились им в пределах Урала, на Алтае, в Киргизских
степях, в Донецком бассейне и в других районах нашей обшир-
ной страны. А.П. Карпинский был универсальным геологом,
крупнейшим тектонистом и стратиграфом, глубоко владевшим
методами палеонтологических, петрографических и минерало-
гических исследований. В работах К. впервые в мировой геоло-
гии. литературе раскрыл главнейшие закономерности движения
земной коры - волнообразно-колебательные движения. Для
развития геологической науки выдающуюся роль сыграли ис-
следования К. в области петрографии. Обширные палеонтоло-
гические исследования К. послужили основой для разработки
стратиграфии осадочных образований. Значительная часть тру-
дов К. посвящена изучению и описанию м-ний различных по-
лезных ископаемых. Исследования К. глубоко повлияла на раз-
витие всей мировой геологической науки.
Карст - совокупность разнообразных наземных впадин и провалов
и подземных пустот. К. обусловлен тем, что слагающие данный
участок горные породы (напр., гипсы, доломиты, известняки)
легко подвергаются растворению (выщелачиванию) подземны-
ми и поверхностными водами. Вода проникает по трещинам
отдельности до водоупорного слоя, образуя лабиринт пещер и
подземных каналов. В карстовых пещерах (напр., в пещерах у г.
Кунгур) по бесчисленным трещинам просачивается известко-
вый раствор, образующий большие подвески (сосульки), назы-
ваемые сталактитами. При падении капель раствора на дно пе-
щеры отлагается и накапливается карбонат кальция, образую-
щий колонны (сталагмиты), растущие кверху от дна пещеры.
Том 2 (К)
29
Карстоведение - отрасль знания, посвященная явлениям карста.
Изучает современные и древние явления и процессы, свойст-
венные растворимым в природных водах горным породам, об-
разование, развитие, распространение и практическое значение
карстовых явлений.
Карта - уменьшенное изображение всей земной поверхности или
ее частей в определенной картогрфической проекции на плос-
кости при помощи условных знаков. К. бывают топографиче-
ские (с изображением рельефа), географические, геологические,
геофизические, структурные, административные и др.
Карта водонефтяного контакта - изображает в горизонталях по-
верхность водонефтяного контакта. К.в.н.к. строится, как обыч-
ные структурные карты, по отбивкам водонефтяного контакта
по данным электрического каротажа с обязательным учетом
геолого-промысловых данных о степени и характере обводнен-
ности скважин. По построенным через определенные проме-
жутки времени К.в.н.к. судят о скорости продвижения и конфи-
гурации поверхности водонефтяного контакта, что необходимо
для своевременного регулирования его продвижения.
Карта газовой съемки - нанесенное на карту распределение кон-
центарций углеводородов или иных показателей, полученных
при газосъемочных работах. К.г.с. чаще всего строят на геоло-
гической или структурной основе.
Карта дифференциации песков (и нефтяных залежей) - вид
наиболее эффективного изучения литологических залежей неф-
ти и газа. Составляется по многопластовым нефтеносным гори-
зонтам, представленным выклинивающимися песками (речной
фации, фации дельт, фации морских течений и т.д.). Каждый из
обособляющихся песчаных прослоев изображается на такой
карте в изопахитах (вплоть до нулевой линии) с выбранным для
« него условным знаком. В результате построения К.д.п. получа-
ется наиболее полная картина пространственного взаимоотно-
шения линз или линзовидных песчаных прослоев, определяют-
ся закономерности нарастания и убывания их мощностей, вы-
ясняются направления создавших их водных потоков и т.д.
30
Нефтегазовая энциклопедия
К.д.п. могут служить основой для определения рациональной
разработки залежи литологического и стратиграфического ти-
пов.
Карта изоаномал - карта равных значений аномалии (гравитаци-
онной, магнитной, электрической и т.д.). Не следует смешивать
К.и. со структурными картами, которые могут быть получены
из геофизических данных только в результате их физико-
геологической интерпретации.
Карта изобар -карта, показывающая распределение пластового
динамического давления в разрабатываемой нефтяной залежи.
Анализ К.и. позволяет правильно ориентировать разработку за-
лежи нефти путем ограничения и снижения отбора жидкости из
участков пласта с наибольшей депрессией пластового давления.
Сопоставление ряда К.и., построенных для различных периодов
эксплуатации залежи, позволяет находить зависимость меду от-
бором жидкости из пласта и средневзвешенным пластовым
давлением, знание которой помогает более рационально ис-
пользовать пластовую энергию.
Карта изогамм - карта равных значений силы тяжести. Не сме-
шивать с картой изоаномал силы тяжести.
Карта изопахит -карта равных мощностей.
Карта изохрон - карта равных времен распространения опреде-
ленного типа упругих волн (отраженных, преломленных и др.).
Чаще всего К.и. строятся для фиксированного пункта взрыва.
К.и. служат для качественной интерпретации данных сейсмо-
разведки, а также используются как материал для количествен-
ных расчетов.
Карта песчанистости - карта, на которой изолиниями показаны
степень и характер изменения песчанистости отложений того
или иного стратиграфического или литологического комплекса
пластов (в виде абсолютных значений суммарной мощности
песчаников). Карты коэффициента песчанистости показывают
степень песчанистости относительно общей мощности ком-
плекса пластов (%).
Том 2 (К)
31
Карта равного нефтесодержания (пласта) - карта, дающая пред-
ставление о характере распределения суммарного количества
нефти, приходящегося на каждый кв. метр площади пласта.
Данные электрического каротажа, позволяющего определять
нефтенасыщенность пластов, значительно облегчают составле-
ние. К.р.н., применяются при составлении проектов рациональ-
ной разработки нефтяных залежей.
Карта равной пористости - карта, на которой изолинии соеди-
няют точки нефтяного пласта, обладающие равной пористо-
стью. К.р.п. составляется по значениям коэффициента пористо-
сти, определяемым путем исследования кернов либо при ин-
терпретации каротажных диаграмм и подсчитываемым для ка-
ждой скважины как средневзвешенное по мощности пласта. На
К.р.п. изолиниями бывают показаны не только степень, но и ха-
рактер распределения пористости пород, слагающих пласт, что
позволяет вычислить величину средневзвешенного по объему
пласта коэффициента пористости. К.р.п. используются при под-
счете запасов нефти и решении вопросов разработки нефтяных
и газовых м-ний.
Карта равной проницаемости - составляется для нефтеносного
пласта по значениям коэффициента проницаемости. Среднее
значение коэффициента проницаемости пласта, вскрытого дан-
ной скважиной, определяется как средневзвешенное по мощно-
сти пласта. На К.р.п. изолиниями показаны степень и характер
распределения проницаемости пород, слагающих пласт, что по-
зволяет вычислить величину средневзвешенного по объему
пласта коэффициента проницаемости; эту величину широко ис-
пользуют при решении вопросов разработки нефтяных и газо-
вых м-ний. К.р.п. помогают рационально размещать скважины
на м-нии (степень интерференции скважин зависит от коэффи-
циента проницаемости при прочих равных условиях).
Карта равных запасов нефти - карта, показывающая количество
запасов нефти, приходящихся на единицу площади (1 м2 или
1 га) нефтяного пласта. Такие же карты могут составляться и
для м-ния в целом.
32
Нефтегазовая энциклопедия
Карта разработки пласта - графическое изображение текущей
разработки пласта. На К.р.п. указывается номерами порядок
вступления скважин в эксплуатацию и раскраской - год вступ-
ления. Добыча нефти из каждой скважины изображается круга-
ми, площадь которых пропорциональна суммарной добыче за
все время эксплуатации скважины. Стрелками показывается
возврат скважин на вышележащие пласты или приход из ниже-
лежащего пласта.
Карта S - карта равных значений суммарной продольной прово-
димости (S); карта составляется по результатам ВЭЗ или ДЭЗ,
если исследуемый опорный горизонт обладает бесконечно
большим сопротивлением. Отражает изменение глубин залега-
ния опорного горизонта и среднего продольного сопротивления
всего комплекса слоев над опорным горизонтом: S увеличива-
ется с увеличением глубины и уменьшением среднего сопро-
тивления.
Карта сопротивлений - карта равных значений кажущегося
удельного сопротивления, составленная по результатам элек-
троразведки методом постоянного тока. К.с. в некоторых бла-
гоприятных случаях при исследовании структур характеризует
поведение поверхности опорного электрического горизонта.
При картировании под наносами К.с. отмечает выходы пород,
различных по сопротивлению.
Карта состояния эксплуатации, или карта разработки пласта
(залежи) - строится на основе сгруктурной карты пласта либо
на основе карты равных эффективных мощностей (напр., изо-
линий суммарной песчанистости продуктивного горизонта) в
вертикальной проекции при наголову поставленных пластах.
На карте наносятся местоположения устьев и забоев (при ис-
кривлении) скважин, их номера, даты ввода скважин в эксплуа-
тацию и даты обводнения, начальные, текущие и суммарные
дебиты нефти и воды, а также газа по скважинам газоносных
пластов и в газовых зонах нефтеносных пластов. Проводятся
первоначальные и современные контуры водонефтяного и газо-
нефтяного контактов, позволяющие разбить общую площадь
пласта на поля: водонефтяное, нефтяное, газонфетяное и газо-
Том 2 (К)
33
вое, особенно резко дифференцируемые при малых углах паде-
ния крыльев складки. Выделяются тектонические блоки и лито-
логически изолированные поля, а также площади по категориям
запасов нефти. К.с.э. используется при подсчетах запасов нефти
и газов и вообще при разработке данной залежи нефти.
Карта схождения (карта изохор) - карта, на которой нанесены
изохоры, т.е. линии равных вертикальных расстояний между
двумя согласно залегающими горизонтами: опорным и карти-
руемым. К.с. отображает изменения величины стратиграфиче-
ского интервала между двумя горизонтами: верхним - опорным
и нижним - картируемым. К.с. применяют в тех случаях, когда
имеется карта подземного рельефа какого-либо опорного гори-
зонта и требуется определить рельеф нижележащего нефтенос-
ного горизонта.
Карта типов кривых зондирования - карта, характеризующая
изменение формы кривых вертикального электрического зон-
дирования. Связана обычно с изменением геоэлектрического
разреза и является необходимым руководящим документом при
интерпретации материала электроразведки. Иногда представля-
ет самостоятельный интерес, дополняя и уточняя геологиче-
скую карту изучаемой площади.
Карта цементации пласта - карта, показывающая изменение
плотности пород пласта на площади. Существует три способа
обработки исходных данных для составления карт цементации:
1) на основании данных о срабатываемости долот; в этом слу-
чае на карте выделяются участки «слабой», «средней» и «силь-
ной» сработанности долот; 2) на основании подсчета количест-
ва долблений, затраченных на проходку данного пласта, а так-
же среднего количества метров, приходящегося на каждое
долбление; 3) на основании диаграмм продолжительности бу-
рения с вычислением скорости проходки метров в 1 ч.
Картй экстремальных значений кажущихся сопротивлений -
карта, отмечающая изменение положения точек максимума и
минимума кривых электрического зондирования; такие карты
служат для качественного геологического истолкования резуль-
34
Нефтегазовая энциклопедия
татов электроразведки и приближенной оценки параметров
электрического разреза.
Картировочное бурение - разновидность мелкого (до 100-150 м)
колонкового бурения, применяемого для геологосъемочных ра-
бот при составлении геологических карт. Назначение этого ви-
да бурения - проходка толщи наносов и отбор образцов корен-
ных пород.
Картограмма - графическое изображение каких-либо явлений на
карте или схеме при помощи условных обозначений. К. пока-
зывает количество, местоположение и направление распростра-
нения различных явлений.
Картография - наука, изучающая способы и процессы создания
карт. К. состоит из следующих разделов: 1) картоведение - уче-
ние об истории картографии и о картографических материалах;
2) математическая картография - изучает теорию картографи-
ческих проекций, методы вычисления картографических сеток,
картометрические работы и т.д.; 3) составление и редактирова-
ние карт - изучает методы изготовления составительских ори-
гиналов, вопросы генерализации карт, оформление и изготов-
ление издательских оригиналов; 4) издание карт - изучает ме-
тоды и процессы издания карт.
Карты равных мощностей нефтенасыщенной части пласта -
составляются по данным электро каротажа, исследования кер-
нов и обводненности эксплуатационных скважин. Анализ
К.р.м.н.ч.п., составленных на различные даты, позволяет уста-
новить наступление контурных вод и подъем уровня подош-
венных вод. При монолитности пласта (отсутствии в нем не-
продуктивных прослоев) такие карты можно построить мето-
дом схождения, имея структурные карты кровли пласта и по-
верхности водонефтяного контакта.
Кархалев Николай Иванович (1936) - организатор нефтегазового
производства. Окончил Сызранский нефтяной техникум (1955);
Куйбышевский индустриальный ин-т (1960). Трудовую дея-
тельность начал в объединении «Куйбышевнефть» (1955-1965);
Том 2 (К)
35
затем старший научный сотрудник УкрНИИгаз (1965-1968);
инструктор отдела машиностроения и химической промышлен-
ности Харьковского обкома КПСС (1968-1975); инструктор от-
дела тяжелой промышленности ЦК КП Украины (1975-1978);
инструктор отдела тяжелой промышленности и энергетики ЦК
КПСС (1978-1987); зам. министра нефтяной промышленности
(1987-1992); вице-президент корпорации «НИПЕК» (1992—
1994); зам. директора чекового инвестиционного фонда
«Геол инвестдобыча» (1994-1997). Награжден орденом и
медалями СССР.
Карьер - место добычи (разработка) неглубоко залегающего по-
лезного ископаемого, извлекаемого при помощи открытых вы-
работок, т.е. разносами.
Каспарьянц Константин Саакович (1921) - крупный организатор
нефтегазового производства. Окончил Грозненский нефтяной
ин-т (1951), к.т.н. Трудовую деятельность начал с 1951 - инже-
нер, руководитель группы, главный инженер проектов, началь-
ник технического отдела, зам. главного инженера, главный ин-
женер - первый зам. директора Гипровостокнефть, руководи-
тель группы, заведующий лабораторией перспективных иссле-
дований экспертно-информационного комплекса. Автор цен-
трализации промысловых сооружений, предусматривающей
комплексную подготовку нефти и переработку газов с исполь-
зованием низкотемпературных процессов конденсации. Награ-
жден орденами и медалями СССР, Заслуженный работник неф-
тяной и газовой промышленности, лауреат премии им. акад.
И.М. Губкина, Почетный нефтяник.
Каспийский бассейн - море (внутреннее озеро), возникшее на
месте восточной половины Понтического морского бассейна,
превратившейся к концу понтического века в самостоятельный
замкнутый бассейн. В период отложения осадков продуктивной
толщи среднего плиоцена в области К.б. произошли крупные
* тектонические движения, вызвавшие обширную трансгрессию
акчагыльского моря, захватившую берега современного Каспия
и проникшую далеко на С. вдоль Волги.
36 Нефтегазовая энциклопедия
Катализ - явление возбуждения химической реакции или измене-
ния ее скорости благодаря присутствию катализатора - вещест-
ва, которое не входит в состав конечных продуктов реакции и
лишь временно вступает во взаимодействие с реагирующими
компонентами. Особую категорию каталитических процессов
представляет собой биокатализ, лежащий в основе жизненных
функций всякого организма. Многие гипотезы происхождения
нефти придают первостепенное значение каталитическим свой-
ствам глин в процессе образования и дальнейшего преобразо-
вания нефти.
Катализатор - вещество, оказывающее влияние на скорость или
направление химической реакции и не входящее в состав ко-
нечных продуктов реакции.
Катаморфизма зона - зона земной коры, обладающая низкой
температурой и низким давлением. Зона катаморфизма делится
на два пояса: 1) нижний, или пояс цементации, где преобладают
реакции раскислительного характера, и 2) верхний пояс до глу-
бины 0,5 км - пояс выветривания, где преобладают реакции
окисления. Зона катаморфизма противопоставляется зоне ана-
морфизма, характеризующейся глубинным метаморфизмом по-
род.
Катангли нефтяное месторождение - расположено на восточном
побережье о-ва Сахалин. В геологическом строении принимают
участие отложения дагинской, окобыкайской и нутовской свит
верхнетретичного возраста. Литологически свиты представле-
ны песками разнозернистыми с прослоями песчаников, сланцев
и углей. Промышленно нефтеносными горизонтами являются
пласты 1, II, III, относящиеся к песчаным отложениям окобы-
кайской свиты - к ее нижнему отделу. Режим м-ния газовый, с
быстро падающим пластовым давлением и резким снижением
дебитов эксплуатационных скважин. Нефть м-ния К. относится
к группе тяжелых, высокосмолистых (более 35%).
Катафорез (электрофорез) - перенос частиц золя (коллоидного
раствора) под действием электрического тока к положительно-
му или отрицательному электроду.
Том 2 (К)
37
Категории запасов нефти - см. Запасы нефти.
Катионы - положительно заряженные ионы в растворах (напр.,
Na’, К’, Са’ ’ и др.).
Катиф - одно из крупнейших газонефт. м-ний мира, расположено
на крайнем В. Саудовской Аравии, севернее г. Эль-Катиф (Пер-
сидского залива нефтегазоносный бассейн). Сев. часть м-ния
заходит в акваторию Персидского залива. Открыто в 1945. Нач.
запасы нефти 487 млн т. Массивная залежь газа обнаружена в
отложениях пермского возраста на глуб. 3500 м. Коллекторы
порово-кавернозные. Нач. пластовое давление 24,0 МПа, t 80
°C. Плотность нефти 881 кг/м3; вязкость - 10,4 сП; содержание
серы 2,5%.
Катод - отрицательный полюс источника электрического тока или
место ввода отрицательного электрического тока в приборы и в
машины
Катодная защита - метод элеткрохим. защиты металлич. соору-
жений от морской и подземной коррозии. Основан на катодной
поляризации металла, осуществляемой внеш, источником тока.
При К.з. электродный потенциал сдвигают в отрицат. сторону
от его стационарного значения и поддерживают между величи-
нами минимального защитного и максимального допустимого
потенциалов. В результате на поверхности металла протекают
катодные процессы; анодные процессы, обусловливающие кор-
розию, переносятся на вспомогат. электроды (анодное заземле-
ние). Установка катодной защиты (УКЗ) состоит из преобразо-
вателя - катодная станция (источник постоянного тока), анод-
ного заземления (анод) и соединительных кабелей. К.з. обеспе-
чивает защиту подземных трубопроводов (газо-, нефте- и кон-
денсатопроводов), обсадных колонн скважин, резервуаров (ме-
таллических и железобетонных), нефтегазопромысловых со-
оружений, морских плавучих платформ и др. К.з. трубопрово-
, дов осуществляется при условии нанесения на последние изо-
ляционного покрытия.
Катодная станция - предназначается для создания постоянного
электрич. тока между анодным заземлителем и подземным со-
38
Нефтегазовая энциклопедия
оружением (трубопровод, резервуар и др.) при катодной защите
последнего от коррозии. Различают сетевые К.с. (наиболее рас-
пространены), источником электроэнергии для к-рых являются
линии электропередач (ЛЭП), и автономные. Автономные К.с.
применяются в осн. в р-нах, где отсутствуют ЛЭП. Состоят из
автономного источника электроэнергии, преобразоват., измерит.,
коммутационной и защитной аппаратуры.
Каустобиолиты - горючие ископаемые органического происхож-
дения, представляющие собой продукты преобразования остат-
ков растительных и животных организмов под действием гео-
логических факторов (горные породы и минералы). Различают-
ся следующие типы: К. нефтяного ряда - нефти, асфальты, озо-
кериты и др. битумы; К. угольного ряда (угли и горючие слан-
цы) - 1) гумиты, 2) сапропелиты, 3) липтобиолиты и смешанные,
напр., сапропелитово-гумусовые или липтобиолитовые угли.
Кацман Феликс Михайлович (1934-1988) - организатор буровых
работ в Грозненском нефтяном районе. Окончил Грозненский
нефтяной ин-т (1957). Трудовую деятельность начал в НПУ
«Старогрознефть» объединения «Грознефь» (1957-1966); ко-
мандировка в Пакистан (1966-1969); директор Терской конто-
ры глубокого разведочного бурения, начальник Горячеводского
управления буровых работ (1969-1978); зам. генерального ди-
ректора объединения «Грознефть» по бурению (1978-1988).
Награжден орденом СССР, Заслуженный работник нефтяной и
газовой промышленности Чечено-Ингушской АССР.
Квадратная сетка скважин - система размещения скважин, при
которой скважины располагаются равномерно по всей площади
залежи по квадратной сетке. Широко распространена в США.
Кварц - минерал хим. состава SiO? (кремнезем). Тв. 7; кристалли-
зуется в тригональной сингонии. К. входит в состав многочис-
ленных горных пород, в том числе и нефтеносных песков и
песчаников. К,- самая распространенная составная часть песча-
ных и алевритовых обломочных отложений.
Кварциты - песчаники, состоящие из обломочных кварцевых зерен
и кварцевого цемента разрастания, соединенных весьма крепко.
Том 2 (К)
39
Кенай - п-ов на Ю. Аляски (США), между заливами Кука и
Принс-Уильям. Длина около 240 км, ширина до 113 км. Рельеф
гористый (высота до 1884 м). Берега на В - фьордовые, на 3,-
низменные. Климат прохладный океанический. Осадков до
1500 мм в год. В горах значительное оледенение, густые леса,
на низменностях - луга. М-ние нефти. Рыболовство. Главный
населенный пункт, порт и конечных пункт Аляскинской желез-
ной дороги - г. Сью-ард.
Кенган - одно из крупнейших газовых м-ний мира, расположено в
Иране, на побережье Персидского залива, С.-В. г. Кенган (неф-
тегазоносный бассейн Персидского залива). Открыто в 1973,
разрабатывается с 1982. Нач. запасы газа 820 млрд м3. В верх-
ней 245-метровой части различают четыре газонасыщенных го-
ризонта. Коллекторы трещинного типа. Нач. пластовое давле-
ние 54 МПа. Газ поступает на газоперерабат. з-д в г. Кенган.
Кенкнякское месторождение - расположено в Актюбинской обл.
Казахстана в 70 км к Ю.-З. от станции Эмба (Прикаспийская
нефтегазоносная провинция). Открыто в 1959, разрабатывается
с 1964. Находится в В. части Прикаспийской впадины. Центр
добычи - пос. Кенкияк. Приурочено к соляному куполу и под-
солевой антиклинали. Выявлено 24 залежи в терригенных над-
солевых (ниж. мел, ср. юра, ниж. триас) и подсолевых (ниж.
пермь) отложениях. Приток нефти получен также из органоген-
ных известняков ср. карбона. Глубина залегания залежей в над-
солевых отложениях 50-1250 м, в подсолевых - 3877^4360 м.
Осн. залежи приурочены к пластам II и III ср. юры. ВНК в ин-
тервале от -118 до -125 м. Макс, высота залежи 63 м. Нач. пла-
стовое давление ок. 2,8 МПа, темп-ра 19-21 °C. В подсолевых
залежах аномально высокие пластовые давления. Плотность
нефти 820-930 кг/м3, содержание серы 0,2-0,8%, парафина 0,1-
5,2%. Способы эксплуатации - фонтанный и насосный.
Кериты - групповое название для твердых битумов средней сте-
пени метаморфизма, приближающихся по некоторым свойст-
вам к каменным углям. К. тверды, хрупки, не плавятся без раз-
ложения, нерастворимы или лишь частично растворимы в орга-
40
Нефтегазовая энциклопедия
нических растворителях. Семейство К. разделяется по степени
метаморфизма на группы: 1) альбертитов и 2) импсонитов.
Керн (колонка породы) - цилиндрический образец породы, из-
влекаемый из скважины при вращательной бурении с помощью
колонкового (керноотборного) снаряда. Подъем кернов необхо-
дим для составления литолого-стратиграфического разреза от-
дельных скважин, для изучения физических и физико-
химических свойств пластов и насыщающих их жидкостей и га-
зов; на исследовании К. базируются методы сопоставления раз-
резов скважин.
Керноотборный снаряд - устройство для отбора керна в процессе
бурения. К.с. опускают в скважину на бурильных трубах, снизу
к К.с. присоединяют породоразрушающий инструмент. Корпус
К.с., передающий нагрузку и вращение породоразрушаемому
инструменту, обычно выполняется жестким толстостенным со
стабилизаторами для предотвращения изгиба и повышения со-
хранности керна. Различают К.с. со съемными керноприемни-
ками, извлекаемыми на поверхность ловителем без подъема
снаряда, и стационарными. К.с. обычно состоят из неск. секций
дл. 7-8 м, что позволяет за один рейс отобрать керн значит,
дилны. Диаметр отбираемого керна 40-120 мм. Для улучшения
продвижения керна в нек-рых К.с. создается местная обратная
циркуляция, наносится антифрикц. покрытие на стенки керно-
приемной полости и т.п. Совершенствование К.с. связано с
обеспечением их надежности и увеличением выхода керна.
Керноприемник - устройство для приема и извлечения керна на
поверхность; размещается внутри керноотборного снаряда. К.
состоит в осн. из головки, керноприемной трубы и кернорвате-
ля (одного или нескольких). При бурении керн заполняет кер-
ноприемную полость, длина к-рой составляет от 0,5-7 м до
неск. десятков метров (секционный К.). По окончании бурения
снаряд поднимают над забоем, кернорватель отрывает керн, по-
сле чего извлекают весь керноприемный снаряд (стационарный
К.) или только К. (съемный К.). Съемный К. поднимают лови-
телем, спускаемым на канате в бурильные трубы. Фиксируется
съемный К. в снаряде механически (защелками) либо гидравли-
Том 2 (К)
41
чески (от перепада давления). Наиболее эффективны К., имею-
щие устройства для герметизации керна, позволяющие сохра-
нять пластовые условия.
Кернорватель - деталь колонкового долота для отрывания выбу-
ренного керна от массива породы в забое скважины и удержа-
ния керна в колонковой трубе. Действие К. основано на закли-
нивании керна при подъеме инструмента с помощью плашек,
пружин, рычагов и других приспособлений. В колонковых до-
лотах К. является одной из деталей долота; при бурении корон-
ками К. помещается между буровой коронкой и колонковой
трубой. Керн бесперпятственно проходит через корпус К. в ко-
лонковую трубу. При подъеме колонкового снаряда К. захваты-
вает своими выступами керн, отрывая его от забоя скважины.
Керосин - продукт перегонки нефти с пределами кипения 200-
315° и несколько выше или ниже в зависимости от сорта К.
Существует несколько сортов К- осветительных и тракторных.
Уд. вес обычных осветительных К. 0,81-0,83. К тяжелым
сортам К. относится осветительный К. специального
назначения - пиронафт. К тяжелым К. примыкает также и
дизельное горючее - газойль.
Кершенбаум Всеволод Яковлевич (1940) - организатор нефтега-
зового производства. Окончил Московский нефтяной ин-т
(1962). Д.т.н., профессор. Трудовую деятельность начал в Мос-
ковском нефтяном ин-те (1962-1972); заведующий отделом, за-
ведующий отделением ин-та «Транспрогресс» (1972-1982); за-
ведующий кафедрой ин-та повышения квалификации Минтяж-
маша (1982-1995); заведующий кафедрой технологии нефтехи-
мического машиностроения, директор Международного ин-та
технологической надежности и сертификации газонефтяного и
нефтехимического оборудования Государственной академии
нефти и газа им. И.М. Губкина, директор Межотраслевого фон-
да «Технонефтегаз» (1995-2002). Генеральный директор На-
• ционального ин-та нефти и газа (с 2002). Академик Российской
и Международной инженерных академий. Заслуженный дея-
тель науки России, Почетный нефтяник, Почетный работник га-
зовой пр-ти.
42 Нефтегазовая энциклопедия
Кершенбаум Яков Маркович (1906-1973) - ученый, организатор
нефтегазового производства. Окончил Азербайджанский инду-
стриальный ин-т (1932), д.т.н., профессор. Инженер, старший
инженер, главный технолог, главный инженер Бакинского з-да
им. Кирова и 1-го Мая, начальник Главнефтемаша (1932-1940);
начальник главка боеприпасов Наркомтяжмаша (1941-1943);
заведующий кафедрой технологии машиностроения Москов-
ского нефтяного ин-та (1943-1973). Лауреат Государственных
премий СССР. Награжден орденами и медалями СССР, Почет-
ный нефтяник, Почетный работник газовой промышленности.
Кетоны - органические соединения, характеризующиеся наличи-
ем карбонильной группы (=СО), связанной с двумя углеводо-
родными радикалами. Общая формула К.:
*)СО,
где R и Rj - углеводородные радикалы. Простейший К. - аце-
тон.
Килограмм-молекула, или килограмм-моль - число килограм-
мов какого-либо вещества, равное молекулярному весу этого
вещества.
Кинематическая вязкость - отношение абсолютной вязкости к
плотности жидкости:
За единицу кинематической вязкости принят стокс, выражае-
мый в системе CGS через [см2/с].
Кинзебулатовское нефтяное месторождение - находится в В.
части Башкирии в 10-12 км к С.-В. от г. Ишимбай; на вост, бор-
ту Предуральского краевого прогиба. Нефтяная залежь связана
с трещиноватыми мергелями и известняками артинского яр.
Трещиноватость неравномерная в разных направлениях, но
преобладает вертикальная. Нефтяной коллектор представляет
систему трещин, а сама порода нефтью не насыщена, поэтому
емкость коллектора ограничена. Нефть занимает верхнюю
часть свода складки, насыщая трещинную зону, и снизу подпи-
Том 2 (К)
43
рается водой. Высота залежи - до 200-220 м. К.н.м. отличалось
высокой продуктивностью скважин в начальный период экс-
плуатации, но вследствие очень резкого взаимодействия сква-
жин имело место быстрое падение дебитов. К.н.м. открыто в
1934; добыча нефти доходила до 1100-1300 т/сут. В зоне Пре-
дуральского прогиба расположен ряд аналогичных по строению
и типу м-ний, но меньших размеров (Салихово, Николаевка,
Карлы).
Кипсар Георгий Федорович (1908-1994) - крупный организатор
нефтегазового производства. Окончил Московский нефтяной
ин-т (1931). Трудовую деятельность начал на Апшеронском
промысле треста «Майнефть» (1931-1942); затем старший ин-
женер, начальник сектора Наркомнефти (1942-1945); начальник
отдела, главный инженер - зам. начальника Главвостокнефте-
добычи Миннефтепрома (1945-1954); генеральный директор
АО «Совпромпетроль», экономический советник ГУЭС, СЭВ,
ГКЭС (1954-1966); зам. начальника (1966-1970), старший ин-
женер Управления внешних сношений Миннефтерпома СССР
(1970-1974); старший инженер, старший научный сотрудник
ВНИИнефть (1974-1977). Награжден орденами и медалями
СССР. Почетный нефтяник. Лауреат Государственной премии
СССР.
Кир - наименование продуктов субаэрального выветривания ме-
тановых и нафтеновых нефтей; в отличие от К. продукты ана-
логичного превращения нефтей более циклических и более бо-
гатых асфальтово-смолистыми компонентами, представляют
собой типичные асфальты. Процесс образования К. состоит из
сочетания испарения и окисления; ведет к утяжелению и осмо-
лению нефти и к обогащению ее более кислыми веществами.
Отложения К. (закирования) возникают за счет напитывания по-
род излившейся на поверхность нефтью или за счет обнажения
нефтеносного пласта. В зависимости от степени выветрелости К.
• может иметь разную консистенцию, от полужидкой до твердой,
хрупкой. Название К. применяется не только по отношению к
битуму закирования, но и по отношению к закированной породе
в целом.
44
Нефтегазовая энциклопедия
Киргизия (Кыргызстан) - расположена на С.-В. Ср. Азии. Грани-
чит на С. с Казахстаном, на 3. с Узбекистаном, на Ю.-З. с Таджи-
кистаном, на Ю.-В. и В. с КНР. Пл. 198,5 тыс. км2. Нас.
4,5 млн чел. (1998). Столица Бишкек. Мезозойско-Кайнозойские
отложения вмещают м-ния углей (юра), залежи нефти и газа
(мелпалеоген), кам. соли, гипса, глауберита (миоцен), стройма-
териалов, минеральных вод и др. М-ния нефти, газоконденсата
и природного газа находятся в Ферганской нефтегазоносной
области. Известны неск. м-ний нефти и газа, в т.ч. нефтяные -
Вост.-Избаскентское, Чангыр-Ташское, Карагачское, Тогап-
Бешкентское; нефтегазовые - Майли-Суйское-IV, Избаскент-
ское, Майли-Суйское-Ш, Сев.-Риштанское; газовые - Кызыл-
Алмаское, Сузакское, Чигирчикское, Сары-Камышское, Сары-
Токское; газоконденсатное - Сев.-Каракчикумское. Запасы
большинства м-ний невелики. Нефти в основном легкие, мало-
сернистые, парафинистые, высокосмолистые со значит, содер-
жанием легких фракций. Газы Ферганского басе, подразделя-
ются на сухие и жирные. К сухим относятся свободные газы
меловых и юрских залежей, к жирным - растворенные газы
нефт. залежей палеогена. Начало разведочных работ на нефть в
К. относится к 1901, когда в урочище Майли-Сай была пробу-
рена первая нефт. скважина, из к-рой получен фонтан нефти
дебитом 25 т/сут. Пром, добыча началась в 1939. С 1960 добы-
вается газ. Осн. объем нефти добывается глубиннонасосным
способом с применением вторичных методов добычи.
Кирикире - крупное нефтегазовое м-ние в Венесуэле (шт. Мона-
гас), расположено в 25 км к С. от г. Матурин. Входит в Оринок-
ский нефтегазоносный бассейн. Открыто в 1928, разрабатыва-
ется с 1934. Нач. зап. нефти 227,6 млн т. Пром, нефтегазоносны
отложения миоцен-плиоцена (свита кирикире), осн. добыча в
интервале 2136-2196 м, плотность нефти 890-1000 кг/м3, вяз-
кость 85,1-93,2 мПа-c, содержание серы 0,94-1,33%.
Киркук - одно из крупнейших нефт. м-ний мира, расположено в
Ираке, на С.-З. от г. Киркук. Открыто в 1927. Нач. запасы нефти
2185 млн т. Осн. запасы нефти сосредоточены в серии киркук
на глуб. 300-1200 м. Плотность нефти 845 кг/м3, содержание
серы 2,3%.
Том 2 (К)
45
Кировая сопка - конический или караваеобразный бугор, сло-
женный киром. К.с. имеет кратерное углубление, заполненное
нефтью. Одновременно с нефтью выделяются газ и жидкая
грязь. Последняя, смешиваясь с нефтью, и дает кир. Генетиче-
ски К.с. тесно связана с грязевыми вулканами и сопками.
Кислород - газообразный элемент (О). Атомный вес 16,00, поряд-
ковый номер 8 в Периодической системе элементов Д.И. Мен-
делеева. При 0°С и 760 мм рт. ст. 1 л кислорода весит 1,429 г. В
атмосферном воздухе содержится 20,9% кислорода (по объему)
и 23,15% (по весу). При т-ре -182,98° и атмосферном давлении
К. превращается в жидкость, которая при -218,7° затвердевает,
причем образуются синие кристаллы гексагональной сингонии.
Жидкий К. притягивается магнитом. Кислород является в хи-
мическом отношении весьма активным веществом - он вступа-
ет в соединения с подавляющим большинством элементов, об-
разуя окислы, поддерживает горение, обусловливает дыхание
живых существ и играет огромную роль в геохимических про-
цессах. В земной коре (до 16 км глубины) в минеральных веще-
ствах (силикатах, окислах и т.п.) содержание кислорода состав-
ляет около 47,2% (по весу).
Кислородные соединения нефти - присутствующие в нефтях
органические соединения, в состав которых входит кислород.
Содержание кислорода в нефтях колеблется от незначитель-
ных следов (практически от нуля в легких дистиллятных или
фильтрованных нефтях) до нескольких процентов в окислен-
ных нефтях, залегающих близко от поверхности земли. К.с.н.
разделяются на следующие группы: 1) нафтеновые кислоты,
2) фенолы, 3) асфальтово-смолистые вещества. Примерное
распределение общего кислорода нефти: в группе 1 - меньше
10%; в группе 2 - меньше 1%, обычно следы; в группе 3 -
больше 90%.
Кислотная обработка нефтяных скважин - воздействие через
фильтр обсадной колонны скважины или прямо в забое необ-
саженной скважины на карбонатные соединения в породе с це-
лью их разрушения, чтобы увеличить проницаемость призабой-
ной зоны пласта и тем повысить продуктивность скважины.
46
Нефтегазовая энциклопедия
Большей частью применяют соляную кислоту в концентрации
10-15%. Для повышения эффекта воздействия и ускорения
процесса растворения более стойких коллекторов (загипсован-
ные известняки, доломиты) применяют термокислотный метод
обработки, основанный на подогреве кислоты при реакции ее с
металлическим магнием или алюминием. Наоборот, для замед-
ления действия кислоты на чистые известняки добавляют орга-
нические ингибиторы: фурфурол, фурфуроловый спирт и т.д.
Для предохранения от коррозии металлических частей армату-
ры скважины и труб в соляную кислоту добавляют ингибиторы
(формалин, уникод и т.д.). В ряде случаев к солянокислотной
обработке скважин прибегают для ликвидации аварий: прихва-
та инструмента, отвода в сторону оборвавшихся деталей и т.д.
Так как при этих работах не применяют повышенные давления,
то метод получил название солянокислотных ванн.
Кислоты карбоновые - органические соединения, содержащие
карбоксильную группу (СООН), которая сообщает им кислот-
ные свойства. Соединения, содержащие, помимо карбоксила,
гидроксил в алифатической цепи или при полиметиленовом
кольце, наз. оксикислотами, при ароматическом кольце - фено-
локислотами, содержащие аминогруппу - аминокислотами.
Кислый гудрон - отходы после очистки нефтяных дистиллятов
серной кислотой. Черная смолистая масса, густая в случае очи-
стки масел и жидкая после очистки легких дистиллятов. Со-
держит 30-70% серной кислоты.
Кистер Эмиль Григорьевич (1911-1974) - ученый в области про-
мывочных жидкостей для бурения скважин. Окончил Киевский
индустриальный ин-т (1937). Д.т.н. Трудовую деятельность на-
чал в 1932. Аспирант Киевского индустриального института
(1938-1941); старший научный сотрудник, начальник лаборато-
рии ВНИИнефть (1945-1953); заведующий лабораторией, заве-
дующий отделом ВНИИбурнефти, ВНИИБТ (1954-1974). На-
гражден орденом и медалями СССР.
Классификация битумов - существующие К.б. носят в значи-
тельной мере формальный характер ввиду отсутствия в настоя-
Том 2 (К)
47
щее время достаточно четко разработанной диагностики. Ве-
дущими признаками являются простейшие физические свойст-
ва, в первую очередь - консистенция.
Классификация битумов по Энглеру - устарелая и притом весь-
ма нечеткая классификация, построенная на отвергнутых в на-
стоящее время генетических представлениях и имеющая сейчас
только историческое значение. Некоторые из терминов этой
классификации еще встречаются иногда в геологической лите-
ратуре. 1. Анабитумы - битумы, находящиеся в стадии нефте-
образования. Растворимы в орагнических растворителях. Со-
стоят из жиров, восков, углеводородов и т.д. 2. Полибитумы -
продукты полимеризации и конденсации анабитумов, потеряв-
шие растворимость в органических растворителях. При терми-
ческой обработке приобретают растворимость. 3. Катабитумы -
продукты природного разложения полибитумов или непосред-
ственно анабитумов, способные растворяться в органических
растворителях. 4. Экгонобитумы - нефть и нефтяные газы. 5.
Оксибитумы - продукты окисления битумов перечисленных
выше классов. Энглер относит сюда асфальты и асфальтиты.
Классификация вод - принятое в гидрогеологии разделение на
отдельные группы природных вод по их происхождению, усло-
виям залегания, хим. составу, гидравлическим признакам и т.д.
По происхождению различают воды инфильтрационного, или
континентального, цикла и метаморфического и магматическо-
го цикла. По форме нахождения в природе выделяют следую-
щие типы вод: 1) воды атмосферные; 2) воды земной поверхно-
сти: а) реки и временные потоки, б) озера, в) болота, г) моря, д)
иловые воды рек, озер, болот и моря; 3) воды земной коры: а)
почвенные растворы, б) грунтовые безнапорные (верховодки),
в) пластовые, 8) воды массивных и кристаллических пород, д)
подземных резервуаров, е) тектонических трещин, ж) восходя-
щие воды источников, в первую очередь минеральных, з) вос-
ходящие воды грязевых вулканов и сопок, и) воды нефтяных и
» газовых месторождений, к) вулканов и гейзеров. По гидравли-
ческим признакам подземные воды подразделяют на две кате-
гории: 1) воды ненапорные, или нисходящие, 2) воды напор-
ные, или восходящие. Подразделение земной коры на верти-
48
Нефтегазовая энциклопедия
кальные зоны по степени их гидрогеологической раскрытое™:
а) зона свободного водообмена с земной поверхностью; б) зона
затрудненного водообмена; в) зона отсутствия водообмена. Под-
разделяют воды также по химическому составу. Часто подзем-
ные воды разделяют по стратиграфическим комплексам, в кото-
рых они залегают (верхнемеловые воды, воды карбона и т.д.).
Классификация залежей нефти и газа - основанная на генетиче-
ских принципах, составлена и предложена в 1955 М.Ф. Мир-
чинком. Все залежи делятся им на три основных типа: 1) струк-
турные, 2) стратиграфические и 3) литологические. Основные
типы залежей делятся, в свою очередь, на подтипы, или группы,
а последние - на отдельные виды. Кроме того, в природных ус-
ловиях подчас встречаются залежи, в формировании которых
сказывается почти равнозначное влияние различных факторов,
например, структурного и литологического или стратиграфиче-
ского и литологического. В этих случаях для отнесения залежи
к тому или иному типу основным критерием должно служить
все же преобладающее начало того или иного фактора, за счет
влияния которого в основном произошло скопление нефти или
газа. Но ни в коем случае не должна нарушаться генетическая
основа классификации залежей. Почти одновременно с приве-
денной выше классификацией была предложена другая класси-
фикация залежей нефти и газа, составленная и проиллюстриро-
ванная Н.Ю. Успенской. В ее классификации, так же как и у
М.Ф. Мирчинка, все залежи подразделяются на три основных
типа: структурные, стратиграфические и литологические. До
приведенных классификаций, еще в 1941 И.О. Брод, предложил
классификацию залежей нефти и газа, положив в ее основу
морфологический принцип. Он разделил залежи по характеру
«природных» резервуаров таким образом: I. Залежи в песчаных
коллекторах, имеющих широкое распространение и обладаю-
щих высокой проницаемостью. II. Залежи в песчаных и извест-
няковых пластах, имеющих широкое площадное распростране-
ние и обладающих изменчивой или низкой проницаемостью.
III. Залежи в непостоянных пластах, входящих в состав коллек-
торских толщ и имеющих широкое площадное распростране-
ние. IV. Залежи в коллекторах, обладающих в пределах нефте-
Том 2 (К)
49
носных площадей неправильной формой. Каждая из первых
трех групп, в соответствии со структурными особенностями за-
лежей, подразделялась на четыре подгруппы: 1) ненарушенные
и слабо нарушенные сводовые залежи, 2) ненарушенные сводо-
вые залежи, разделенные разрывом или серией разрывов на
блоки, 3) тектонически экранированные залежи, 4) стратигра-
фически экранированные залежи.
Классификация запасов нефти и газов (действующая в РФ) -
построена по принципу степени разведанности и изученности
м-ния. Запасы нефти разделяются на группы, подлежащие от-
дельному учету: балансовые и забалансовые. Запасы нефти и
газов по степени изученности м-ний подразделяются на пять
категорий: Аь Аз, В, С, и С2 (подготовленные, разведанные, ви-
димые, предполагаемые, геологические или перспективные).
Планирование добычи из действующих скважин производится
на основании выявленных запасов категории А]. Планирование
добычи из новых эксплуатационных скважин производится на
основании запасов категории А2. Планирование капиталовло-
жений в промысловое строительство должно производиться на
основании запасов категорий At + А2 + В. Планирование капи-
таловложений в промышленное строительство и составление
проектов разработки должно производиться на основании запа-
сов категорий А( + А2 + В + С| (при условии, что запасы Ai + А2
+ В составляют не менее 40% и А, + А2 не менее 15% от общей
цифры запасов, принимаемых при проектировании). Запасы ка-
тегорий С] и С2 служат для обоснования перспективных планов
развития промышленности и планов капиталовложений на де-
тальные геологоразведочные работы.
Классификация нефтей - существует ряд К.н. По наиболее ста-
рой, весьма грубой К.н. нефти разделяются на три класса - неф-
ти парафинового, асфальтового и смешанного основания. Из
существующих в настоящее время К.н. самой рациональной яв-
ляется К.н., основанная на общей характеристике их углеводо-
родного состава. Согласно этой классификации нефти подраз-
деляются на: 1) метановые, 2) нафтеновые, 3) метаново-
нафтеновые, 4) метаново-нафтеново - ароматические и 5) наф-
теново-ароматические. В США принята К.н., основанная на
50
Нефтегазовая энциклопедия
значениях уд. веса двух определенных фракций (key fractions).
В РФ и странах СНГ существует также техническая К.н., по-
строенная на основе содержания в нефти серы, выхода акциз-
ных смол, температуры застывания и определенных свойств от-
дельных нефтепродуктов.
Классификация природных газов - природные газы могут быть
подразделены на несколько типов, в зависимости от их состава,
условий нахождения и происхождения. Первоначальная клас-
сификация природных газов была дана В.И. Вернадским, кото-
рый с точки зрения морфологии подразделил их на: 1) газы
свободные (атмосфера), 2) газы, содержащиеся в порах пород,
3) газовые струи, 4) газовые испарения, 5) жидкие растворы га-
зов (газы океанов, морей и т.п.), 6) твердые растворы газов (ад-
сорбированные газы). Кроме того, В.И. Вернадский подразде-
лял природные газы на: 1) газы земной поверхности, 2) газы,
связанные с высокой температурой, 3) газы, проникающие в
земную кору. В зависимости от преимущественного содержа-
ния того или иного компонента, природные газы подразделяют-
ся на углеводородные, азотистые, углекислые и др. В. В. Бело-
усовым, с точки зрения происхождения, природные газы под-
разделены на: 1) биохимические, 2) воздушные, 3) химического
происхождения и 4) радиоактивного происхождения. А.Л. Коз-
ловым были добавлены сюда газы радиохимического происхо-
ждения и газы ядерных реакций. По условиям нахождения и
химическому составу природные газы подразделены В.А. Со-
коловым следующим образом: 1. Атмосферный воздух. 2. Газы
земной поверхности: а) газы почвы; б) болотные, торфяные.
3. Газы осадочной толщи: а) нефтяных м-ний; б) чисто газовых
м-ний; в) каменноугольных м-ний; г) соленосных отложений; д)
рассеянные. 4. Газы метаморфических пород. 5. Газы извер-
женных пород: а) вулканические и б) газы, содержащиеся в ос-
тывших кристаллических породах.
Классификация режимов нефтяных пластов, по С. Герольду -
различает режимы: а) гидравлический, характеризующийся по-
стоянной добычей жидкости при стабильном давлении в резер-
вуаре; б) волюметрический, характеризующийся снижающими-
ся во времени добычей и давлением; в) капиллярный, характе-
Том 2 (К)
51
ризующийся быстрым снижением добычи жидкости и давления
по причине сильного ограничения радиуса дренажа скважин
вследствие сильного, по мнению С. Герольда, влияния эффекта
Жамэна. В основе классификации С. Герольда лежат идеализи-
рованные резервуары, оторванные от природных условий.
Практические предложения С. Герольда по регулированию экс-
плуатации нефтяных пластов, сделанные им, исходя из указан-
ной классификации режимов, находятся в явном противоречии
с накопленным опытом разработки нефтяных м-ний и охраной
недр (в частности его предложение выпускать газ из газовой
шапки как ненужный).
Кластические породы (обломочные, вторичные породы) - гор-
ные породы, состоящие из рыхлых или сцементированных об-
ломков других горных пород. К К.п. относятся пески, песчани-
ки, алевриты и алевролиты, галечники и конгломераты, щебень,
глыбы и брекчии, дресва и т.п. породы.
Кластический - обломочный.
Клещев Арнольд Александрович (1937) - организатор нефтяного
производства. Окончил Московский нефтяной ин-т (1959). Тру-
довую деятельность начал в 1959. К.т.н. Начальник геологиче-
ского отдела треста «Дальнефтеразведка» (1965-1973); и.о.
старшего научного сотрудника ВНИИОЭНГ (1973-1976); ко-
мандировка в Алжир (1976-1979); научный сотрудник, заве-
дующий отделом ВНИИОЭНГ (1979-1988); командировка в
Индию (1988-1990); зам. генерального директора объединения
«Зарубежнефтестрой» (1990-1992); директор совместного
предприятия «TBS AG» (1992-1994); зам. генерального дирек-
тора Российского внешнеэкономического объединения «Зару-
бежнефть» (с 1995). Награжден медалью СССР.
Клещев Александр Иванович (1903-1964) - крупный организатор
нефтегазового производства в области геологии. Окончил
Азербайджанский политехнический ин-т (1930). К.г.-мин. н.
Трудовую деятельность начал в объединении «Азнефть» (1926-
1929); геолог, научный сторудник АзНИИ, старший геолог,
главный геолог, управляющий трестом «Азнефтеразведка»
(1930-1939); старший геолог, начальник отдела, главный геолог
52
Нефтегазовая энциклопедия
треста «Туркменнефть», «Туркменозокерит» (1939-1944); на-
чальник партии, руководитель темы ВНИГНИ (1946-1964). На-
гражден орденами и медалями СССР. Лауреат Государственной
премии СССР.
Ключевское месторождение нефти - расположено к Ю.-В. от г.
Краснодар. Структура, с которой связаны залежи нефти, пред-
ставляет собой погребенную пологую складку протяженностью
6 км. Углы падения южного крыла 1° и северного 4-10°. В гео-
логическом строении складки принимают участие третичные
отложения от фораминиферовых слоев до куяльницкого яруса.
Нефтеносными являются I и II горизонты среднего отдела май-
копской свиты, залегающие на глубине 1800 м (I гор.) и 2260 м
(II гор.). Представлены они чередованием глинистых и песча-
ных прослоев различной мощности, выклинивающихся в юж-
ном направлении. Нефти малосернистые, легкие.
Князев Владимир Сергеевич (1919-1996)- крупный организатор-
ученый геологической службы. Окончил Московский нефтяной
ин-т (1943). Д.г.-мин.н., профессор. Трудовую деятельность на-
чал в спецконторе «Нефтесъемка» ВНИИнефти (1943-1945),
аспирант, ассистент, доцент, профессор, зав. кафедрой петро-
графии осадочных пород - литологии и системных исследова-
ний литосферы Московского нефтяного ин-та - Государствен-
ной академии нефти и газа им. И.М. Губкина (1945-1996). На-
гражден орденами и медалями СССР, Почетный разведчик
недр.
Коагуляция (свертывание) - выпадение вещества из коллоидно-
го раствора в виде хлопьев или осадка, захватывающего с собой
большое количество растворителя. К. применяется при очистке
питьевых и промышленных вод, в частности при водоподготов-
ке для заводнения. Для ускорения К. и для получения более
крупных хлопьев в раствор вводят коагуляторы - вещества,
способствующие коагуляции (напр., сернокислый алюминий,
квасцы, сернокислое железо и др ).
Коваленко Константин Иосифович (1912-1988) - организатор
нефтегазового производства. Окончил Московский нефтяной
То м 2 (К)
53
ин-т (1940). К.т.н. Трудовую деятельность начал в 1940. Работа
в НГДУ «Ишимбайнефть», «Октябрьскнефть» (1940-1954);
главный инженер, начальник ПО «Башнефть» (1954-1966); зам.
начальника, начальник Главнефтеразведки Мингео РСФСР
(1966-1972); заведующий сектором ВНИГНИ (1972-1982); ра-
бота во ВНИПИМорнефтегаз (1982-1988). Награжден орденами
и медалями СССР, Заслуженный деятель науки и техники
РСФСР, Почетный нефтяник.
«Ковер» бурения - график бурения скважин на определенный
срок (год, квартал, месяц), составляемый для бурового пред-
приятия. В нем указываются: дата начала и продолжительность
строительства буровой и монтажа оборудования, продолжи-
тельность проходки и период освоения скважины. Приводятся
сведения по каждой скважине: о проектной глубине, глубине
тампонажа, числе, диаметрах и длине обсадных колонн. В це-
лях наглядности отдельные элементы графика раскрашиваются
различными цветами.
КозырьКовые залежи нефти и газа - различаются среди экрани-
рованных залежей в тех случаях, если накопление нефти и газа
обусловлено дизъюнктивным нарушением, создавшим экран
задержки продвижения нефти или газа по восстанию пластов.
Наименование «козырьковая» отображает собой форму соз-
дающихся в таких условиях залежей, напоминающих козырек
фуражки.
Кокс нефтяной - черное, блестящее, пористое вещество, пред-
ставляющее собой нелетучий остаток при пирогенетическом
разложении нефти. Аналог обычного каменноугольного кокса;
от последнего отличается более низкой зольностью и повышен-
ным содержанием водорода.
Коксование - технический процесс высокотемпературной сухой
перегонки ископаемых углей, дающий в результате кокс, газ и
деготь. Кокс используется главным образом для металлургиче-
ских целей. Из коксового газа, помимо того, что он сам по себе
является топливом, извлекают бензол и другие ароматические
углеводороды, а также аммиак; деготь служит сырьем для вы-
54
Нефтегазовая энциклопедия
деления некоторых ценных химических продуктов (нафталина,
фенолов и др.)- Низкотемпературная перегонка твердых кау-
стобиолитов называется полукоксованием или шевелеванием.
Колгина Людмила Павловна (1912—1992) - ученая в области гео-
логи нефтегазовых м-ний. Окончила Московский геологоразве-
дочный ин-т (1935) Д.г.-мин.н. Трудовую деятельность начала в
1934. Геолог, начальник партии научно-исследовательского
сектора, аспирант, ассистент Московского геологоразведочного
ин-та (1936—1941); работа в воинских частях Дальневосточного
фронта (1942-1945); геолог Института геологических наук АН
СССР (1945); аспирант Института горючих ископаемых АН
СССР (1945-1948); младший научный сотрудник Института
нефти АН СССР, младший, старший научный сотрудник Ин-
ститута геологии и разработки горючих ископаемых (1948-
1983).
Колемасов Анатолий Иванович (1920-1994) - организатор произ-
водства буровых работ. Окончил Московский нефтяной ин-т
(1941). Трудовую деятельность начал в 1941. Инженер управ-
ления Наркомнефти, начальник цеха бурения Шугуровского
промысла объединения «Татнефть» (1944-1946); инженер, на-
чальник отдела управления Миннефтепрома СССР (1946-1952);
помощник заместителя Председателя СМ СССР, начальник
сектора, руководитель лаборатории, начальник отдела ВНИИБТ
(1952-1957, 1960-1966); главный инженер Управления нефтя-
ной и газовой промышленности Оренбургского СНХ (1957—
1960); зам. председателя НТС Миннефтепрома СССР (1966—
1981); заведующий сектором лаборатории ВНИИнефть (1981—
1986). Награжден медалями СССР.
Коллектор нефти и газа - пористая или трещиноватая горная по-
рода, содержащая в своих порах, кавернах и трещинах нефть,
газ и сопровождающую их минеральную (так наз. «пластовую»)
воду. К. служат пласты и выклинивающиеся залежи песков,
песчаников, известняков и доломитов. Для сохранения нефти и
газа в К. последний должен быть сверху и снизу изолирован
непроницаемыми породами (обычно глинами). Насыщение К.
нефтью зависит от его пористости. Наибольшей пористостью,
Том 2 (К)
55
достигающей 40 и даже 50%, обладают пески и песчаники; их
обычная пористость варьирует в пределах 10-25%. Суммарный
объем пустот в известняках и доломитах достигает 15% их об-
щего объема.
Колесников Владимир Михайлович (1940) - организатор нефтя-
ного производства. Окончил Воронежский сельскохозяйствен-
ный ин-т (1979). К.э.н. Трудовую деятельность начал рабочим
Саратовской геолого-поисковой конторы, затем механик, зам.
директора, главный инженер, директор Бобровской нефтебазы
Воронежского управления Главнефтеснаба РСФСР (1957-1979);
начальник Свердловского управления Госкомнфетепродукта
(1979-1983); начальник планово-финансового управления, пер-
вый зам. председателя Госкомнефтепродукта РСФСР (1985—
1990); первый зам. председателя концерна «Роснефтепродукт»,
зам. министра Минтопэнерго РФ (1990-1994); первый вице-
президент АО «СИДАНКО» (с 1993). Почетный работник Гос-
комнефтепродукта РСФСР.
Колесников Павел Игнатьевич (1927-1990) - организатор нефтя-
ного производства в области бурения. Окончил Грозненский
нефтяной ин-т (1950). Трудовую деятельность начал в 1949.
Зам. начальника по бурению Ставропольского НПУ, начальник
отдела бурения, одновременно - зам. начальника Управления
нефтяной, газовой, химической и горнорудной промышленно-
сти Ставропольского СНХ (1960-1962); зам. начальника по бу-
рению Управления нефтегазовой промышленности СНХ Севе-
ро-Кавказского экономического района (1963-1965); начальник
подотдела по планированию буровых работ и освоению шельфа
отдела нефтяной, газовой и угольной промышленности Госпла-
на СССР (1965-1989). Лауреат премии Совета Министров
СССР, Заслуженный рационализатор РСФСР, Почетный нефтя-
ник, Заслуженный работник нефтяной промышленности
РСФСР.
Коллоиды (коллоидное состояние) - состояние раздробления
вещества (дисперсная фаза) в инородной среде (дисперсионная
среда) до ультрамикроскопических размеров. Границы разме-
ров частиц лежат в области от 10 5 до 10~7 см. Большая суммар-
56
Нефтегазовая энциклопедия
ная поверхность коллоидных частиц определяет важнейшую
особенность К- высокую адсорбционную способность систе-
мы. Каждое вещество при определенных условиях степени дис-
персности и сочетании с надлежащей средой может дать начало
коллоидной системе, причем возможны К. различного фазового
состава - туман, белковые вещества, некоторые окрашенные
минералы и стекла (рубиновое стекло) и др.
Коломацкий Виктор Николаевич (1928) - организатор нефтегазо-
вого производства. Окончил Львовский политехнический ин-т.
Трудовую деятельность начал в тресте «Туймазабурнефть»
объединения «Башнефть» (1953-1959); советник в Индии
(1959-1961); старший инженер треста «Туймазабурнефть»,
главный механик Главтюменнефтегаза (1961-1974); начальник
Управления главного механика Миннефтепрома, зам. началь-
ника Департамента в Роснефтегазе (1974-1993); главный спе-
циалист СП «Камнефть» (с 1994). Награжден орденами и меда-
лями СССР, Почетный нефтяник, Заслуженный работник неф-
тяной и газовой промышленности РСФСР, лауреат Государст-
венной премии СССР.
Колонковая труба - деталь колонковых долот и часть колонково-
го инструмента, имеющая своим назначением прием керна и
предохранение его от размыва и вытеснения струей промывоч-
ной жидкости.
Колонковое бурение - бурение скважин, при котором сохраняет-
ся колонка в форме вытянутых цилиндров пробуриваемых по-
род, так как бурением разрушается только кольцевое простран-
ство у стенок скважины. Поднятый из скважины неразрушен-
ный керн служит объектом всестороннего изучения вскрытых
горных пород.
Колонковое долото - специальная конструкция долота, сочетаю-
щая при бурении образование ствола скважины с сохранением
керна, извлекаемого им на поверхность и необходимого для
корреляции геологического разреза скважины и изучения физи-
ко-механических свойств пород и нефтегазоводонасыщенности
пласта.
Том 2 (К)
57
Колонковый бур - инструмент для ручного и мелкого механиче-
ского бурения, предназначенный для извлечения образцов про-
ходимых пород.
Колонная оснастка - часть технол. оснастки обсадных колонн
для облегчения их спуска, обеспечения цементирования, разде-
ления бурового и тампонажного раствора и т.д. Элементы К.о.:
колонные башмаки, обратные клапаны, разделит, цементир.
пробки, муфты, хвостовики. Колонными башмаками оборудуют
низ обсадных колонн для направления их по стволу скважины и
защиты от повреждения при спуске. Они представляют собой
короткие толстостенные стальные патрубки, к-рые одним кон-
цом присоединяют к низу обсадной колонные с помощью резь-
бы или сварки, др. конец оборудуют направляющей насадкой из
чугуна, алюминия, бетона или дерева (полусферич. или конусо-
образной формы с гладкой или ребристой поверхностью). Об-
ратные клапаны применяют для предотвращения перетока бу-
рового или тампонажного раствора из заколонного пространст-
ва в обсадную колонну. Обратный клапан монтируется или в
башмаке колонны, или на 10-20 м выше него. Разделит, цемен-
тир. пробки используются для разделения тампонажного и бу-
рового растворов при цементировании обсадных колонн, а так-
же для получения сигнала об окончании процесса продавлива-
ния тампонажного раствора. По назначению пробки подразде-
ляются на нижние и верхние. При цементировании хвостовиков
и секций обсадных колонн, спускаемых на бурильных трубках,
применяют верхние двухсекционные пробки, состоящие из
нижн. и верхней частей. Муфты ступенчатого цементирования
используют для подъема тампонажного раствора в заколонном
пространстве на большую высоту в два (или более) приема.
Муфта устанавливается на определенной (расчетной или геоло-
гически обоснованной) глубине, составляя одно целое с обсад-
ной колонной. Вначале цементируется участок заколонного
пространства до муфты. После затвердения цем. раствора от-
крываются отверстия муфты и цем. раствор прокачивается в за-
колонное пространство выше муфты. Хвостовики и секции об-
садных колонн опускают в сквжаины на бурильных трубах, к-
рые соединяются с обсадными с помощью разъединителей,
58
Нефтегазовая энциклопедия
предназначенных для обеспечения безопасного спуска и цемен-
тирования хвостовиков или секций обсадных колонн и после-
дующего отсоединения от них бурильных труб. При разгрузке
хвостовиков или секций обсадных колонн на забой скважины
или друг на друга происходит изгиб колонны с разл. интенсив-
ностью. Для предотвращения изгиба хвостовики или секции об-
садных колонн подвешивают в стволе скважины. Техн, средст-
ва, с помощью к-рых проводят глубинную подвеску хвостови-
ков и секций обсадной колонны, носят назв. подвесных уст-
ройств. При креплении скважины секциями обсадной колонны
применяют разл. приспособления (соединители) для глубинно-
го соединения (стыковки) секций между собой. Для герметиза-
ции верх, части зацементир. хвостовиков или секций обсадной
колонны используют герметизирующие устройства, перекры-
вающие заколонное пространство.
Колориметр - прибор для количественной оценки интенсивности
окраски испытуемой жидкости при сравнении со стандартом.
Применяется: а) для определения количественного содержания
веществ, образующих растворимые окрашенные соединения; б)
для определения цветности окрашенных посторонними приме-
сями продуктов (напр., для оценки степени очистки нефтепро-
дуктов от смол и т.п.).
Колориметрия - один из методов физико-химического анализа,
заключающийся в сравнении окраски испытуемого раствора с
окраской раствора эталонного. К. могут подлежать как естест-
венно окрашенные соединения (напр., щелочные растворы гу-
миновых кислот), так и специально полученные окрашенные
производные веществ, не обладающих пригодной для колори-
метрического определения окраской. Сопоставление окраски
растворов производится с помощью колориметра или спектро-
фотометра. Метод К. пригоден для определения содержания
веществ в очень малых количествах.
Колотилин Анатолий Никитович (1936) - организатор производ-
ства в области транспорта газа. Окончил Грозненский нефтяной
ин-т (1958). Трудовую деятельность начал в 1958. Начальник
отдела, зам. директора Дирекции строящегося газопровода Бу-
Том 2 (К)
59
хара-Урал (1961-1966); главный инженер, зам. начальника
Управления магистральных газопроводов Бухара-Урал (1966-
1970); главный инженер, начальник Управления капитального
строительства Мингазпрома (1970-1978); начальник Главгос-
гортехнадзора СССР (1980-1981); зам. министра газовой про-
мышленности (1981-1986); советник по экономическим вопро-
сам посольства СССР в Ираке, торговый представитель СССР,
России в Ираке (1986-1992); председатель правления государ-
ственной нефтяной компании «Нафта Москва», президент, ге-
неральный директор акционерного общества «Нафта Москва»
(с 1992). Награжден орденом СССР, лауреат Государственных
премий СССР, Почетный работник газовой промышленности.
Колумбия - государство на С.-З. Южной Америки. Граничит на В.
с Венесуэлой и Бразилией, на Ю - в основном с Перу и Эквадо-
ром, на С.-З.- с Панамой. На С.-З. омывается водами Карибско-
го м. (длина береговой линии 1600 км), на 3. - Тихого океана
(длина береговой линии 1300 км). В составе территории К,-
острова Сан-Андрес, Провиденсия и др.- в Карибском море, о.
Мальпело - в Тихом океане. Площадь 1138,9 тыс. км2. Населе-
ние 40,8 млн чел. (1998). Столица - г. Богота. Крупнейшее неф-
тяное м-ние - Барранкабермеха. С прибрежными равнинами
долин рр. Патия, Сан-Хуан, Атрато связаны аллювиальные рос-
сыпные м-ния золота и платины. Глубокая депрессия низовьев
Магдалены и Сину нефтегазоносна. В Восточной и Централь-
ной Кордильерах известны магматогенные м-ния железных и
медных руд, серебра, а в районе Боготы - м-ния изумрудов.
Кольская сверхглубокая скважина - расположена в Печенгском
р-не Мурманской обл., близ г. Заполярный. Глубина 12000 м.
К.с.с. сооружается в В. части Балтийского щита для изучения
геологии и металлогении континентальной земной коры с отбо-
ром керна по всему стволу скважины. Сооружение К.с.с. осу-
ществляется спец, буровой установкой «Уралмаш-15000», обо-
рудованной механизир. системой для спуско-подъемных опера-
ций (АСП-6). Привод установки - электрический постоянного
тока. Регулирование частоты вращения ротора, лебедки и буро-
вых насосов бесступенчатое. Установленная мощность обору-
60
Нефтегазовая энциклопедия
дования ок. 18000 кВт. Макс, давление насосов 40 МПа. Конст-
рукция скважины состоит из направляющей колонны (диаметр
720 мм) до глуб. 39 м, стационарной обсадной колонны (324
мм) - 2000 м, съемной обсадной колонны (245 мм) - 2000 м, да-
лее открытый ствол (215 мм). В случае осложнений предусмот-
рено извлечение съемной колонны, расширение пробуренного
ствола до заданной глубины и крепление его стационарной об-
садной колонной. Бурильная колонна - комбинированная, из
стальных и легкосплавных труб диаметром 140-147 мм и тол-
щиной стенок 11-17 мм. Бурение турбинное, до глуб. 8000 м с
применением турбобуров А7Ш, на больших глубинах с исполь-
зованием турбобуров с гидродинамич. торможением вала тур-
бины (300 об/мин) и турбобуров с редукторными вставками
(150 об/мин). К.с.с. оборудована совр. средствами контроля
процесса бурения, здесь впервые в турбинном бурении на столь
больших глубинах ведется контроль частоты вращения долота
на забое по гидравлич. каналу связи. Изучение разреза К.с.с.
геофиз., петрофиз. и геохим. методами позволило получить ин-
формацию о вещественном составе г.п., их физ. состоянии и
свойствах в естеств. залегании в условиях высоких давлений и
темп-p, изучить напряженное состояние массива. В результате
исследований построены петрофиз. модели континентальной
земной коры, определено влияние метаморфизма, гранитиза-
ции, минерализации и темп-p на свойства г.п. Эти модели по-
служили основой для более достоверной интерпретации назем-
ных геофиз. исследований (глубинного сейсмич. зондирования,
гравимагнитных и электрич. методов). Изучена природа сейс-
мич. границ, выявлены закономерности их распределения. Оп-
ределено содержание породообразующих и рудных минералов.
Полученная информация легла в основу геол, построений и
прямой оценки свойств, состава и состояния крупнейших стра-
тиграфии. подразделений земной коры - архея и протерозоя. В
результате геол.-геофиз. интерпретации откорректированы
представления о строении земной коры континентального типа,
оценена достоверность интерпретации геофиз. данных и опре-
делены направления развития глубинных геофиз. методов изу-
чения кристаллин, толщ; так, напр., не подтвердилось пред-
ставление о разделе земной коры на «гранитный» и «базальте-
Том 2 (К)
61
вый» слои. Выявлено глубинное строение и расшифрован ме-
ханизм формирования докембрийских структур, контролирую-
щих размещение м-ний цветных и редких металлов. На боль-
ших глубинах обнаружены проявления гидротермальной мед-
ной, свинцовой, цинковой и др. минерализаций, что свидетель-
ствует о значительно большей глубине рудообразования, чем
предполагалось.
Кольцевая система оконтуривающих скважин - система разве-
дочного бурения, при которой разведочные скважины задаются
во все стороны от разведанной уже площади, обычно последо-
вательно, сползая от присводовой части м-ния на крылья струк-
туры. Эта система применяется на широких и пологих антикли-
нальных складках и платформенных структурах.
Кольцевая система расположения эксплуатационных скважин
- система размещения эксплуатационных скважин замкнутыми
рядами, вытянутыми вдоль контура нефтеносности или газо-
носности. Эта система стала широко применяться одновремен-
но с внедрением методов поддержания пластового давления пу-
тем законтурного заводнения.
Кольцо Беттиса - резиновые кольца (протекторы), надеваемые на
бурильные трубы с целью уменьшить износ бурильных и об-
садных труб и замков и создать лучшую центрировку колонны
труб за счет ограничения их прогиба.
Комбинированная аэрофотосъемка - представляет собой соче-
тание мензульной съемки с аэрофоросъемкой. В задачу поле-
вых наземных работ К.а. входит создание планового и высотно-
го обоснования и съемка рельефа на контурных планах с их
дешифрированием. Фотограмметрическая обработка аэросним-
ков заключается в сгущении планового обоснования и в изго-
товлении контурных планов. Достоинством К. а. является зна-
чительное сокращение объема полевых работ, особенно в рай-
онах с большим количеством контуров, а также в наиболее пра-
вильном изображении рельефа местности. К недостаткам К. а.
следует отнести все же большой объем полевых топографиче-
ских работ.
62
Нефтегазовая энциклопедия
Комбинированное бурение - бурение скважин, состоящее из со-
четания ударно-канатного бурения с вращательным. К.б. при-
меняется при проходке очень твердых пород и при вскрытии
нефтяного пласта с небольшим давлением в нем.
Коммутатор взрывной - распределительное устройство для про-
изводства взрывов от батарей при сейсмических работах.
Компас - прибор для ориентировки данного пункта земной по-
верхности относительно стран света (С.-Ю.) и определения на-
правления магнитного меридиана, что достигается с помощью
магнитной стрелки, вращающейся на шпиле в центре лимба,
разделенного на 360°. В горном К. имеется еще отвесик для оп-
ределения углов наклона пластов.
Компаунд-канаты - талевые канаты, изготовляемые из проволок
различной толщины, причем более тонкие (напр., 1,2 мм) рас-
полагаются внутри прядей, а более толстые (напр., 1,6 мм) -
ближе к поверхности; такие канаты отличаются более долгим
сроком службы.
Компрессия - сжатие.
Компрессорная скважина - скважина, эксплуатирующаяся с по-
мощью нагнетания в нее газа или воздуха, сжатого компрессо-
рами. Существует несколько типов и систем лифтов (подъемни-
ков, которые обеспечивают подъем нефти на поверхность): а)
двухрядный, при котором в скважину спускается два концентри-
чески расположенных ряда насосно-компрессорных труб, при-
чем газ подается в скважину через межтрубное пространство
этих труб, а нефтегазовая смесь поднимается по внутреннему
пространству труб меньшего диаметра; б) однорядный, при ко-
тором в скважину спускается один ряд насосно-компрессорных
труб. При этом типе лифта газ может подаваться в скважину по
двум системам: по кольцевой системе, при которой газ подается
в межтрубное пространство и нефтегазовая смесь поднимается
по насосно-компрессорным трубам, и по центральной системе,
при которой газ подается в скважину по насосно-компрессорным
трубам и нефтегазовая смесь поднимается по межтрубному про-
странству; в) двухрядный ступенчатый, при котором наружная
Том 2 (К)
63
колонка насосно-компрессорных труб ступенчатая - внизу
меньшего диаметра. На устье каждой компрессорной скважины
устанавливается компрессорная арматура, назначение которой
состоит в поддержании спущенных в скважину труб, гермети-
зации межтрубных пространств, в направлении продукции
скважины в выкидную линию и в направлении сжатого газа в
центральную трубу или межтрубные пространства. Продукция
компрессорной скважины по выкидной линии направляется в
специальную емкость, где происходит отделение газа от нефти.
Такие емкости называются газовыми сепараторами или трапа-
ми. Из трапа газ поступает по специальной газовой линии вновь
на прием компрессоров.
Компрессорная эксплуатация - способ эксплуатации нефтяных
скважин, при котором в помощь пластовой энергии, уже недос-
таточной для подъема нефти на поверхность, к башмаку подъ-
емных труб подводится сжатый в компрессорах нефтяной газ
(газлифт) или воздух (эрлифт), энергия расширения которых
используется для подъема нефти. К.э. впервые была эффектив-
но применена в 1897 на Бакинских промыслах по предложению
инж. В.Г. Шухова.
Конвекция (перенесение, перемещение) - 1. К. в атмосфере -
непрерывное перемещение вверх нижних слоев и вниз верхних
слоев тропосферы, вследствие неравномерного нагревания
нижних слоев, покрывающих весьма различные по строению и
форме географические участки земной поверхности, нагретые в
различной степени. 2. К. в море - взаимное перемещение ниж-
них и верхних слоев воды в морях и океанах, обусловленное
изменениями плотности морской воды в связи с переменами ее
температуры или солености.
Конвергенция - схождение, приобретение сходных признаков.
Напр., у грязевых и вулканических сопок имеются некоторые
внешние сходные признаки, но в генетическом отношении эти
сопки совершенно различны. В палеонтологии К - это сходство
в строении или в отдельных признаках у организмов, принад-
лежащих к различным, иногда далеким друг от друга группам,
64
Нефтегазовая энциклопедия
обусловленное не родственными связями, а общностью условий
существования и образа жизни.
Конгломерат - грубая обломочная горная порода, состоящая из
сцементированных (по мнению некоторых авторов, и несце-
ментированных) между собой галек и мелких округлых валу-
нов, независимо от их литологического состава. Различают К.
базальные, залегающие в основании серий или толщ пород, и К.
внутриформационные, кверху и книзу более или менее посте-
пенно переходящие в песчаники. Гравийные конгломераты (из
обломочных частиц от 1-2 до 10 мм) обычно называют граве-
литом.
Конго (Народная Республика Конго) - гос-во в Центр. Африке.
На Ю.-З. омывается Атлантич. ок. Пл. 342 мыс.м2. Нас. 2,5 млн
чел. (1998). Столица - Браззавиль. В К. известны м-ния нефти,
природного газа, битуминозных песчаников, руд железа,
вольфрама, золота, меди, ниобия, олова, свинца, танталя, цинка,
фосфоритов, алмазов и калийных солей. В структуре топливно-
энергетич. баланса на долю нефти приходится ок. 70%. Откры-
то и разведано 8 м-ний нефти и газа; все они относятся к Кван-
за-Камерунскому басе, и расположены (за исключением м-ний
Менго и Пуэнт-Эндьен) на шельфе. Глубокие залегания нефт.
залежей от 190 до 1500 м. Осн. часть извлекаемых запасов со-
средоточена в м-ниях Эмерод и Лоанго. Нефти малосернистые,
б.ч. тяжелые и вязкие. Добычу п.и. ведут смешанные компании
с участием французского и итальянского капиталов при сохра-
нении гос. контроля над реализацией продукции. Страна пол-
ностью удовлетворяет свои потребности в нефтепродуктах за
счет разработки собств. м-ний нефти. К. занимает 8 место по
добыче нефти среди стран Африки. Способ добычи на всех м-
ниях насосный. Увеличение дебита скважин достигается путем
нагнетания пара под давлением в скважину. Это приводит к
снижению вязкости нефти и ее самоизливанию на поверхность.
Конгрессы международные (в области освоения недр Земли) -
учреждены в кон. XIX в. применительно к крупным отраслям
знаний - геологии, горн, делу, добыче нефти и газа, торфа, пер-
вичной переработке твердых п.и., а также крупным научным
Том 2 (К)
65
дисциплинам. К.м. имеют единообразную организац. структу-
ру: пленарный орган (конгресс, сессия), в к-ром представлены
все государства-члены; исполнит, орган (совет, оргкомитет),
состоящий из огранич. числа членов К.м.; секретариат. Кон-
грессы проводятся обычно 1 раз в 2-4 года. На них рассматри-
ваются доклады по гл. проблемным направлениям, выпускают-
ся их тезисы, организуются выставки, спец, экскурсии. Прове-
дение конгрессов сопровождается присуждением именных
премий, выдачей дипломов. Они отмечаются выпуском спец, и
памятных нагрудных значков и знаков.
Конденсат газовый - продукт, выделенный из природного газа и
представляющий собой смесь жидких углеводородов (содер-
жащих больше 4 атомов С в молекуле). В природных условиях
К.г - раствор в газе более тяжелых углеводородов. Содержание
К.г. в газах различных м-ний колеблется от 12 до 700 см3 на 1
м3 газа. Выделенный из природного газа при снижении давле-
ния и (или) температуры в результате обратной конденсации
К.г. по внешнему виду - бесцветная или слабоокрашенная жид-
кость плотностью 700-800 кг/м3 с температурой начала кипения
30-70 °C. Состав К.г. примерно соответствует бензиновой или
керосиновой фракции нефти или их смеси. К.г- ценное сырье
для производства моторных топлив, а также для химической
переработки. Добычу К.г. при благоприятных геологических
условиях осуществляют с обратной закачкой в пласт газа, очи-
щенного от бензиновой фракции. Такой способ позволяет из-
бежать потерь К.г. в недрах из-за конденсации при снижении
пластового давления. Для извлечения конденсата из газа при-
меняют масляную абсорбцию или низкотемпературную сепара-
цию. Полученный К.г. содержит много растворенного газа
(этан-бхтановых фракций) - так называемый нестабильный
конденсат. Для доставки такого К.г. потребителю наливным
транспортом его стабилизируют ректификацией или выдержи-
вают при атмосферном давлении и повышенной температуре
для удаления легкопетучих фракций. Во избежание потерь про-
пан-бутановых фракций ректификацию ведут в несколько сту-
деней. Практикуется также доставка нестабильного К.г. по тру-
бопроводу под собственным давлением на газобензиновые за-
66
Нефтегазовая энциклопедия
воды для извлечения легколетучих фракций и окончательной
переработки.
Конденсатогазовый фактор - содержание газового конденсата в
продукции газоконденсатных скважин. Измеряется в см3/м3,
объем газа при этом приводится к давлению 1,01 105 Па и
темп-ре +20 °C. Определяют К.ф. по насыщенному (сырому) и
стабилизир. конденсату на начало разработки залежи (началь-
ный К.ф. находится в результате исследований скважины на га-
зоконденсатность) и на каждом ее этапе (текущий К.ф. опреде-
ляется по результатам исследования процесса дифференц. кон-
денсации). На К.ф. влияет режим работы газоконденсатной за-
лежи. В случае, когда пластовое давление превышает давление
начала конденсации газоконденсатной смеси (т.е. не происхо-
дит выделения газового конденсата из пластового газа), К.ф.
остается постоянным при падении пластового давления в про-
цессе разработки залежи. Если давление начала конденсации
равно начальному пластовому давлению, К.ф. уменьшается при
снижении пластового давления до величины давления макс,
конденсации, затем стабилизируется и далее несколько возрас-
тает. В случае разработки залежи с поддержанием пластового
давления К.ф. не меняется. Значения К.ф. зависят от содержа-
ния в пластовом газе высококипящих углеводородов (С5+ВЬ1СШие)
и могут достигать 1 000 см3/м3.
Конденсатоотдача пласта - характеризует степень извлечения
газового конденсата из газоконденсатных и нефтегазоконден-
сатных м-ний. Различают текущую К. (определяется на нек-рый
момент времени) и конченую (на момент прекращения пром,
разработки м-ния). Для количеств, оценки К. используют ко-
эфф. К,- отношение кол-ва извлеченного конденсата (приве-
денного к одинаковым термобарич, условиям) к балансовым
запасам его в залежи, подсчитанным на стадии разведки (изме-
ряется в долях единицы или в процентах). Коэфф. К. изменяет-
ся от 35 до 90% в зависимости от содержания в газе С5+ВыСШие,
условий залегания осн. полезного ископаемого, а также от спо-
соба разработки м-ния; используется для определения извле-
каемых (пром.) запасов конденсата. Кроме того, учитывается
Том 2 (К)
67
при составлении проекта разработки газоконденсатного или
нефтегазоконденсатного м-ния, характеризует эффективность
технологии его разработки. Полнота извлечения конденсата в
нек-рых случаях определяет рациональность системы разработ-
ки (при высоких содержаниях конденсата в пластовом газе - до
1200 см3/м3). Обеспечение высокой К. (коэфф. 70-90%) дости-
гается рециркуляцией газа (сайклинг-процесс), поддержанием
пластового давления в залежи закачкой воды или др. рабочих
агентов, применением комбинир. способов разработки м-ния.
Конденсатопровод - трубопровод для перекачки стабильного га-
зового конденсата из р-на добычи на газоперерабат. з-д или
нефтехим. комб-т. Для транспортирования конденсата в одно-
фазном (жидком) состоянии в К. поддерживается давление,
превышающее величину упругости паров конденсатов (при
наивысшей темп-ре окружающей среды) на 0,3-0,5 МПа. На К.
большой протяженности (400-1000 км) с пропускной способно-
стью 5000-9000 м3/сут через каждые 150-250 км (в зависимости
от рельефа трассы, диаметра трубопровода и промежуточного
отбора продукта) сооружают перекачивающие насосные стан-
ции. Надежность и экономичность работы К. определяется со-
блюдением технол. режима перекачки конденсатов, обеспечи-
вающего однофазность потока в магистрали и во всасывающем
коллекторе насосных станций. Для обеспечения нормальной
работы насосной станции с учетом неравномерности поступле-
ния конденсата и возможных изменений режима его перекачки
на К. устанавливают подпорные емкости (или группы емко-
стей), уровень конденсата в к-рых изменяется в ©предел, преде-
лах. Миним. высота жидкости определяется из условия обеспе-
чения бескавитац. работы насосов (с учетом возможного обра-
зования вихревых воронок над сливным патрубком емкости),
макс, высота - из условия предотвращения выброса конденсата
в систему трубопроводов, отводящих газы дегазации на до-
жимную компрессорную станцию или эжекторные устройства.
К. сооружается из стальных труб, в осн. диаметром до 1000 мм,
способ прокладки аналогичен магистральному газопроводу.
Кондуктор - первая колонна обсадных труб (после направления),
Имеющая назначение: 1) перекрывать наносы и неустойчивые
68
Нефтегазовая энциклопедия
породы верхней части разреза скважины; 2) предупреждать
размыв стенок скважины у ее устья и создавать условия для на-
дежной герметизации приустьевой части ствола скважины при
установке превентера.
Коновалов Дмитрий Владимирович (1941) - крупный геолог-
нефтяник. Окончил Московский нефтяной ин-т (1963). Трудо-
вую деятельность начал в НПУ «Тэбукнефть» (1963-1973); за-
тем главный геолог нефтегазодобывающего управления «Усин-
скнефть» (1973-1974); начальник Районной инженерно-
технологической службы нефтегазодобывающего управления
«Тэбукнефть» (1974-1977); начальник технологического отдела
по разработке нефтяных и газовых м-ний объединения «Коми-
нефть» (1977-1987); главный геолог Главного научно-
технического управления, начальник отдела разработки м-ний
Главгеологии Миннефтепрома (1987-1990); ведущий специа-
лист Управления делами Совета Министров СССР (1990-1991);
начальник отдела разработки м-ний комитета нефтяной про-
мышленности Минтопэнерго (1991-1993); командировка во
Вьетнам (1993-1996); главный специалист Департамента ак-
ционерного общества «Российская инновационная топливно-
энергетическая компания» (с 1996). Награжден медалями
СССР.
Константинов Леонид Павлович (1914-1991) - крупный специа-
лист в области породоразрушающего инструмента. Окончил
Азербайджанский индустриальный ин-т (1937). Работа в систе-
ме Азнефтекомбината (1937-1941); работа в аппарате Миннеф-
тепрома (1946-1950); начальник Экспериментального отдела
СКБ-2 Миннефтепрома СССР, заведующий отделом долот
ВНИИБТ (1953-1983), старший научный сотрудник ВНИИБТ
(1983-1990). Награжден орденами и медалями СССР, Почетный
нефтяник. Заслуженный изобритатель РСФСР.
«Коноко» - нефт. монополия США. Осн. в шт. Делавэр в 1920
под назв. «Maryland Oil Со.», в 1929 переименована в
«Continental Oil Со.», совр. назв. с 1979. В 1981 поглощена амер,
хим. монополией («Е. 1. du Pont de Nemours and Company») и
преобразована в ее дочернюю компанию. Компания специали-
Том 2 (К)
69
зируется на разведке, добыче, транспортировке и сбыте нефти и
нефтепродуктов, добыче угля, урановых руд, произ-ве хим. то-
варов и пластмасс. Компания добывает нефть в США, Брит, и
Норв. секторах Северного м., Ливии, Индонезии, ОАЭ и Егип-
те. Доказанные запасы нефти, контролируемые «К.», оценива-
ются в 190 млн т (на кон. 1984), из к-рых на долю США прихо-
дится 50 млн т, стран Зап. Европы - 49 млн т и Ливию, ОАЭ,
Индонезию, Египет - 91 млн т. Доказанные запасы природного
газа оцениваются в 80,3 млрд м3, из к-рых США принадлежат
61,1 млрд м3. В США добыча нефти в осн. сосредоточена в
Мексиканском зал., басе. Уиллистон (шт. Сев. Дакота и Монта-
на), Анадарко (шт. Оклахома) и на Сев. Аляске. В Северном м.
нефть добывают на м-ниях Мерчисон (доля участия «К.»
29,54%), Статфьорд.(13,71%), Данлин (9,77%) и Тистл (1,16%).
Общий объем добычи нефти 17,9 млн т, в т.ч. в США 6 млн т.
Добыча газа 8,6 млрд м3, в т.ч. в США 6,9 млрд м3. Нефтепере-
рабат. з-ды (мощность св. 30 млн. т нефти в год) компании на-
ходятся в осн. в США. Компания имеет собств. терминалы и
широкую сбытовую сеть в разд, городах мира.
Консервация скважин - герметизация устья скважины на опре-
дел. период времени с целью сохранения ее ствола в процессе
бурения либо после окончания бурения. К.с. проводится на не-
продолжительный срок (неск. месяцев) в процессе бурения при
появлении в разрезе осложняющих горно-геол, условий, при
кустовом бурении до окончания сооружения всех скважин в
кусте, при освоении м-ний до обустройства промысла либо на
длит, сроки - после отработки м-ния. К.с., подготовленных к
эксплуатации, заключается в установлении полного комплекта
устьевой арматуры, после чего для пуска скважины необходимо
лишь присоединить ее напорную линию к нефте- или газопро-
воду. Для сохранения пробуренного ствола отд. интервалы
скважины, сложенные неустойчивыми породами, на период
консервации закрепляют цем. раствором (цем. мостами) или др.
вяжущими материалами (напр., смолами). При возобновлении
работ в скважине эти интервалы разбуривают. При К.с. на про-
должит. период времени устьевая арматура скважины покрыва-
ется антикоррозионным покрытием.
70
Нефтегазовая энциклопедия
Консистометр - прибор для измерения консистенции (густоты)
всех неньютоковских тел в случаях, когда применение виско-
зиметров или реометров невозможно (особенно в условиях вы-
соких температур и давлений). Принцип действия К. заключа-
ется в измерении силы сопротивления или времени движения
твердого тела в испытуемой среде.
Константиновское нефтяное месторождение - расположено в
3. части Башкирии, несколько восточнее Туймазинского нефтя-
ного м-ния. Промышленная нефтеносность в основном связана
с отложениями живетского яруса, в которых выделяются три
нефтяных пласта: Д, Дп и Д1У, представленные песчаниками.
Эти пласты, залегающие на глубине 1750-1800 м, содержат от-
носительно легкую нефть с малым содержанием серы (до 1,3%),
отличаются высокой продуктивностью скважин. Разрабатыва-
ются с поддержанием пластового давления путем законтурного
заводнения. Обнаруженная нефтяная залежь в песчаниках угле-
носной свиты, содержащая сернистую нефть 0,889, имеет не-
большое промышленное значение.
Конструктивная деформация пластов - так иногда наз. измене-
ния в залегании пластов, происшедшие без разрыва сплошно-
сти.
Конструкция низа скважин - существует несколько К.н.с.:
1. Спуск колонны обсадных труб несколько ниже (5-10 м) по-
дошвы вскрываемого нефтяного пласта со сплошной заливкой
цементом затрубного пространства с последующим прострелом
дыр. 2. Спуск колонны обсадных труб с готовым фильтром в
нижней ее части в нефтяной пласт на ту или иную заданную
глубину от его кровли с манжетной заливкой цементом затруб-
ного пространств выше нефтяного пласта. 3. Спуск колонны
обсадных труб с остановкой башмака над нефтяным пластом
его в кровле с заливкой цементом затрубного пространства и
последующим спуском и установкой против нефтяного пласта
специального фильтра, изготовленного из трубы меньшего
диаметра с многочисленными отверстиями щелевидной или
круглой формы. 4. Спуск колонны обсадных труб с остановкой
башмака над нефтяным пластом или в кровле его с последую-
Том 2 (К)
71
щим вскрытием самого пласта без спуска фильтра (конструкция
с открытым забоем).
Контакт (в геологии) - поверхность соприкосновения между со-
бой различных горных пород. Различают три рода К.: 1) нор-
мальный или нормально-осадочный, 2) тектонический и 3) маг-
матический. Нормальные К. характеризуются наличием страти-
графической последовательности в напластовании пород. Нор-
мальный К. бывает согласный и несогласный, или трансгрес-
сивный. При тектоническом К. комплексы пород различного
возраста соприкасаются между собой по поверхности разрыва в
земной коре благодаря сбросам и надвигам. Магматическим К.
наз. поверхность или зона соприкосновения осадочных пород с
магматическими или различных магматических пород между
собой.
Континент, материк - крупнейший массив земной коры, большая
часть поверхности к-рого выступает над уровнем Мирового
океана в виде суши, а периферич. часть погружена под уровень
океана. В совр. геол, эпоху существует шесть К.: Евразия, Аф-
рика, Северная Америка, Южная Америка, Австралия, Антарк-
тида. Мощность земной коры изменяется от 35 до 75 км. Выде-
ляются внутриконтинентальные и окраинно-континентальные
структуры.
Контрольная скважина - скважина, предназначенная для наблю-
дения за положением уровня подземных вод, а также изменени-
ем пластового давления, темп-ры, нефтегазоводонасыщенности
пласта, перемещением водо- и газонефтяного контактов и др.
Данные К.с. используют для контроля и регулирования процес-
са разработки нефт. залежи. К.с. оснащаются контрольно-
измерит. приборами или обслуживаются передвижными замер-
ными установками. В зависимости от задачи контроля роль К.с.
могут выполнять пьезометрич., наблюдательные, добывающие,
нагнетательные и др. скважины.
Контур газоносности - замкнутая граница распространения сво-
бодного газа в виде газовой шапки в данном пласте. За К.г. вниз
по падению пластов находится либо нефть, либо вода (в случае
72
Нефтегазовая энциклопедия
чисто газовой залежи). Положение К.г. в плане определяется
проекцией линии пересечения газонефтяного или газоводяного
контакта с кровлей (внешний К.г.) или подошвой (внутренний
К.г.) газосодержащего пласта.
Контур нефтеносности - граница распространения залежи нефти.
За К.н., вниз по падению пласта, обычно содержится вода. По-
ложение К.н. на карте определяется проекциями линий водо-
нефтяного контакта на пересечении с кровлей нефтеносного
пласта (внешний К.н.) или с его подошвой (внутренний К.н.), а
также с линиями сбросов и надвигов. Часть залежи нефти в
пределах внутреннего К.н. наз. зоной сплошного нефтенасыще-
ния пласта. Верхние слои воды, подстилающие нефтяную за-
лежь в пологих структурах, наз. подошвенной водой. Форма и
положение К.н. в водо- и газонефтяной зонах зависят от актив-
ности или пассивности краевых (или подошвенных) вод. При
активном напоре вод и однородности литолого-физических
свойств коллектора залежь нефти симметрична со структурой
пласта, причем К.н. следует изогипсам пласта по положению к
началу разработки пласта (первоначальный К.н.). В процессе
разработки пласта К.н. изменяет свое положение (текущий
К.н.).
Контур питания залежи - в гидродинамике так называется ли-
ния, на которой в период разработки пласта давление остается
либо постоянным, либо изменяется по определенному закону в
зависимости от темпа отбора жидкости из пласта.
Контур питания приведенный - контур, который при одножид-
костной системе дает одинаковые величины дебита скважин и
времени перемещения водо- или газонефтяного контакта (от
какого-то начального до конечного его положения) со средним
дебитом и временем перемещения того же контакта при движе-
нии в пласте двухжидкостной системы с истинным контуром
питания. К.п п. позволяет при расчетах дебитов и сроков об-
воднения скважин заменить математически сложно решаемую
задачу о движении двухжидкостной системы более простой за-
дачей одножидкостного потока.
Том 2 (К)
73
Контур питания условный - при упруговодонапорном режиме
так называют линию в пластовой водонапорной системе, до ко-
торой в данный момент снижение пластового давления только
успело дойти и на которой давление с большой практической
точностью пока еще остается равным первоначальному.
Контурная вода - то же, что краевые воды.
Концентрация растворов - количественное содержание вещества
в растворе. Существует ряд способов выражения концентрации
вещества в растворе: 1) измерение К.р. по плотности - а) плот-
ности, б) в градусах Боме, в настоящее время мало употреби-
тельное; 2) измерение по весу вещества на единицу веса рас-
твора; 3) по весу вещества на единицу объема раствора; 4) по
числу грамм-молей или грамм-эквивалентов вещества на еди-
ницу объема.
Концессии в горном деле - соглашения, разрешающие на опре-
дел. условиях осуществлять поиски, разведку и (или) эксплуа-
тацию м-ний полезных ископаемых, принадлежащих гос-ву
(или местным властям). К. юридически оформляются путем за-
ключения контрактов (договоров) о предоставлении прав, ли-
цензий, о сдаче в аренду.
Координаты - величины, определяющие положение точки на
плоскости, в пространстве и на любой поверхности. Известны
К.: прямоугольные (общие декартовы), косоугольные или по-
лярные, плоские, сферические и др. Наиболее распространены
системы прямоугольных К., в которых оси координат взаимно
перпендикулярны (координаты Гаусса-Крюгера).
Копысицкий Павел Израилович (1904-1996) - специалист в об-
ласти машиностроения. Окончил Азербайджанский политехни-
ческий ин-т (1929). Инженер, начальник конструкторского бю-
ро, гла ный конструктор на заводах им. Дзержинского и Л.
Шмидт-: начальник отдела Главного управления Миннефте-
прома СССР (1945-1957); главный специалист Госплана
РСФСР (1957-1959); главный специалист Госкомитета СМ
СССР по автоматизации и машиностроению (1959-1963); зам.
начальника Управления Госкомитета химического и нефтяного
машиностроения (1963-1965); начальник технического отдела,
74
Нефтегазовая энциклопедия
ведущий инженер ВНИИБТ (1965-1986). Награжден орденами
и медалями СССР.
Коралловые рифы - известковые сооружения различной формы
и размеров на дне моря, образованные колониальными корал-
лами. К.р. бывают трех типов: 1) береговые рифы, непосредст-
венно опоясывающие берег; 2) барьерные рифы, отделенные от
берегов проливом; 3) коралловые острова, имеющие форму
кольца, внутри которого находится лагуна. Такой коралловый
остров наз. атоллом. Основные условия существования рифо-
образующих кораллов: температура воды не ниже +20 °C, глу-
бина не более 80 м от поверхности моря, чистая вода с нор-
мальным для моря содержанием солей. Высокие К.р. свиде-
тельствуют о длительном прогибании морского дна.
Коренная порода - всякая неизмененная горная порода, залегаю-
щая на месте своего образования.
Корея - страна в Вост. Азии, на Корейском п-ове (включая остро-
ва) и на прилегающей части материка. Пл. 220,8 тыс. км2, в т.ч.
острова 6 тыс. км2 и демилитаризованная зона 1,1 тыс. км2. Нас.
67,2 млн чел (1998) (Юж. Корея - 46,4. Сев. Корея - 21,2). По-
сле освобождения от япон. колониального господства (1945)
терр. К. была временно разграничена на две зоны военной от-
ветственности - советскую и американскую. В Юж. К. на осно-
вании сепаратных выборов в авг. 1948 была провозглашена т.н.
Корейская Республика. В сент. 1948 была создана Корейская
Народно-Демократич. Республика (КНДР). В соответствии с
соглашением о перемирии, заключенным в ходе войны 1950—
1953, между Сев. К. и Юж. К. установлена демаркац. линия, про-
веденная приблизительно по 38° с.ш. Недра К. богаты разнооб-
разными п.и., в т.ч. углем, рудами черных, цветных, редких и
благородных металлов, а также неметаллич. сырьем. Горн,
пром-сть - одна из ведущих отраслей экономики. Она удовле-
творяет потребности страны во мн. видах минерального сырья.
Обеспеченность нар. х-ва собственным минеральным сырьем
св. 75%. Экспортируются антрацит, жел. руда, цветные и бла-
городные металлы, барит, графит, тальк, магнезитовый клин-
кер. К. импортирует нефть, нефтепродукты, кокс.
Том 2 (К)
75
Корнев Алексей Дмитриевич (1911) - крупный инженер-
нефтяник. Окончил Азербайджанский индустриальный ин-т
(1937). Инженер треста «Молотовнефть» в г. Баку (1937-1941);
инженер конторы «Укрнефтепроект» (1945-1946); работа в Со-
ветском нефтяном управлении в Австрии (1946-1950); главный
инженер объединения «Пермнефть» (1951-1964). Награжден
орденом и медалями СССР.
Коробковское нефтегазовое месторождение - расположено в С.
части Волгоградской обл. в 180 км к С. от г. Волгоград. Про-
мышленная нефтегазоносность установлена в турнейском яру-
се, угленосной свите и верхнебашкирских слоях. Промышленно
газоносными являются отложения намюрского яр. и нижне-
башкирского гор. Кроме того притоки газа получены в верхнем
карбоне и юре. Основное промышленное значение имеет угле-
носная свита нижнего карбона; нефтесодержащейся является
мощная (до 35 м) пачка песчаников с прослоями алевролитов и
глин. На своде располагается обширная газовая шапка, окру-
женная на крыльях широкой полосой нефти. К.н.-г.м. открыто в
1952; является одним из крупных в Нижнем Поволжье.
Королев Борис Игоревич (1946) - организатор нефтегазового про-
изводства. Окончил Московский нефтяной ин-т (1969). К.т.н.
Трудовую деятельность начал в объединении «Сахалиннефть»
(1969-1978). Затем зам. начальника отдела, зам. секретаря
парткома Миннефтепрома (1978-1986); референт, старший
специалист аппарата Бюро Совета Министров СССР по топ-
ливно-энергетическому комплексу (1986-1990); зам. генераль-
ного директора объединения «Зарубежнефтестрой» (1990—
1991); вице-президент акционерного общества «Российский
межотраслевой научно-технический комплекс «Нефтеотдача»
(1991-1997). Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.
Коротаев Юрий Арсеньевич (1946) - организатор нефтяного про-
изводства. Окончил Пермский политехнический ин-т (1974).
К.т.н. Трудовую деятельность начал на Кункурском машзаводе
(1963-1975). Затем руководитель бригады, старший научный
сотрудник, заведующий лабораторией, зам. директора по про-
изводству и новым техническим процессам, зам. директора по
76
Нефтегазовая энциклопедия
научной работе, директор Пермского филиала ВНИИБТ акцио-
нерного общества «Научно-производственное объединение
«Буровая техника» (с 1975). Награжден медалями СССР.
Коротин Геннадий Михайлович (1924) - крупный специалист в
области автотранспорта. Окончил Саратовский автомобильно-
дорожный ин-т (1949). Главный инженер автотранспортной
конторы треста «Татнефтепромстрой», Управления механизи-
рованных работ объединения «Татнефть», Транспортного
управления Татарского СНХ, Средне-Волжского СНХ (1949—
1965); начальник Транспортного управления Миннефтепрома
(1965-1984). Награжден орденом и медалями СССР, Почетный
нефтяник.
Корреляционный метод преломленных волн (КМПВ) - метод
сейсморазведки, в котором элементы залегания пластов опре-
деляются по фазовым годографам преломленных волн; годо-
графы строятся на основе корреляции одноименных фаз как в
области первых вступлений, так и последующих. Является ос-
новной модификацией метода преломленных волн.
Корреляции - сопоставление каких-либо понятий или предметов,
напр., пластов, горизонтов, а также целых геологических разре-
зов. Возможны следующие методы К. геологических и буровых
разрезов: по литологическому составу, макро- и микрофауне,
микропетрографическим свойствам (по крупности и отсортиро-
ванное™ зерен), микроминералогическому составу, продуктам
вулканической деятельности, углеродному коэффициенту и
электрическим свойствам пород (по величине электрического
сопротивления и по самопроизвольной поляризации ПС). В
разведочной геофизике К. обычно называют установление со-
отношения между отдельными группами записей отраженных
или преломленных волн, полученных с помощью сейсмогра-
фов, расставленных вдоль профиля.
Корреляция по каротажу - одинаковая каротажная характери-
стика отдельных стратиграфических горизонтов позволяет ус-
тановить соответствие между ними в различных скважинах без
отбора грунтов. Особое распространение имеет корреляция по
каротажным диаграммам в пределах отдельных структур.
Том 2 (К)
77
Корреляция разрезов (колонок) - сопоставление геологических
колонок, обычно по стратиграфическим признакам.
Корреляция сейсмических волн - приемы прослеживания фаз
отраженных и преломленных волн в сейсморазведке. При К.с.в.
используют три основных признака: синфазность, повторяе-
мость формы записи на соседних трассах, наличие разрастания
амплитуд. Используются также качественные признаки записи.
К числу их в методе отраженных волн относятся: форма и про-
должительность импульса, наличие выдержанных групп отра-
жений, закономерное изменение времени отражения по профи-
лю и др. В методе преломленных волн дополнительными при-
знаками являются: наклон оси синфазности, характер затухания
волны с расстоянием, интервалы прослеживаемости и др. Про-
ведение корреляций особенно осложняется при наложении ин-
тенсивного фона помех, наличии дизъюнктивных нарушений,
выклиниваний и несогласий в залегании, так как в этом случае
могут возникнуть явления интерференции, трудно поддающие-
ся расшифровке.
Коррозия (в геологии) - явление разрушения (разъедания) по-
верхности горных пород под влиянием хим. воздействия воды и
водных растворов.
Кортунов Алексей Кириллович (1907-1973) - выдающийся орга-
низатор нефтегазового производства. Окончил Новочеркасский
инженерно-мелиоративный ин-т (1931). Герой Советского сою-
за. Прораб завода «Азовсталь», начальник строительства объек-
тов Центрального аэрогидродинамического ин-та (1931-1941);
начальник Главвостокнефтестроя, Главнефтепромстроя Мин-
нефтепрома, зам. министра нефтяной промышленности СССР
(1945-1957); начальник Главного управления газовой промыш-
ленности при Совете Министров СССР - министр, председа-
тель Государственного производственного комитета по газовой
промышленности, министр газовой промышленности (1957-
1972); министр строительства предприятий нефтяной и газовой
промышленности (1972-1973). Награжден орденами и медаля-
ми СССР. Его именем назван Новочеркасский инженерно-
мелиоративный институт, крупное пассажирское судно Кас-
пийского пароходства.
78
Нефтегазовая энциклопедия
Коршунов Евгений Степанович (1927) - организатор нефтегазово-
го производства. Окончил Московский нефтяной ин-т (1948).
К.т.н. Трудовую деятельность начал в 1948. Руководитель сек-
тора, главный инженер проекта, начальник сектора газотурбин-
ных буровых установок Гипронефтемаша (1955-1959); инст-
руктор, заведующий сектором нефтяной и газовой промышлен-
ности отдела тяжелой промышленности ЦК КПСС (1959-1973);
зам. министра газовой промышленности СССР (1973-1977); на-
чальник Управления нефтяной и газовой промышленности, зам.
председателя Госплана РСФСР (1977-1988); работа в ассоциа-
ции «Энерго-сбережение» (1988-1993). Награжден орденами и
медалями СССР, Почетный нефтяник, Почетный работник га-
зовой промышленности, Почетный нефтехимик, Почетный гео-
логоразведчик.
Корчагин Юрий Сергеевич (1932) - организатор нефтегазового
производства. Окончил Московский нефтяной ин-т (1956). Тру-
довую деятельность начал в НПУ «Альметьевнефть». Затем за-
ведующий нефтепромыслом, главный инженер НГДУ «Елхов-
нефть» объединения «Татнефтть» (1956-1972); начальник
НГДУ «Узеньнефть», зам. генерального директора объединения
«Мангышлакнефть» (1972-1981); главный специалист Госплана
СССР, старший референт, зам. заведующего Отделом топливо-
добывавщих отраслей аппарата Бюро СМ СССР по топливно-
энергетическому комплексу, заведующий сектором нефтяной и
нефтеперерабатывающей промышленности аппарата ГТЭК СМ
СССР, советник президента нефтяного концерна «Лангенасу-
райкогалымнефть», секретарь-руководитель аппарата Совета
директоров нефтяной компании «ЛУКойл» (с 1981). Награжден
орденами и медалями СССР.
Косчагыл - нефтяное м-ние, расположенное в Ю. части Эмбен-
ской нефтеносной обл., в 40 км от берега Каспийского моря.
Промышленная нефтеносность связана с сев. блоками. Нефте-
носными являются отложения альба, апта, неокома, средней
юры и пермотриаса. Всего насчитывается до 20 нефтяных пла-
стов; некоторые из них отличались в начальный период разра-
ботки высокой производительностью (30-70 т/сут). Нефти ме-
ловых нефтеносных пластов более тяжелые (0,880-0,885) по
Том 2 (К)
79
сравнению с юрскими (до 0,0830 в нижнем юрском горизонте).
К.н.м. в предвоенные годы являлось одним из наиболее круп-
ных в Эмбенской нефтеносной обл. Ежемесячная добыча нефти
достигала 900-1000 т.
Кострюков Геннадий Васильевич (1919) - организатор нефтегазо-
вого производства. Окончил Московский нефтяной ни-т (1950).
Помощник мастера, старший инженер, начальник отдела НПУ
«Бугульманефть», главный инженер Шугуровского нефтяного
промысла, начальник Ромашкинского нефтепромысла объеди-
нения «Татнефть», зам. директора ТатНИИ (1950-1969); стар-
ший научный сотрудник, начальник Гомельского отдела Укр-
гипроНИИнефть (1969-1982). Награжден орденами и медалями
СССР.
Косыгин Юрий Александрович (1911-1994) - выдающийся уче-
ный в области нефтегазовой геологии. Окончил Московскую
горную академию (1931). Д.г- мин. н. Профессор. Герой со-
циалистического труда. Академик АН СССР. Управляющий
нефтяными промыслами в Туркмени и Казахстане (1931-1935);
преподаватель Московской горной академии и Московского
нефтяного ин-та (1935-1941); руководитель поисковой партии
Технологического ин-та АН СССР, одновременно - преподава-
тель Академии нефтяной промышленности (1945-1958); акаде-
мик Сибирского отделения АН СССР, одновременно — заве-
дующий кафедрой геологии Новосибирского университета
(1958-1971); директор Хабаровского ин-та тектоники и геофи-
зики АН СССР (1971-1994). Лауреат Ленинской премии, лауре-
ат премий им. М.В. Ломоносова, А.П. Карпинского, лауреат
международных премий США, Франции, Китая и других стран.
Котур-Тепе - нефтяное м-ние, расположенное в пределах Запад-
но-Туркменской низменности между п-овом Челекен и м-нием
Небит-Даг. В красноцветной толще в процессе разведки вскры-
то несколько нефтесодержащих пластов. При испытании одно-
го из них (1956) был получен крупный фонтан нефти.
Котельников Иван Ефимович (1923) - специалист в области неф-
тепромысловой геологии. Окончил Грозненский нефтяной ин-т
80 Нефтегазовая энциклопедия
(1952). Трудовую деятельность начал в тресте «Туймазабур-
нефть», где прошел путь от геолога конторы бурения до глав-
ного геолога треста (1952-1965); главный геолог НПУ «Речи-
цанефть» (1965-1966), главный геолог объединения «Белорус-
нефть» (1966-1984). Награжден орденами и медалями СССР,
Почетный нефтяник.
Котов Аркадий Ульянович (1930 - 1994) - организатор нефтегазо-
вого производства. Окончил Львовский политехнический ин-т
(1955). Трудовую деятельность начал в Татарии, где прошел
путь от механика до главного механика конторы разведочного
бурения трестов «Татбурнефть», «Татнефтегазразведка» объе-
динения «Татнефть» (1955-1961). Главный механик Управле-
ния советских специалистов-нефтяников в Афганистане (1961 —
1966); зам. начальника, начальник отдела, зам. начальника,
главный инженер объединения ВО «Зарубежнефть», зам. на-
чальника, начальник Управления внешних сношений Миннеф-
тепрома (1968-1991); директор Департамента внешнеэкономи-
ческих связей корпорации «Роснефтегаз» (1991-1992); Почет-
ный нефтяник.
Кохановское нефтяное месторождение - находится в Кинель-
Черкасском р-не Самарской обл. Промышленно нефтегазонос-
ными являются доломиты кунгурского (артинского?) яруса и
песчаники угленосной свиты нижнего карбона. В эксплуатации
находятся два пласта кунгурского яруса, залегающие на глуби-
не 550-650 м. Залежи малодебитные. Более перспективной яв-
ляется залежь нефти в угленосной свите нижнего карбона, а
также IV девонский п тает
Коэффициент анизотропии (в электроразведке) - число, харак-
теризующее свойство слоистой среды оказывать различное со-
противление току в зависимости от его направления. Выража-
ется через
X
где е, и ев средние поперечное и продольные
удельные сопротивления среды. В анизотропной среде всегда
et > е„ и, следовательно, X > 1. В среде изотропной X = 1.
Том 2 (К)
81
Коэффициент водопроницаемости - это величина, характери-
зующая водопропускную способность горных пород и являю-
щаяся постоянной для определенной породы. К.в., или коэффи-
циент фильтрации, является составной частью формулы Дарси
v = ki, где v - скорость фильтрации, i - гидравлический гради-
ент. Величина К.ф. определяется различными способами (Бол-
дырева, Тима и др.).
Коэффициент использования - определяется по истощенным
или близким к истощению пластам как отношение объема из-
влеченной нефти (и небольших остаточных запасов, которые
будут извлечены) к объему пор пласта. Применяется при под-
счетах промышленных запасов нефти по новым аналогичным
пластам, находящимся в эксплуатации либо в разведке. К.и.
имеет большое практическое значение при оценке рентабельно-
сти разработки истощенных пластов, так как дает представле-
ние о количествах остаточной нефти в пласте (в процентах) за
исключением нефти, добытой скважинами, и с учетом первона-
чального насыщения нефтью порового пространства (т.е. коэф-
фициента насыщения). К.и. равен произведению коэффициента
отдачи нефти на коэффициент нефтенасыщения.
Коэффициент корреляции - мера силы связи при линейной кор-
реляции.
Коэффициент неоднородности пласта - отношение диаметра
зерен фракции песка, которая в сумме со всеми более мелкими
фракциями составляет 60% по весу от всего песка, к диаметру
зерен фракции, составляющей со всеми более мелкими фрак-
циями 10% по весу от всего песка. Для однородного по составу
и размеру зерен песка коэффициент неоднородности равен 1.
Коэффициент нефтегазонасыщенности (коэффициент иефте-
насыщения) - отношение объема пор, занятых нефтью и газом,
к общему объему пор породы. К.н.-г. всегда меньше единицы;
он большей частью варьирует в пределах 0,65-0,85. К.н.-г. оп-
ределяется обычно по данным электрического каротажа. Опре-
делить раздельно коэффициент нефтенасыщенности и коэффи-
циент газонасыщенности по данным каротажа не представляет-
82
Нефтегазовая энциклопедия
ся возможным; с помощью комплекса промысловых геофизиче-
ских исследований, включающих нейтронный гамма-каротаж,
можно лишь отделить газонасыщенную часть от нефте- и водо-
насыщенной частей пласта.
Коэффициент отдачи нефти - определяется отношением балан-
совых (извлекаемых) запасов нефти к начальным (абсолютным,
общим запасам) и показывает количество нефти, возможное к
извлечению из недр при существующих методах эксплуатации.
К.о.н. колеблется в широких пределах (0,2 - 0,9) в зависимости
от режимов нефтяных залежей (природные факторы) и от сис-
темы и методов эксплуатации пластов (волевые факторы).
Применяется в объемном методе подсчета запасов нефти.
Коэффициент поглощения - поглощение света веществом на
данном участке спектра, отнесенное к единице концентрации
вещества, выраженной в молях на литр в вес. % и т.п., и к еди-
нице толщины слоя. В соответствии с выбранной единицей
концентраций различают молекулярный К.п., удельный К.п. и
др. С помощью К.п. производится расчет количественного со-
держания поглощающего вещества в смесях его с другими ве-
ществами. К.п. при определенной длине волны является специ-
фической характеристикой вещества.
Коэффициент подачи глубинного насоса - отношение действи-
тельной производительности глубинного насоса к условной
теоретической его производительности. К.п.г.н., равный 0,7-
0,8, считают хорошим.
Коэффициент пористости - отношение суммарного объема пор и
пустот в породе к объему всей породы (обычно выражается в
процентах или в долях единицы)
Коэффициент продуктивности скважины - отношение дебита
скважины к перепаду давления, при котором получен данный
дебит. Величина К.п.с. прямо пропорциональна мощности ра-
ботающего пропластка и его проницаемости, обратно пропор-
циональна вязкости фильтрующейся в скважину жидкости и в
меньшей степени - логарифму отношения радиуса контура пи-
Том 2 (К)
83
тания к радиусу скважины. К.п.с. показывает приращение су-
точного притока в скважину при увеличении депрессий давле-
ния на 1 ат. Величины К.п.с. колеблются от долей тонны до со-
тен тонн в сутки на атмосферу. Различают: 1) удельный коэф-
фициент продуктивности - К.п.с., отнесенный к единице
вскрытой данной скважиной мощности пласта (в 1 м); 2) приве-
денный коэффициент продуктивности - коэффициент продук-
тивности данной гидродинамически несовершенной скважины,
если бы она была гидродинамически совершенной и работала
при том же перепаде давления. Приведенный К.п.с. численно
равен отношению коэффициента продуктивности к коэффици-
енту совершенства скважины.
Коэффициент проницаемости породы - К.п.п., характеризую-
щий пропускную способность сухой породы в отношении лю-
бой однородной жидкости или газа в условиях вязкого потока,
не должен зависеть от природы пропускаемой через породу
жидкости или газа; он зависит исключительно от строения са-
мой породы. Однако вследствие физико-хим. явлений, сопутст-
вующих фильтрации жидкости через породу, поперченое сече-
ние поровых каналов и К.п.п. уменьшаются, во избежание чего
К.п.п. следует определять пропусканием через экстрагирован-
ные и высушенные образцы породы однородной жидкости или
газа, не реагирующих с породой. К.п.п. выражается в дарси и
определяется либо лабораторным исследованием кернов, либо
гидродинамическим путем по данным отборов нефти из сква-
жины. Средневзвешенное по объему значение коэффициента
проницаемости пласта, определяемое по картам равной прони-
цаемости и входящее почти во все формулы подземной гидрав-
лики, широко используется в нефтепромысловом деле.
Коэффициент сжимаемости реального газа - показатель отно-
шения объемов реального и идеального газов при одних и тех же
давлении и температуре; является поправочным коэффициентом
при применении уравнения Клайперона для реальных газов.
Коэффициент совершенства скважины - профессором
В.Н. Щелкачевым отмечено, что при работе группы взаимодей-
ствующих скважин степень совершенства отдельных скважин
84
Нефтегазовая энциклопедия
влияет на их дебит значительно меньше, так как несовершенст-
во скважин уменьшает степень их взаимодействия.
Краевые (законтурные) воды нефтяных пластов - воды, окру-
жающие нефть снизу, в погружающейся части нефтеносного
пласта. Такая вода наз. нижней краевой водой. Если нефтяной
пласт обнажен, то его верхняя (головная) часть до некоторой
глубины также может быть заполнена водой; такая вода наз.
верхней краевой водой; будучи атмосферного происхождения,
она по своему хим. составу, естественно, отличается от нижней
краевой воды того же пласта.
Кран подъемный - грузоподъемная машина, работающая кратко-
временно повторяющимися циклами с возвратно-поступат.
движением грузозахватного органа; служит для подъема и пе-
ремещения грузов. Состоит из несущих конструкций (моста,
башни, ферм, мачты, стрелы), гл. подъемного механизма (ле-
бедки, тельфера), направляющих и поддерживающих элементов
(канатов, цепей), силовой установки, электрооборудования,
грузозахватных приспособлений. К.п. имеют ручной, электрич.,
механич., гидравлич. или комбинир. привод. Различают К.п.
стационарные, самоподъемные, переставные, передвижные, са-
моходные и прицепные; по ходовому устройство они подразде-
ляются на ж.-д., автомоб., пневмоколесные, гусеничные, трак-
торные, рельсовые, плавучие и др. Для прокладки трубопрово-
дов используются трубоукладчики грузоподъемностью 3-35 т.
Красноборское месторождение нефтяное - расположено в 36 м к
В. от г. Калининград. Открыто в 1968, разрабатывается с 1975.
Центр добычи - г. Черняховск. Залежь на отметке - 1888 м,
ВНК на отметке - 1913 м. Высота залежи 25 м. Нач. пластовое
давление 21,8 МПа, темп-ра 65 °C. Плотность нефти 853 кг/м3,
содержание серы 0,27%, парафина 5,6%, смол силикагелевых
9%. Способ эксплуатации - насосный.
Краснокамское нефтяное месторождение - находится в Перм-
ской обл. Промышленная нефтеносность гл. образом связана с
отложениями башкирского и верейского горизонтов. Нефтесо-
держащими коллекторами являются пористые и кавернозные
Том 2 (К)
85
доломитизированные известняки, расслоенные в верхней части
глинами, а в нижней - кремнистыми доломитами. Начальные
дебиты нефти при вводе скважин в эксплуатацию достигали
30-40 т/сут., но производительность быстро снижалась. Нефть
относительно легкая. Несколькими скважинами была установ-
лена нефтеносность песчаников угленосной свиты нижнего
карбона, а также песчаников пашийской свиты нижнефранского
возраста. Однако залежи оказались очень небольшими. Кроме
того обнаружено наличие тяжелой, гудронообразной нефти в
доломитах кунгурского яруса, залегающих на глубине 150-180
м. К.н.м. было открыто в 1936, если не считать получение ни-
чтожных притоков нефти из кунгурских доломитов в 1934, не
имеющих промышленного значения.
Красноярское нефтяное месторождение - расположено на тер-
ритории Красноярского р-на Самарской обл. Нефтегазонос-
ность связана с отложениями каменноугольного возраста. В
песчаниках угленосного горизонта выявлена высокопродуктив-
ная залежь нефти. Мощность пласта песчаника колеблется в
пределах 12-21 м, глубина залегания его в сводовой части под-
нятия 1530 м.
Крахмальные реагенты в бурении - смесь полисахаридов рас-
тит. происхождения, используемая гл. обр. как эффективный
понизитель фильтрации высокоминерализованных буровых
растворов. Основные К.р., используемые для бурения: крахмал,
модифицир. крахмал (продукт термин, обработки крахмала в
присутствии алюмокалиевых квасцов), экструзионный крах-
малсодержащий реагент (продукт экструзионной обработки
крахмала), декстрин (продукт гидролитич. расщепления крах-
мала под действием кислот или темп-ры 180-190 °C). Крахмал
защищает буровые растворы от коагулирующего действия со-
лей всех видов при темп-ре ок. 120 °C, модифицир. крахмал и
экструзионный крахмал содержащий реагент - при 130-140 °C,
декстрин - до 150 °C. Предел термостойкости может быть по-
вышен при сочетании с др. реагентами. К.р. в буровых раство-
рах подвергаются бактериальному разложению (ферментации).
Для предупреждения ферментации К.р. в буровых растворах
86
Нефтегазовая энциклопедия
поддерживается pH ок. 12 и соленость не ниже 20%, вносятся
антисептики (формалин, фенол и др.). К.р. добавляются в буро-
вой раствор в виде порошка или водного раствора в зависимо-
сти от типа реагента и задач хим. обработки раствора. Содер-
жание К.р. в буровом растворе может изменяться в широком
диапазоне - от 0,3 до 3%.
Крекинг-бензин - бензин, получаемый в результате процессов
крекинга из тяжелых нефтепродуктов (мазута, газойля и др.).
Содержит большое количество непредельных углеводородов.
Сырой К.-б., получаемый непосредственно с крекинг-установок
и не подвергавшийся очистке, наз. пресс-дистиллятом.
Крекинг-процесс - технологический процесс деструкции (разло-
жения) тяжелых нефтепродуктов с целью получения более лег-
кого жидкого топлива. В зависимости от условий процесса раз-
личают парофазный и жидкофазный крекинг. Различают также
термический крекинг, каталитический и др. Продукты термиче-
ского крекинга содержат много непредельных соединений, об-
разующихся за счет раздробления более крупных молекул.
Кремнев Владимир Иванович (1923-2002) - организатор нефтега-
зового производства. Окончил Куйбышевский индустриальный
ин-т (1955). Служба в Советской Армии (1942-1949). Трудовую
деятельность начал в объединении «Куйбышевнефть», прошел
путь от оператора до начальника НПУ «Кинельнефть» (1955—
1964). Затем инструктор, заведующий сектором Отдела
тяжелой промышленности ЦК КПСС (1964—1977); первый зам.
министра нефтяной промышленности (1977-1984). Награжден
орденами и медалями СССР. Почетный нефтяник, Почетный
нефтехимик.
Креме Андрей Яковлевич (1899-1975) - выдающийся геолог-
нефтяник. Окончил Азербайджанский нефтяной ин-т (1931).
Д. г,- мин. н., профессор, Герой социалистического Труда. Тру-
довую деятельность начал в 1920, пройдя путь от техника до
главного геолога Центрального управления Азнефти (1934). За-
тем главный геолог Главнефти Наркомтяжпрома (1934—1938);
главный геолог - зам. начальника Ухтинского нефтекомбината
Том 2 (К)
87
(1938-1960), Ухтинского территориального геологического
управления Мингео РСФСР (1960-1975). Под руководством и
личном участии Кремса впервые осуществлена шахтная добыча
нефти на Ярегском м-нии в Коми АССР, исследовано геологи-
ческое строение Тимано-Печорской нефтегазоносной провин-
ции. Награжден орденами и медалями СССР. Заслуженный дея-
тель науки и техники Коми АССР и РСФСР, дважды лауреат
Государственной премии СССР. Почетный гражданин г. Ухта
Коми АССР; именем Кремса названа улица в г. Ухта.
Креме Николай Константинович (1917) - организатор нефтегазо-
вого производства. Окончил Азербайджанский индустриальный
ин-т (1940) Трудовую деятельность начал с мастера по добыче
нефти. Затем помощник зав. промыслом в Башнефтекомбинате
(1940-1943); старший инженер Наркомнефти (1943-1946); зам.
начальника отдела Управления нефтяной промышленности
Главсоюззагранимущества при СМ СССР, АО «Газолин»
(1948-1955); начальник сектора, главный специалист Гостехни-
ки СССР (1955-1961); главный специалист, зам. начальника
Управления Госкомитета по науке и технике (1961-1970); зам.
начальника Управления внешних сношений Миннефтепрома
(1970-1978); зам. руководителя Советской части комиссии СЭВ
по нефти и газу (1978-1985); старший научный сотрудник
ВНИИнефть (1985-1992). Награжден медалями СССР. Почет-
ный нефтяник.
Крепление скважины - укрепление стенок скважины в целях:
1) предохранения стенок скважины от обвалов; 2) разобщения
нефтеносных или газоносных пластов друг от друга, а также
изоляция их от встреченных водоносных горизонтов; 3) созда-
ния канала, через который нефть могла бы дойти с забоя до
устья скважины без потерь. К.с. производится при помощи об-
садных труб, спускаемых в скважину, с заполнением цемент-
ным раствором пространства между обсадными трубами и
стенками скважины.
Крепления скважин и буровых растворов институт Всероссий-
ский (ВНИИКРнефть) - расположен в Краснодаре. Создан в
1970. Осн. науч, направленность: разработка технологии креп-
88
Нефтегазовая энциклопедия
ления и цементирования скважин, их промывки, освоения и ис-
пытания скважин; автоматизир. системы управления технол.
процессами; охрана окружающей среды при стр-ве нефт. и га-
зовых скважин.
Крепость горных пород - одно из физических свойств пород, ха-
рактеризующееся степенью сопротивляемости процессам раз-
рушения. Скорость проходки разведочных выработок в значи-
тельной степени зависит от крепости пород. По классификации
Б.И. Бокия, породы делятся на пять групп: 1) весьма крепкие,
2) крепкие, 3) ломкие, 4) мягкие, 5) рыхлые и сыпучие. М.М.
Протодьяконов делит горные породы по их твердости на десять
групп и вводит для каждой из них коэффициент твердости, ко-
торый должен характеризовать их относительную крепость.
Кривая отдачи с 1 га - позволяет подсчитать запасы нефти ум-
ножением площади нефтеносности пласта на отдачу с 1 га. От-
дача с 1 га определяется по данным разработки м-ний, причем
во внимание принимаются пласты, находящиеся в последней
стадии эксплуатации, близкой к довыработке. Из сопоставления
площади и объема пласта по начальному контуру нефтеносно-
сти с общим количеством добытой нефти за все время разра-
ботки пласта выводятся путем деления показатели отдачи с 1 га
и с 1 гектаро-метра. Эти показатели распространяются на ана-
логичные по геологическому строению, но мало разведанные
площади для приближенного определения их запасов по низ-
шим категориям (С] или С2).
Кривич Василий Семенович (1909-1990) - организатор нефтега-
зового производства. Окончил Грозненский нефтяной ин-т
(1935). Трудовую деятельность начал подручным слесаря, ин-
женером треста «Майнефть», «Октябрьнефть» (1926-1940). За-
тем занимал различные административные должности (1940—
1948). Начальник Управления кадров, главный инженер, началь-
ник Главка, зам. министра Миннефтепрома СССР (1948-1957);
начальник Управления нефтяной и газовой промышленности
Краснодарского СНХ (1957-1959); управляющий трестом «Со-
юзгаз», председатель ЦК профсоюза, начальник Управления
кадров Миннефтепрома СССР (1959-1970). Награжден ордена-
ми и медалями СССР. Почетный нефтяник.
Том 2 (К)
89
Кривые производительности - позволяют определить темп па-
дения какого-либо известного нам дебита (начального или те-
кущего) до конца эксплуатации скважины. К.п. строится с по-
мощью методов математической статистики на основе корреля-
ции двух смежных дебитов скважины - предыдущего и после-
дующего (обычно по месяцам). По корреляционным таблицам
изучают темпы падения дебитов и составляют таблицы коэф-
фициентов падения в зависимости от величины средних деби-
тов. К.п. применяют для подсчета промышленных запасов неф-
ти методом кривых.
Кривые расстояния - времени - служат для определения на-
чального дебита проектируемых скважин, находящихся в буре-
нии, а также предназначенных для возврата. Для построения
К.р.-в. предварительно изучается статистический материал по
эксплуатировавшимся фактически скважинам. Сопоставляются:
1) начальный дебит скважины (обычно среднесуточная добыча
первого месяца нормальной эксплуатации); 2) величина сво-
бодной площади дренажа, приходившейся на скважину в мо-
мент ее вступления в эксплуатацию; 3) количество скважино-
месяцев, проработанных окружающими (ближайшими) сква-
жинами в границах всей площади дренажа.
Криолитозона - часть криосферы, представляющая собой верх-
ний слой земной коры, характеризующийся отрицат. темп-рой
почв и горн, пород и наличием или возможностью существова-
ния подземных льдов. Термин предложен П.Ф. Швецовым в
1955. К. включает в себя мерзлые породы, морозные породы и
охлажденные породы. Охлажденные породы засолены или на-
сыщены солеными водами и рассолами с темп-рами ниже 0°С
(криогалинными водами). По времени существования выделяют
К. многолетнюю (от неск. лет до тысячи лет) и сезонную (облас-
ти сезонного промерзания пород). Многолетняя К. подразделяет-
ся на субаэральную суши, субгляциальную под ледниками и
субмаринную под акваторией морей и океанов. Субаэральная К.
приблизительно совпадает по площади с областью вечной мерз-
лоты, в к-рой развиты многолетнемерзлые породы (ММП), зани-
мающие 25% суши. Это составляет ок. 10-10,7 млн км2.
90
Нефтегазовая энциклопедия
Крист Марат Оттович (1929-1997) - организатор нефтегазового
производства. Окончил Московский нефтяной ин-т (1954). К.т.н.
Трудовую деятельность начал буровым рабочим, бурильщиком,
техником по бурению геологоразведочной конторы; затем инже-
нер, старший инженер производственного отдела треста «Куй-
бышевнефтеразведка» (1949-1995); старший инженер, начальник
участка Кинель-Черкасской конторы разведочного бурения, ин-
женер, старший инженер отдела бурения объединения «Куйбы-
шевнефть» (1955-1960); руководитель сектора взрывобурения
Куйбышевского научно-исследовательского ин-та нефтяной
промышленности (1960-1963); старший инженер, начальник от-
дела бурения Управления нефтегазодобывающей промышленно-
сти Средневолжского СИХ (1963—1965); начальник производст-
венного отдела бурения, зам. начальника управления бурения
Главтюменнефтегаза (1965-1976); заведующий сектором, заве-
дующий лабораторией ВНИИБТ (1976-1987); заведующий лабо-
раторией ВНИИОЭНГ (1987-1997). Лауреат Государственной
премии СССР и премии им. акад. И.М. Губкина. Награжден ор-
деном и медалями СССР.
Кристаллические породы - все полнокристаллические породы,
независимо от их происхождения, состоящие из яснокристал-
лических зерен.
Кристаллография - наука, изучающая свойства кристаллов и во-
обще твердой среды, обладающей решетчатым строением (за-
кономерным расположением атомов, ионов и молекул в про-
странственной решетке) и физической анизотропией (оптиче-
ская анизотропия, в частности, наблюдается не у всех кристал-
лов). К. делится на геометрическую, физическую и химиче-
скую.
Критическая температура - температура, выше которой газ не
может быть превращен в жидкость ни при каком давлении.
Выше К.т. вещество не может находиться в двухфазном состоя-
нии и процессы конденсации и испарения становятся невоз-
можными. Давление, соответствующее критической точке, наз.
критическим давлением, а объем - критическим объемом. При-
менительно к нефтяным газам, состоящим из смеси углеводо-
Том 2 (К)
91
родов с различными К.т. и давлениями, пользуются псевдокри-
тическими давлением и температурой, представляющими собой
суммы произведений относительного содержания данного уг-
леводорода в смеси (в долях единицы, если задано объемное
содержание, или в молях) и значений критических давлений и
температур этих же углеводородов. Отношение давления (тем-
пературы), под которым находится смесь газов, к псевдокрити-
ческому давлению (температуре) наз. приведенным псевдокри-
тическим давлением (температурой), зная которые можно най-
ти значения коэффициентов сжимаемости реальных газов.
Критические температуры и давления для газов
Наименование газов Критическое давление, кг/см2 Критическая температура, К
Метан 47,2 191,0
Этан 50,0 306,0
Пропан 43,3 370,0
Изобутан 37,1 407,0
н-Бутан 38,7 425,0
Изопентан 34,0 461,0
н-Пентан 34,1 470,0
Гексан 31,2 505,0
Г ептан 30,3 561,0
Воздух 38,4 132,2
Азот 34,6 126,0
Кислород 51,3 154,5
Углекислота 75,4 304,0
Сероводород 91,8 374,0
Критический объем газа - объем газа при критической темпера-
туре.
Критическое давление - давление, которое необходимо прило-
жить к газу для сжижения его при критической температуре.
Критическое значение числа Рейнольдса - значение числа Re,
до достижения которого фильтрация жидкости через пористую
среду происходит по линейному закону, а при превышении ко-
92
Нефтегазовая энциклопедия
торого имеет место отклонение от этого закона. Re^ =1 + 12
(по В.Н. Щелкачеву) и зависит от пористости, проницаемости,
шероховатости стенок и структуры порового пространства по-
роды, а также от скорости фильтрации и кинематической вязко-
сти жидкости.
Кровля - стратиграфически верхняя поверхность, ограничиваю-
щая сверху пласт, свиту, жилу и т.п.
Крол Матвей Маркович (1913-1995) - организатор нефтегазового
производства. Окончил Воронежский ин-т плановиков (1933),
Московский нефтяной ин-т (1956). Экономист геологоразве-
дочного треста (1932-1933); работа на других предприятиях
(1933-1941, 1946-1948); старший инженер, зам. начальника от-
дела треста «Куйбышевнефтеразведка» (1948-1957); руководи-
тель группы, начальник отдела Управления нефтяной и газовой
промышленности Куйбышевского СНХ (1957-1962); управ-
ляющий трестом «Куйбышевтехснабнефть», зам. начальника
Управления нефтяной и газовой промышленности Средне-
Волжского СНХ (1962-1965); первый зам. начальника Главтю-
меннефтегаза (1965-1976); главный инженер проекта ВНИИО-
ЭНГ (1976-1995). Награжден орденами и медалями СССР, лау-
реат Государственной премии СССР, Почетный нефтяник.
Кронблок - грузоподъемный механизм, неподвижная часть буро-
вого полиспаста, помещаемая в верхней части буровой вышки.
К. представляет собой раму, на которой смонтированы оси и
опоры со шкивами. К. различают по грузоподъемности, числу
канатных роликов и по расположению осей их - в одной или в
двух горизонтальных плоскостях (одноэтажное и двухэтажное).
Крутящий момент (в гравитационном вариометре) - момент,
вызванный приложением пары сил к рычагу, жестко связанно-
му с крутильной нитью. К.м. в гравитационном вариометре соз-
дается вследствие того, что направления сил тяжести из-за кри-
визны уровенной поверхности не параллельны между собой в
центре крутильной системы и на концах рычага вариометра.
Крылов Александр Петрович (1904-1981) - крупный ученый в
области разработки и эксплуатации нефтегазовых м-ний. Окон-
Том 2 (К)
93
чил Ленингдарский горный ин-т (1926). Д.т.н., профессор, дей-
ствительный член АН СССР. Трудовую деятельность начал в г.
Баку (1926-1929); старший инженер отдела бурового треста в
Ленинграде, технорук Сахалинской буровой партии (1930—
1932); страш. научный сотрудник Государственного
исследовательского нефтяного ин-та, ассистент, доцент,
профессор кафедры эксплуатации нефтяных месторождений в
Московском нефтяном ин-те, руководитель проектно-
исследовательского Бюро по разработке нефтяных м-ний (1932—
1951); научный руководитель отдела, зам. директора, директор
ВНИИнефть (1951-1971); консультант ВНИИнефть,
председатель научного совета АН СССР (1971-1981). Награжден
орденами и медалями СССР, лауреат Государственной и
Ленинской премий.
Крылов Виктор Иванович (1929) - ученый в области бурения
нефтяных и газовых скважин. Окончил Грозненский нефтяной
ин-т (1952). Трудовую деятельность начал в объединении «Тат-
нефть» (1952-1959); начальник отдела бурения ТатНИИ (1961-
1969); зав. лабораторией, зав. отделом предупреждения погло-
щений при бурении и креплении скважин Краснодарского фи-
лиала ВНИИнефть (1969-1970); зам. директора ВНИИКРнефть
(1970-1980); зав. лабораторией экономики и развития буровых
работ, главный научный сотрудник отдела экономики прогно-
зирования и рынка нефтяного сырья ВНИИ комплексных топ-
ливно-энергетических проблем при Госплане СССР (1980—
1992) и при Минэкономики (1992-1994); профессор кафедры
бурения нефтяных и газовых скважин Государственной
академии нефти и газа им. И.М. Губкина (с 1994). Чл. корр.
Российской академии естественных наук, лауреат премии им.
акад. И.М. Губкина. Награжден орденом и медалями СССР,
Заслуженный деятель науки и техники Татарской АССР,
Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности
РСФСР.
Куба, Республика Куба - гос-во в Вест-Индии, расположенное на
о-вах Куба, Хувентуд и ок. 1600 мелких о-вах. Пл. 111 тыс. км2.
Нас. ок. 10 млн чел. На К. известны м-ния ряда видов мине-
рального сырья: энергетического - нефти, торфа; руд черных
металлов - железа, марганца, хрома; руд цветных металлов -
94
Нефтегазовая энциклопедия
меди, никеля, кобальта, золота; горнохим. сырья - пирита, фос-
форитов; нерудного индустриального сырья - гипса, магнезита,
каолина; нерудных строит, материалов - цем. сырья, облицо-
вочного камня и др., флюсового материала, а также минераль-
ные источники. Известны также проявления свинца, цинка,
вольфрама, стронция (цеолиты) и др. Мелкие м-ния нефти из-
вестны в пределах Сев. части центр, и зап. Кубы (р-ны Гавана -
Матансас и Варадеро - Карденас, м-ния Бока-де-Харуко, Вара-
деро, Мотембо и др.); часто они локализуются в антиформных
структурах, осложненных разломами. Пром, нефтегазоносность
установлена в отложениях мезозоя (верх, юра, мел) и кайнозоя.
Наиболее изучены Сев.-Кубинский и Центр.-Кубинский бас-
сейны. Нефти от средних до очень тяжелых, сернистые и высо-
косернистые, смолистые и выскосмолистые плотностью от 833
до 1020 кг/м3, содержание S 0,24-6,96%. М-ния нефти известны
в пров. Вилья-Клара и Камагуэй в пределах Центр, депрессии
К., выполненной породами молассового комплекса (м-ния Кри-
сталес, Хатибонико, Каталина, Реформа). В 1974 бурением на-
клонных скважин начались поиски нефти на шельфе (зал. Кра-
денас), с к-рым связаны осн. перспективы открытия новых м-
ний.
Кувыкии Степан Иванович (1903-1974) - выдающийся организа-
тор нефтегазового производства. Герой Социалистического
труда. Окончил Московский нефтяной ин-т (1947). К.т.н. Тру-
довую деятельность начал в тресте «Азнефть», где прошел путь
от рабочего до директора трубонарезного завода треста «Аз-
нефть» (1927-1938); затем начальник отдела «Востокнефть»
(1938); директор конторы бурения, управляющий трестом «Бу-
гурусланнефть» (1938-1942); начальник комбината, начальник
ПО «Башнефть» (1942-1957); начальник Управления нефтедо-
бывающей промышленности, первый зам. председателя, пред-
седатель Башкирского СНХ (1957-1963); первый зам. председа-
теля СНХ РСФСР (1963-1965); зам. министра нефтяной про-
мышленности (1965-1970). Награжден орденами и медалями
СССР, отраслевыми наградами, дважды лауреат Государствен-
ной премии СССР. Его именем названа улица в Уфе и нефтяной
техникум в г. Октябрьский.
Том 2 (К)
95
Кудинов Василий Дмитриевич (1915) - организатор нефтегазово-
го производства. Окончил Всесоюзный заочный политехниче-
ский ин-т (1963); инженер-электрик конторы турбинного буре-
ния треста «Старогрознефть» (1946-1948); начальник электро-
цеха конторы бурения, управляющий трестом, управляющий
энергокомбинатом объединения «Туркменнефть» (1948—1966);
зам. начальника Управления Главного энергетика Миннефте-
прома (1966-1984). Награжден орденом и медалями СССР. За-
служенный энергетик РСФСР, лауреат Государственной пре-
мии СССР.
Куединское нефтяное месторождение - расположено в Ю. части
Пермской обл. на границе с Башкортостаном. Промышленная
нефтеносность связана с песчаниками живетского яруса и угле-
носной свиты нижнего карбона. Песчаники живетского яруса
отличаются резким непостоянством мощности, вплоть до пол-
ного выклинивания на отдельных участках. В угленосной свите
выделяются два прослоя песчаников, также непостоянных по
мощности; начальные дебиты скважин до 20-25 т/сут.
Кузин Александр Васильевич (1907) - крупный специалист в об-
ласти нефтяного машиностроения. Окончил Азербайджанский
индустриальный ин-т (1934), Академию нефтяной промышлен-
ности (1953). Трудовую деятельность начал в Азербайджане то-
карем, инженером, ст. инженером, начальником отдела, гл. ин-
женером Механического завода им. Дзержинского, Машино-
строительного завода им. Кирова, директором завода им. лейт.
Шмидта треста «Азнефтемаш» (1925-1955). Затем главный ин-
женер, зам. начальника Главнефтемаша Миннефтепрома СССР,
начальник подотдела, главный специалист Отдела тяжелого
машиностроения Госплана СССР (1955-1963); зам. начальника
отдела СНХ СССР, главный специалист отдела нефтяного обо-
рудования Госснаба СССР (1963-1978). Награжден орденами и
мелями СССР, лауреат Государственной премии СССР.
Кузоваткин Роман Иванович (1930) - крупный организатор неф-
тегазового производства. Окончил Сызранский нефтяной тех-
никум (1951); Московский нефтяной ин-т (1967). К.т.н. Трудо-
вую деятельность начал оператором по добыче нефти, помощ-
96
Нефтегазовая энциклопедия
ником мастера, мастером бригады, начальником участка по до-
быче нефти Яблоновского нефтепромысла треста «Кинель-
нефть» (1951-1954). Затем и.о. заведующего, сменный помощ-
ник заведующего нефтепромыслом, начальник участка по до-
быче нефти и газа, заведующий Черновским, Мухановским
промыслом нефтепромыслового управления «Первомайнефть»
объединения «Куйбышевнефть» (1954-1968); начальник нефте-
газодобывающих управлений «Мегионнефть», «Нижневартов-
скнефть», генеральный директор объединения «Юганскнефте-
газ» Главтюменнефтегаза «(1968-1983); зам. министра нефтя-
ной промышленности - начальник Главтюменнефтегаза (1983—
1985); зам. директора СибНИИНП Главтюменнефтегаза (1985—
1986); командировка в Алжир (1986-1989). Лауреат Государст-
венной премии СССР и премии Совета Министров СССР. На-
гражден орденами и медалями СССР, Почетный нефтяник.
Кузьмин Александр Захарович (1922) - ученый в области эконо-
мики и планирования нефтегазового производства. Окончил
Московский нефтяной ин-т (1957). К.э.н. Трудовую деятель-
ность начал техником-электриком треста «Ишимбайнефть»
(1940-1943); затем экономист нефтепроводного управления
треста «Туймазанефть» (1947-1952); зам. начальника, началь-
ник планового отдела объединения «Башнефть» (1957-1965);
зам. начальника планово-экономического управления Миннеф-
тепрома (1966-1974); зам. директора ВНИИОЭНГ (с 1974). На-
гражден орденами и медалями СССР, Заслуженный экономист
РФ.
«Куйбышевнефть» - производств, объединение по разведке и
разработке нефт. и газовых м-ний в Самарской обл. Создано на
базе треста «Востокнефтедобыча» (осн. в 1937), совр. назв. с
1945. «К.» разрабатывает 93 м-ния в Самарской обл. Продук-
тивные отложения - песчаники, известняки и доломиты девон-
ского, каменноугольного и пермского возраста. Осн. залежи
приурочены к пологим антиклинальным складкам, подчинен-
ное значение имеют рифогенные образования. М-ния контакти-
руют с краевыми и подошвенными водами хлоркальциевого
типа. Режим залежей - упруговодонапорный. Б.ч. м-ний разра-
батывается с поддержанием пластового давления путем закачки
Том 2 (К)
97
воды. Нефти парафинистые, сернистые; газ жирный, с повы-
шенным содержанием азота. Система сбора и транспорта нефти
- напорная герметизированная однотрубная. Увеличение объе-
мов добычи связано с совершенствованием старых и введением
новых методов повышения нефтеотдачи (полимерное заводне-
ние, закачка СОг и др.) и разработкой новых м-ний. В «К.» вне-
дрялась технология турбинного, наклонного многоствольного
бурения, опробовалось взрывное бурение, создавалась гидро-
фицир. буровая установка и др.
Куксов Анатолий Кононович (1933) - организатор, ученый в облас-
ти бурения. Окончил Грозненский нефтяной ин-т (1956). Д.т.н.,
профессор. Прошел путь от бурильщика до директора конторы
бурения объединения «Грознефть» (1956-1964); главный инже-
нер треста «Харбурнёфтегаз» (1967-1969); руководитель секто-
ра, заведующий отделом, зам. директора по научной работе, пер-
вый зам. генерального директора НПО «Бурение», зам. директо-
ра ВНИИКРнефть, заведующий лабораторией АО НПО «Буре-
ние» (с 1969). Лауреат премии Совета министров СССР.
Кулиев Аладдин Муса оглы (1927-1983) - крупный ученый в об-
ласти нефтегазового производства. Окончил Азербайджанский
индустриальный ин-т (1949). Д.т.н., профессор. Действительный
член АН АзССР. Трудовую деятельность начал младшим науч-
ным сотрудником, руководителем лаборатории каталитического
крекинга Азербайджанского научно-исследовательского ин-та по
переработке нефти (1949-1959); затем руководитель лаборато-
рии химической технологии газов Института нефтехимических
процессов АН АзССР (1959-1965); директор Азербайджанского
филиала Всесоюзного научно-исследовательского ин-та природ-
ных газов, Всесоюзного научно-исследовательского и проектно-
го ин-та по переработке и подготовке к транспорту природного
газа (1965-1979); заведующий кафедрой по подготовке газа к
транспорту Азербайджанского нефтяного ин-та (1979-1983).
Кулиев Сафтар Мехти оглы (1908-1973) - крупный ученый в об-
ласти бурения нефтяных и газовых скважин. Окончил Азербай-
джанский политехнический ин-т (1930). Д.т.н., профессор. Дей-
ствительный член АН АзССР. Трудовую деятельность начал в
98
Нефтегазовая энциклопедия
1920 г. Техник по бурению скважин, инженер, старший инже-
нер, главный инженер бурения на нефтяных промыслах объе-
динения «Азнефть» (1928-1942); ассистент, доцент, профессор
кафедры, заведующий кафедрой бурения нефтяных и газовых
скважин Азербайджанского нефтяного ин-та (1942-1960); од-
новременно - старший научный сотрудник Азербайджанского
филиала АН СССР (с 1941), зам. директора по научной работе и
руководитель лаборатории бурения Института нефти АН
АзССР (с 1945); директор Института разработки нефтяных и га-
зовых месторождений АН АзССР (1960-1973). Награжден ор-
деном и медалью СССР, Заслуженный деятель науки и техники
Азербайджанской ССР, Почетный нефтяник.
Куликов Анатолий Алексеевич (1919) - крупный специалист в
области трубопроводного транспорта нефти. Окончил Москов-
ский нефтяной ин-т (1941). Зам. начальника, начальник станции
Гурьевской нефтепроводной конторы (1941-1945); технорук,
инженер по технике безопасности, старший инженер, зам. на-
чальника отдела Наркомнефти (1945- 1957); начальник отдела
эксплуатации магистральных трубопроводов, начальник отдела,
зам. начальника Главнефтеснаба РСФСР (1957-1970); началь-
ник Главного управления по транспортированию и поставкам
нефти Миннефтепрома СССР (1970-1980); работа в Гипротру-
бопроводе (1981-1988). Награжден орденами и медалями
СССР. Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник Башкир-
ской АССР. Лауреат премии им. акад. И.М. Губкина.
Куликов Николай Михайлович (1925-1995) - организатор нефте-
газового производства. Окончил Московский нефтяной ин-т
(1952). Старший инженер, начальник участка, главный инженер
Азнакаевской конторы бурения, директор Елабужской конторы
разведочного бурения треста «Татнефтеразведка», управляю-
щий трестом «Татбурнефть», начальник Лениногорского УБР
объединения «Татнефть» (1952-1987). Награжден орденами и
медалями СССР, Почетный нефтяник.
Кулсаринское нефтяное месторождение - расположено в
Ю. части Эмбенской нефтеносной обл. Наибольшее промыш-
ленное значение имеют нефтегазовые залежи пермотриасовых
Том 2 (К)
99
отложений, представленные тремя горизонтами. Нефти К.м.
бензинистые (пермотриасовая залежь) и масляные (по осталь-
ным горизонтам). Содержание парафина 1,8%, серы - 0,3%.
Кум-Даг - нефтяное м-ние, расположенное в С.-В. части Западно-
Туркменской низменности. Промышленная нефтеносность в
основном связана с отложениями апшеронского и акчагыльско-
го ярусов (верхний плиоцен). Выделяется свыше 10 нефтесо-
держащих пластов, характеризующихся высокой начальной
производительностью скважин (30-80 т/сут.). В настоящее вре-
мя ряд залежей Ю.-З. части м-ния эксплуатируется с поддержа-
нием давления путем законтурного заводнения.
Кумертауское месторождение газонефтяное - расположено к 3.
от г. Кумертау в Ю.. части Башкортостана (Волго-Уральская
нефтегазоносная провинция). Открыто и введено в разработку в
1961. Центр добычи - г. Ишимбай. Расположено в пределах зап.
борта Бельской впадины. Выявлены 3 газонефт. залежи, кон-
тролируемые 3 нижнепермскими рифовыми массивами. Тип за-
лежей массивный. Залежи связаны с пористыми и кавернозны-
ми известняками ассельско-артинского возраста. Тип коллекто-
ра пористо-кавернозно-трещинный. Глубина залегания залежей
1372-1615 м. Высота залежей 70-500 м. Пластовое давлений
18,2 МПа, t 27 °C. Плотность нефти 912 кг/м3, содержание серы
3,5%, парафина 2,3%. Газ газовой шапки содержит 78,5% мета-
на. Способ эксплуатации -насосный и газлифтный.
Кумылганов Александр Семенович (1940) - крупный специалист
в области транспортирования и поставок нефти. Окончил
Уфимский нефтяной ин-т (1967). Трудовую деятельность начал
машинистом Уфимского завода, затем старший механик Туйма-
зинского нефтепроводного управления, зам. начальника Управ-
ления по транспортированию и поставкам нефти Туймазинско-
го, Курганского, Верхне-Волжского нефтепроводных управле-
ний (1965-1981); первый зам. начальника Главтранснефти
Миннефтепрома, Роснефтегаза, ГП «Роснефть», АК «Транс-
нефть»^ 1981). Почетный нефтяник.
Кумулятивный перфоратор - устройство для перфорационных
работ в скважине, действие к-рого основано на кумулятивном
100
Нефтегазовая энциклопедия
эффекте. Осн. назначение - создание канала (проходящего че-
рез обсадную колонну и цем. кольцо) в породу, соединяющего
скважину с пластом для притока в ствол жидкости или газа. Ка-
нал создается действием кумулятивной струи, образующейся
при взрыве заряда. Глубина и диаметр пробиваемого канала оп-
ределяются свойствами преград, характеристиками заряда, ти-
пом и массой ВВ, конструкцией кумулятивной воронки и др.
К.п. применяется для вскрытия продуктивных пластов в обса-
женных нефт., газовых, нагнетательных и др. скважинах, когда
требуется достаточная глубина перфорационных каналов и до-
пускается повышенное механич. воздействие на обсадную ко-
лонну. Различают корпусные и бескорпусные К.п.
Куприянов Иван Дмитриевич (1910) - новатор в области бурения.
Герой социалистического труда. Бурильщик конторы бурения
треста «Ишимбайнефть» (1933-1947); буровой мастер конторы
бурения № 1 треста «Туймазабурнефть» объединения «Баш-
нефть» (1947-1961). Награжден орденом и медалью СССР, лау-
реат Государственной премии СССР.
Курбанов Амирхан Курбан-Магомедович (1928) - ученый в об-
ласти нефтегазового производства. Окончил Московский неф-
тяной ин-т (1954). Д.т.н., профессор, чл.-корр. Академии гор-
ных наук. Мл. научный сотрудник, ст. научный сотрудник, ру-
ководитель лаборатории ВНИИнефть (1957-1984); профессор
Московского нефтяного ин-та им. И.М. Губкина (1984-1994);
советник генерального директора РМНТК «Нефтеотдача» (с
1994). Награжден орденом и медалью СССР.
Курвиметр - прибор, служащий для измерения расстояний на
карте по кривым линиям (напр., по шоссейным и железным до-
рогам, рекам и т.д.).
Курочкин Борис Михайлович (1931) - ученый-производственник
в области бурения. Окончил Уфимский нефтяной ин-т (1953).
К.т.н. Трудовую деятельность начал бурильщиком, затем инже-
нер участка, старший инженер, начальник отдела, главный ин-
женер конторы бурения № 2 треста «Татбурнефть» (1953-
1966); заведующий сектором, лабораторией ВНИИБТ (с 1966).
Почетный нефтяник, Заслуженный изобретатель РСФСР.
Том 2 (К)
101
Кустовое бурение - бурение нескольких наклонных и вертикаль-
ных скважин с одной небольшой площадки или даже из одного
устья. В первом случае можно пробурить до 10 и более сква-
жин. При К.б. обычно не передвигаются двигатель, насос, гли-
номешалка и др. К.б. охватывает большую дренажную поверх-
ность. К.б. часто применяется на морских (подводных) м-ниях,
чтобы удешевить стоимость проходки каждого ствола, так как
строительство в море отдельного основания под каждую буро-
вую скважину дорого.
Кюровдагское нефтяное месторождение - расположено на левом
берегу р. Куры, в 20 км к Ю. от ст. Аджикабул Азербайджан-
ской ж.д. Промышленная нефтеносность связана с песчаными
пластами апшеронского яруса и продуктивной толщи. В отло-
жениях апшеронского яруса залежи нефти относятся к мало-
производительным, тогда как пласты продуктивной толщи, за-
легающие в ее верхней части, характеризуются хорошими на-
чальными дебитами (30-45 т/сут). Нефть тяжелая, смолистая.
Промышленная нефтеносность установлена на Ю.-З. крыле
складки. М-ние вступило в разработку и эксплуатацию в 1956.
Кюрсангинское месторождение нефтегазоконденсатное - рас-
положено в Азерб., в 70 км к Ю.-З. от г. Баку (Южно-
Каспийская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1961, раз-
рабатывается с 1963. Центр добычи - г. Сальяны. Выявлено
12 залежей: 3 залежи нефтегазовые, 3 - нефтегазоконденсат-
ные, 2 - газовые и 4 - нефтяные. Залежи пластовые сводовые,
тектонически экранированные, ВНК от -2880 до -5000 м, ГВК
от -1740 до -2550 м, ГНК на отметке -2880 м. Продуктивные
пласты сложены песками, песчаниками и алевролитами. Тип
коллекторов поровый. Пористость 10-15%; проницаемость 20-
180 мД. Глубина верх, залежи в своде 1692 м, нижней - 4915 м.
Эффективная мощность 8-25 м. Нач. пластовое давление пре-
вышает гидростатическое в 1,1-1,4 раза, тем-пра от 47 до 92°С.
Плотность нефти 860-930 кг/м3. Нефть содержит 2-14% пара-
фина, сера отсутствует. Состав газа (%): СН4 87,9-90,0;
С2Н6+высшие 3,1-9,1; СО? 0,4-1,8. Способ эксплуатации фон-
танный и насосный.
102
Нефтегазовая энциклопедия
Л
Лава - 1) в горном деле - очистная подземная горная выработка с
забоем большой протяженности, в которой производится добы-
ча полезного ископаемого. Длина Л., в зависимости от горно-
геологических условий и принятой системы разработки м-ния,
составляет 25-350 м и более. 2) огненно-жидкий, преимущест-
венно силикатный расплав, изливающийся во время вулканиче-
ских извержений на земную поверхность. Отличается от магмы
отсутствием газов, улетучивающихся при извержении. В зави-
симости от состава при застывании образует различные эффу-
зивные горные породы.
Лаврентьев Яков Васильевич (1890-1977) - организатор нефтега-
зового производства. Трудовую деятельность начал с рабочего
бакинских нефтяных промыслов (1907-1921); затем помощник
управляющего, управляющий нефтяного района объединения
«Азнефть» (1921-1929); управляющий трестов «Актюбанефть»,
«Эмбанефть» (1929-1938); зам. начальника Управления кадров,
начальник Горно-технической инспекции Наркомнефти, Мин-
нефтепрома СССР (1942-1954). Награжден орденами и медаля-
ми СССР.
Лаврущенко Владимир Павлович (1949) - организатор нефтегазо-
вого производства. Окончил Московский ин-т нефтехимиче-
ской и газовой промышленности им. И. М. Губкина. К. э. н.
Трудовую деятельность начал в 1966. Лаборант Татарского ве-
чернего ф-та Московского ин-та нефтехимической и газовой
пр-ти им. И. М. Губкина, инженер-программист, руководитель
группы НГДУ «Альметьевнефть» (1974-1984). Начальник от-
То м 2 (Л)
103
дела НГДУ «Ямашнефть» (1984-1986). Зам. начальника НГДУ
«Альметьевнефть» (1986-1995). 1995-1997 - гл. бухгалтер, зам.
генерального директора ОАО «Татнефть».
Лагунные отложения - осадки лагун. Среди осадков опреснен-
ных лагун преобладают песчаные, глинистые, а иногда глини-
сто-карбонатные илы, обогащенные органическим веществом; в
ископаемом состоянии им соответствуют песчано-глинистые
отложения с маломощными прослоями мергелей и известняков;
часто содержат также прослои и линзы углей. В лагунах с не-
нормально высокой соленостью воды отлагается черный ил с
резким запахом сероводорода, сложенный преимущественно
кристалликами различных хемогенных образований; в состав
ископаемых соленбсных Л. о. входят пласты сульфатных и хло-
ристых солей натрия, гипс, ангидрит, а из карбонатных пород -
доломитовые известняки, доломиты и иногда магнезит. Оба ти-
па Л. о. характеризуются либо отсутствием ископаемой фауны,
либо ее угнетенными и специализированными формами с пыш-
ным развитием немногих видов при крайнем однообразии со-
става фауны. Из полезных ископаемых с ними чаще всего свя-
заны соли,гипс, ангидрит и угли.
Лазарев Виктор Тимофеевич (1930-1995) - организатор нефтяно-
го производства. Окончил Азербайджанский индустриальный
ин-т (1954). Заведующий промыслом, и. о. начальника сектора
отдела нефтедобычи треста «Молотовнефть», НПУ «Карадаг-
нефть» объединения «Азнефть», АзНИИ по добыче нефти
(1954-1966); старший инженер, начальник отдела Технического
управления, Управления по бурению; зам. начальника Управ-
ления материально-технического снабжения (УМТС); секретарь
парткома Миннефтепрома, зам. начальника УМТС Миннефте-
прома (1966-1988); командировка в Ирак (1988-1990). Награж-
ден медалью СССР. Почетный нефтяник.
Лазарев Валерий Федорович (1940) - специалист в области тру-
бопроводного транспорта. Окончил Южно-Сахалинский лесо-
технический техникум (1964). Трудовую деятельность начал в
104
Нефтегазовая энциклопедия
1961, механик бензоперекачивающей станции (1965-1968); на-
чальник линейной производственно-диспетчерской станции
«Западный Сургут», нефтеперекачивающей станции, главный
инженер Сургутского нефтепроводного управления (1968-1981);
начальник Нижневартовского районного нефтепроводного
управления (1981-1982); начальник линейной инженерно-
технологической станции, зам. начальника по товарно-
транспортным операциям Сургутского управления магистраль-
ных нефтепроводов АООТ «Сибнефтепровод» (1982-1996). На-
гражден орденом и медалями СССР.
Лак - крупнейшее газовое м-ние на Ю.-З. Франции, на территории
Аквитанской впадины. Приурочено к антиклинальной структу-
ре восточно-юго-восточного простирания. Газовые залежи за-
ключены в верхнеюрских и нижнемеловых трещиноватых из-
вестняках и доломитах на глубине 3500-4300 м. Газ состоит из
метана (69-70%), тяжелых углеводородов (до 5%), сероводорода
(до 15-17%), углекислого газа (8-9%) и азота (до 0,5%). Ежегод-
но производится 5 млрд м3 очищенного газа и 1,4 млн т серы.
Ламинарное течение - упорядоченное течение жидкости или га-
за, при котором жидкость (газ) перемещается как бы слоями,
параллельными направлению течения. Л. т. наблюдаются или у
очень вязких жидкостей, или при течениях, происходящих с
достаточно малыми скоростями, а также при медленном обте-
кании жидкостью тел малых размеров. В частности Л. т. имеют
место в узких (капиллярных) трубках, в слое смазки в подшип-
никах, в тонком пограничном слое, который образуется вблизи
поверхности тел при обтекании их жидкостью или газом, и др.
С увеличением скорости движения данной жидкости Л. т. мо-
жет в некоторый момент перейти в неупорядоченное турбу-
лентное течение. При этом резко изменяется сила сопротивле-
ния движению. Режим течения жидкости характеризуется т.н.
числом Рейнольдса Re. Когда значение Re меньше некоторого
критического числа ReKp, имеет место Л. т. жидкости; если
Re > ReKp, режим течения может стать турбулентным. Значение
Re^ зависит от вида рассматриваемого течения. Так, для тече-
ния в круглых трубах ReKp ~ 2200 (если характерной скоростью
Том 2 (Л)
105
считать среднюю по сечению скорость, а характерным разме-
ром - диаметр трубы). Следовательно, при Re^ < 2200 течение
жидкости в трубе будет Л. т. Расход жидкости при Л. т. в трубе
определяется законом Пуазейля.
Лаос - государство в Ю.-В. Азии, на п-ове Индокитай. Граничит
на С. с КНР, на С.-В. и В. с Вьетнамом, на Ю. - с Камбоджей,
на 3. - с Таиландом, на С.-З. - с Бирмой. Выхода к морю не
имеет. Площадь 236,8 тыс. км2. Население 5,3 млн чел. (1998).
Л. - преимущественно горная страна; средневысотные хребты,
сложенные гранитами и гнейсами, песчаниковые известняковые
плато. В излучине р. Меконг - нагорье Траннинь, сложенное
главным образом интрузивными породами верхнего палеозоя.
Крупные м-ния железной руды (около Сиангкхуанга), а также
олова и др. цветных и редких металлов.
Лапидус Виллен Зиновьевич (1932) - выдающийся геолог нефте-
газового производства. Окончил Московский нефтяной ин-т
(1956). Трудовую деятельность начал старшим геологом НПУ
объединения «Башнефть», затем инженер, мл. научный сотруд-
ник ВНИИнефть (1956-965); старший инженер, зам. начальника
отдела объединения, начальник геологического отдела НПУ
«Юганскнефть» Главтюменнефтегаза (1965-1970); начальник
геологического отдела объединения «Коминефть» (1970-1974);
начальник отдела разработки, главный геолог НГДУ «Мегион-
нефть» объединения «Нижневартовскнефтегаз» (1974-1982);
работа в Анголе (1982-1984); ст. научный сотрудник ВНИИ-
нефть, начальник отдела «СоюзпроектНИИнефть» (1984-1986);
главный технолог, главный геолог Управления по добыче неф-
ти и газа Геологического управления Миннефтепрома СССР
(1986-1991); зам. директора Департамента геолого-разведочных
работ и разработки м-ний ГП «Роснефть» (1991-1997); зав. от-
делом, главный специалист проектных организаций ИНПЕТРО
и Технойл (1997-2003). Первооткрыватель Ватинского нефтя-
ного м-ния. в Тюменской обл. Почетный нефтяник.
Лаптев Владимир Викторович (1937) - ученый в области геофи-
зики. Окончил Московский нефтяной ин-т (1960). К. т. н. Тру-
довую деятельность начал в Куйбышевском государственном
106
Нефтегазовая энциклопедия
научно-исследовательском ин-те нефтяной промышленности
(1960-1967); командировка в Алжир (1967-1971); старший на-
учный сотрудник Волжского отделения Ин-та геологии и раз-
работки горючих ископаемых, заведующий лабораторией, заве-
дующий отделом, зам. директора по науке, директор ВНИИ-
нефтепромгеофизики (1971-1992); генеральный директор ак-
ционерного общества «Геофизика» (с 1992). Лауреат Уральской
горной премии. Награжден медалями СССР. Заслуженный дея-
тель науки Башкирской АССР.
Лапук Бернард Борисович (1911-1971) - крупный ученый в облас-
ти нефтедобычи. Окончил Московский нефтяной ин-т (1935).
Д. т. н., профессор. Трудовую деятельность начал в Ин-те го-
рючих ископаемых АН СССР (1935-1937); аспирант Москов-
ского нефтяного ин-та, доцент, профессор кафедры общей и
подземной гидравлики, одновременно - заведующий спецлабо-
раторией по использованию достижений ядерной физики в
нефтедобывающей промышленности, профессор кафедры раз-
работки и эксплуатации газовых и газоконденсатных м-ний
Московского нефтяного ин-та (1937-1971). Награжден медаля-
ми СССР.
Латвия (Латвийская Республика) - с 3. омывается водами Бал-
тийского моря и Рижского залива. Граничит на С. с Эстонией,
на В. с Россией, на Ю.-В. с Белоруссией и на Ю. с Литвой.
Площадь 63,7 тыс. км2. Население 2,43 млн чел. (1997). Столица
- г. Рига. Территория Л. расположена в С.-З. части Восточно-
Европейской платформы, в строении кристаллического фунда-
мента которой здесь выделяются: Балтийская синеклиза, юж-
ный склон Балтийского щита и северный склон Белорусской
антеклизы. Кристаллический фундамент залегает на глубинах
от 300-400 м (С.-В. часть республики) до 2000 м и более (Ю.-З.
часть). Осадочная толща, мощность которой достигает 2000-
2200 м, сложена преимущественно карбонатными и терригенны-
ми отложениями валдайской серии (верхний протерозой), кем-
брия, ордовика, силура, девона, карбона, перми, триаса, юры, а
также образованиями антропогенового возраста. В составе кри-
сталлического фундамента на глубине около 700 м (Лимбаж-
ский район) известны железные руды; в отложениях кембрия и
Том 2 (Л)
107
ордовика в 1965 открыто Кулдигское м-ние нефти. К отложени-
ям девона приурочены м-ния гипсового камня, кварцевых фор-
мовочных и стекольных песков, доломитов, различных глин. С
пермскими отложениями связаны известняки, а с юрскими -
бурые угли (непромышленного значения) и кварцевые пески.
Среди антропогеновых отложений широко распространены гли-
ны, пески, песчано-гравийные образования, используемые в ка-
честве стройматериалов, а также крупные залежи торфа. По бе-
регам Балтийского моря и Рижского залива изредка попадается
янтарь. Имеются минеральные источники (Кемери, Балдоне).
Лачков Александр Григорьевич (1926) - организатор нефтегазо-
вого производства. Окончил Московский нефтяной ин-т
(1965). Трудовую деятельность начал в тресте «Калинин-
нефть» (1945-1949); затем объединение «Средазнефть» (1949—
1957); главный инженер, управляющий конторой «Техснаб-
нефть» Управления нефтяной и газовой промышленности
СНХ Узбекской ССР (1957-1963); управляющий трестом «Бу-
харанефтегазразведка» Мингеологии Узбекской ССР (1963-
1969); командировка в Пакистан и Польшу (1969-1974);
главный инженер треста «Зарубежгеология» Мингео СССР
(1974-1977); главный инженер проекта, заведующий лабора-
торией, зам. директора ВПИИОЭНГ (с 1977). Награжден орде-
ном и медалями СССР и Польши.
Лаявожское месторождение нефтегазоконденсатное - располо-
жено в Ненецком автономном округе Архангельской обл. Рос-
сии в 80 км к В. от г. Нарьян-Мар (Тимано-Печорская нефтега-
зоносная провинция). Открыто в 1971, находится в эксплуата-
ции. Приурочено к антиклинали Лайского вала (Денисовская
впадина). Выявлено три залежи: газоконденсатная в ниж. пер-
ми, нефтегазоконденсатная в ниж. перми - верх, карбоне и га-
зовая в ниж. триасе. Основная (газоконденсатная) залежь связа-
на с карбонатными коллекторами сакмарского яруса ниж. пер-
ми. Тип коллектора - порово-трещинный. Эффективная мощ-
ность 14,6 м. Залежь пластовая сводовая, литологически экра-
нированная. Высота залежи 189 м. Нач. пластовое давление
24,5 МПа, t 58°С. Содержание метана 80%, конденсата 71 г/м3.
Способ эксплуатации фонтанный.
108
Нефтегазовая энциклопедия
Лебедка - машина для перемещения грузов посредством движу-
щегося гибкого элемента - каната или цепи. Тяговое усилие
гибкому элементу передается с барабана или звездочки, приво-
димых в движение через передаточные механизмы. Различают
Л.: стационарные и передвижные, с ручным и машинным при-
водом (от двигателей - электрического, внутреннего сгорания,
реже - паровых, гидравлических, пневматических). Передаточ-
ными механизмами служат зубчатые, червячные передачи
(обычно в редукторах), фрикционные, ременные передачи и их
комбинации. Л. с барабаном действуют по принципу простого
ворота, отличаясь от него наличием передаточных механизмов.
В цепных Л. тяговое усилие передается цепи с вращающейся
звездочки. Нашли применение также рычажные Л. При кача-
тельном движении приводной рукоятки канат попеременно за-
жимается двумя захватами и проталкивается через тяговый
(рычажный) механизм. Тяговые усилия (грузоподъемность) Л.
находятся в пределах от 2,5 до 200 кН (от 0,25 до 20 тс). В неф-
тегазовом производстве лебедки получили широкое распро-
странение. Они применяются при бурении скважин, их экс-
плуатации и различных ремонтных работах. Лебедки отличают-
ся друг от друга своей грузоподъемностью и конструктивными
особенностями.
Левенсон Виктор Эмануилович (1890-1970) - ученый в области
геохимии. Окончил Бакинский государственный университет
(1923). Д. г.-мин. н. Трудовую деятельность начал на Азнефте-
комбинате (1920-1921); затем научный сотрудник Бакинского
государственного университета (1921-1923); химик, старший
химик, научный сотрудник, старший научный сотрудник Ис-
следовательской лаборатории по геологии нефти при Азербай-
джанском нефтяном ин-те (1928-1936); старший специалист -
руководитель кабинета геохимической битуминологии Ин-та
горючих ископаемых АН СССР (1936-1948); руководитель ла-
боратории геохимической битуминологии Ин-та нефти АН
СССР (1948-1951); руководитель группы геохимической биту-
минологии, старший научный сотрудник Ин-та нефти, Ин-та
геологии и разработки горючих ископаемых (1951-1970). На-
гражден медалями СССР.
Том 2 (Л)
109
Левин Геннадий Михайлович (1938) - нефтяник, новатор в орга-
низации труда на нефт. промыслах, Герой Соц. Труда (1971). В
1957-1981 работал пом. бурильщика, бурильщиком, буровым
мастером; с 1981 - нач. Сургутского управления буровых работ
№ 2 ОАО «Сургутнефтегаз». Инициатор скоростного бурения
нефт. скважин (рекордная годовая проходка его бригады 102
тыс. м в 1980).
Левин Самуил Матвеевич (1911) - крупный экономист в области
нефтегазового производства. Окончил Московский плановый ин-т
(1941). Трудовую деятельность начал старшим экономистом Ре-
монтно-механического завода, затем начальник отдела Ухтинско-
го комбината (1941-1953), Миннефтепрома СССР (1953-1959);
зам. начальника, начальник Планово-экономического управления
(ПЗУ) Коми СНХ (1959-1962); главный специалист, начальник
отдела ПЗУ Государственного комитета по топливной промыш-
ленности (1962-1965); зам. начальника Главного планово-
экономического управления Миннефтепрома СССР (1965-1986).
Награжден орденом и медалями СССР. Заслуженный экономист
РСФСР. Почетный нефтяник.
Левченко Игорь Анатольевич (1930-1984) - организатор нефтега-
зового производства. Окончил Азербайджанский индустриаль-
ный ин-т (1954). Трудовую деятельность начал мастером по до-
быче нефти, затем старший инженер, зам. начальника произ-
водственного отдела по добыче, начальник отдела по техноло-
гии и разработке нефтяных и газовых м-ний (1954-1972); глав-
ный инженер, одновременно - зам. начальника (1972-1980), на-
чальник объединения «Краснодарнефтегаз» (1980-1984). На-
гражден орденами и медалями СССР.
Левыкин Евгений Владимирович (1920) - ученый в области нефте-
газового производства. Окончил Московский нефтяной ин-т
(1947). Д. т. н., профессор. Аспирант Московского нефтяного ин-
та (1947-1949); техник, инженер ВНИИгаз (1949-1951); старший
преподаватель Уфимского нефтяного ин-та (1952-1957); старший
научный сотрудник, руководитель сектора ВНИИгаз (1957-1969);
командировка в ГДР (1969-1972); доцент, профессор кафедры
110
Нефтегазовая энциклопедия
разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных м-ний
Московского нефтяного ин-та - Государственной академии нефти
и газа им. И.М. Губкина (с 1972). Награжден медалью СССР.
Легкая фракция - 1) низкокипящие составные части нефти (бен-
зин, керосин и др.), выделяемые при ее перегонке; 2) минералы
(или фракция), обладающие уд. весом менее 2,75 или 2,9. Отде-
ляются от тяжелых минералов (фракции) с помощью так наз.
«тяжелых жидкостей» (бромоформ, жидкость Туле и др.). Ти-
пичными минералами легкой фракции, или «легкими минера-
лами», являются кварц, полевые шпаты, гипс, кальцит, опал,
халцедон и др.
Легкие углеводородные газы - условный термин, под которым
при геохимической разведке на нефть подразумевают метан с
небольшой примесью этана.
Легкой нефти залежь - рукавообразная нефтяная залежь страти-
графического типа, описанная впервые И. М. Губкиным в 1910-
1911 в Нефтяно-Ширванском (ныне Апшеронском) р-не Крас-
нодарского края. Располагается в нижней части майкопской
свиты (ниже ее среднего отдела) и приурочена к руслу иско-
паемой реки, имеющему форму постепенно расширяющегося
на С.-З. рукава, почему ей и было дано И. М. Губкиным назва-
ние «рукавообразной». Ширина залежи до 400 м. Длина нефте-
носной зоны 7 км. Промышленные нефтеносные пески (гори-
зонты «с» и «е») располагаются в виде небольших линз в ос-
новной глинистой массе на различных стратиграфических
уровнях. В настоящее время различают три основных нефте-
носных горизонта (сверху вниз): горизонт Сь или V, горизонт
С2, или VI, и горизонт «е», или VII.
Лед - вода в твердом состоянии. Известны 10 кристаллич. моди-
фикаций Л. и аморфный Л. Наиболее изученным является Л.
1-й модификации - единств, модификация, обнаруженная в
природе. Л. встречается в природе в виде собственно Л. (мате-
рикового, плавающего, подземного и др.), а также в виде снега,
инея и т.д. Л. - одно из самых распространенных твердых тел
Том 2 (Л)
111
на земной поверхности (ок. 30 млн км3). В природе имеется
много видов Л. разного возраста. Продолжительность сущест-
вования одних видов определяется часами, возраст других -
сотнями тыс. лет. Л. - низкотемпературная мономинеральная г.
п., слагаемая наиболее легким минералом. В условиях Земли он
находится в состоянии, близком к фазовому переходу его в во-
ду. Поэтому Л. встречается только в верх, слоях литосферы и
гидросферы. Л. весьма устойчив относительно инородных при-
месей, не вступает с ними в хим. взаимодействие и не образует
твердых растворов и сростков с кристаллами др. веществ.
Ледник - поток льда атмосферного происхождения. Формируется
на земной поверхности, когда снежный покров не успевает
полностью стаять и испариться. Л. широко распространены в
высоких широтах сев. и юж. полушарий Земли, в высоких горах
всех широт. Общая площадь современных Л. 16 млн км2 (11%
площади суши), объем ок. 30 млн км3. Осн. масса Л. сосредото-
чена в Антарктиде и Гренландии. Влияние Л. на хоз. деятель-
ность в горн, р-нах определяется значит, долей питания рек та-
лыми ледниковыми водами. Районы горн, оледенений, кроме
катастрофич. явлений, характеризуются массовым развитием
лавин и селей.
Ледниковые отложения - геологические отложения, образование
которых генетически связано с современными или древними
горными ледниками и материковыми покровами. Подразделя-
ются на собственно ледниковые (гляциальные, или морена) и
водно-ледниковые. Собственно Л. о. возникают путем непо-
средственного оседания на ложе ледника обломочного мате-
риала, переносимого в его толще. Слагаются несортированны-
ми рыхлыми обломочными горными породами, чаще всего ва-
лунными глинами, суглинками, супесями, реже валунными
песками и грубощебнистыми породами, содержащими валуны,
щебень, гальку. Водно-ледниковые отложения образуются
внутри и по периферии ледников из отсортированного и пере-
отложенного талыми водами моренного материала. Среди них
различают ледниково-речные или флювиогляциальные отложе-
ния - отложения потоков талых вод (косослоистые пески, гра-
вий, галечники) и озерно-ледниковые (лимно-гляциальные) от-
112
Нефтегазовая энциклопедия
ложения внутри - и приледниковых озерных водоемов (пре-
имущественно ленточные глины). Все типы Л. о. образуют
сложные сочетания (ледниковые комплексы, или ледниковые
формации).
Ледниковый период - относительно длительный этап геологиче-
ской истории Земли, в течение которого на фоне общего отно-
сительного похолодания климата многократно чередовались
очень холодные отрезки времени (ледниковья), когда возникали
крупные материковые оледенения, и отрезки времени с более
теплым климатом (межледниковья), когда значительная часть
материковых льдов стаивала. Установлены в нижнем протеро-
зое Северной Америки, в верхнем рифее Африки и Австралии,
в венде Европы, Азии и Северной Америки, в ордовике Афри-
ки, в конце карбона и начале перми на материке Гондвана.
Наиболее изучен Л. п. плейстоцена. С Л. п. как процессом оса-
дочного породообразования связано формирование очень мно-
гих самых различных полезных ископаемых, в том числе углей,
нефти, природных горючих газов, железных и марганцевых
руд, бокситов, россыпей и мн. др.
Ледовый фактор - влияние ледовых условий на работу человека
и механизмов (плавсредств, машин, оборудования и аппарату-
ры) при разд. горн, работах. Действие Л.ф. отрицательно сказы-
вается при работе поисковых и разведочных плавсредств во
льдах и перемещении машин по поверхности торосистых (с
разводьями и трещинами) льдин и по обледенелым дорогам;
при дрейфе, смещениях, торошении, трещинообразовании ле-
дяных полей; при промерзании водоемов, с поверхности к-рых
ведут работы, и грунтов, подлежащих разработке; при перемер-
зании и забутовке рабочих органов и транспортных коммуни-
каций добычных машин.
Лейбензон Леонид Самуилович (1879-1951) - выдающийся уче-
ный в области горн, науки, акад. АН СССР (1943; чл.-корр.
1933). Окончил Моск, ун-т (1901) и Моск. высш. техн, уч-ще
(1906). В 1906-1908 работал на Тульском механич. з-де, в 1908-
1911 - в Моск., с 1915 - в Юрьевском (Тартуском) ун-тах. Проф.
Тбилисского ун-та и Политехи, ин-та в Тбилиси (1919-1921), Ба-
Том 2 (Л)
113
кинского (Азерб. ин-та нефти и химии им. М. А. Азизбекова)
политехи, ин-та (1921). Чл. Совета нефт. пром-сти (с 1921),
проф. Моск, ун-та (с 1922) и одновременно Моск. горн, акаде-
мии и Моск, текстильного ин-та. Организатор и руководитель
первой в Москве нефтепромысловой лаборатории (с 1925), ди-
ректор НИИ механики МГУ (1934-1936). В 1939-1951 занимал-
ся н.-и. работой в ин-тах АН СССР и вузах. Л. - основатель
подземной гидравлики, сыгравшей значительную роль в созда-
нии науч, основ разработки нефт. и газовых м-ний. Разработал
приближенную динамич. теорию глубинного насоса, создал
теорию движения газа в пористой среде. Л. - автор первого ру-
ководства по нефтепромысловой механике, подземной гидрав-
лике и др. Разработал теорию движения газированных жидко-
стей в природной среде, предложил методы расчета нефтепро-
мыслового оборудования, разработал вариационные методы
решения задач теории упругости, а также теорию деформации
земной коры и образования складок. Лауреат Гос. пр. СССР
(1943).
Леман (Лимен) - газовое м-ние в Великобритании (сектор Север-
ного м.). Входит в Центрально-Европейский нефтегазоносный
бассейн. Открыто в 1966. разрабатывается с 1968. Начальные
запасы газа 330 млрд м\ Газоносны песчаники ниж. перми
(красный лежень), мощность продуктивной части пласта 305 м,
ГВК - 1900 м. Коллектор гранулярный с пористостью от 7 до
23% и проницаемостью от 1 до 1000 мД. Покрышка - соль верх,
перми (цехштейн). Начальное пластовое давление 21 МПа,
темп-pa 52°С. Состав газа (%): СНд 95,5; С2Нб + высшие 3,63;
СО2 0,04; N2 1,26. М-ние эксплуатируется 6 платформами от 12
до 14 скважин в каждой. Режим эксплуатации газовый.
Ленинградский (Петербургский) горный институт (ЛГИ) -
первое высш. техн. уч. заведение России. Осн. в 1773 в Петер-
бурге как Горн, уч-ще, с 1804 Горн, кадетский корпус, с 1834
Ин-т корпуса горных инженеров, с 1866 Горн, ин-т, с 1896
Горн, ин-т императрицы Екатерины II, с 1918 Петрогр. горн,
ин-т, с 1924 Ленингр. горн. ин-т. В настоящее время Санкт-
Петербургский горн. ин-т. Осн. науч, направленность: изучение
114
Нефтегазовая энциклопедия
закономерностей образования, размещения, разведки и поисков
п. и. в земной коре и на мор. шельфах; создание новых эффек-
тивных методов разработки м-ний п. и. открытым и подземным
способами, создание науч, основ и новых процессов комплекс-
ной переработки руд цветных и редких металлов; решение со-
циально-экономич. проблем рационального использования
природных ресурсов и охраны окружающей среды. В Л. г. и.
созданы и активно развиваются мн. науч, школы: геологическая
(Н. И. Кошкаров, А. П. Карпинский, Ф. Н. Еремеев, И. В. Муш-
кетов, Е. С. Федоров, И. М. Губкин, А. К. Болдырев, Д. В. Налив-
кин, П. М. Татаринов и др.); горн, дела (К. Ф. Бутенев, Г. Д. Ро-
мановский, А. А. Скочинский , В. Д. Слесарев, Б. В. Бойкий и
др.). Ин-т награжден орд. Ленина (1944), Окт. Революции (1973),
Труд. Кр. Знамени (1948).
Ленинские премии - одна из высш, форм поощрения граждан
СССР за наиболее выдающиеся работы в области науки и тех-
ники, литературы, искусства, архитектуры. Впервые премии им.
Ленина были учреждены в 1925 и присуждались до 1935. В
1957 установлены Л. п., положение о к-рых утверждено пост.
ЦК КПСС и Сов. Мин. СССР от 17 февр. 1967. Работы, удосто-
енные Государственной премии СССР, на Л. п. не выдвигались.
Не допускалось также одновременное выдвижение одной и той
же работы на Л. п. и Гос. пр. СССР. Работы в области горн, де-
ла могли выдвигаться на соискание Л. п. только после внедре-
ния их в нар. хоз-во. Рассматривали такие работы и принимали
решение о присуждении премий их авторам К-ты по Ленинским
и Гос. премиям СССР. Лицам, получившим премию в области
горн, науки и техники, присваивалось звание «Лауреат Ленин-
ской премии», вручались диплом, почетный знак и удостовере-
ние. С 1990 Ленинские премии не присуждаются.
Лено-Вилюйская газоиефтеносная провинция - расположена в
3. части Якутии. Пл. 280 тыс. км2. Включает Вилюйскую газо-
носную и Предверхоянскую перспективную нефтегазоносную
области. Наиболее значит, газовые м-ния: Средневилюйское,
Усть-Вилюйское, Соболохское, Среднетюнгское, Мастахское.
Планомерные поиски нефти и газа начались в 1955. Первое
Том 2 (Л)
115
Усть-Вилюйское м-ние газа открыто в 1956. К 1985 выявлено 9
газовых м-ний, в т. ч. 6 в пределах Хапчагайского мегавала.
Географически провинция приурочена к Среднесибирскому
плоскогорью. Юж. области провинции расположены в зоне тай-
ги, северные - лесотундры и тундры. На всей терр. провинции
развиты многолетнемерзлые породы. Осн. пути сообщения -
реки (Лена, Вилюй, Алдан). Магистральные автомобильные и
жел. дороги отсутствуют. Гл. часть грузоперевозок осуществля-
ется летом по рекам, в зимний период по зимникам автомоби-
лями и тракторами, круглогодично воздушным транспортом.
Добыча газа ведется для местных нужд. Продуктивные гори-
зонты выявлены на глубинах от 1 до 4 км. Залежи пластовые
массивные сводовые и пластовые литологически ограниченные.
Рабочие дебиты газовых скважин высокие и средние. Харак-
терна зональность развития пластов-коллекторов, особенно в
отложениях верх, перми. Свободный газ метановый сухой с
низким содержанием азота и кислых газов.
Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция - расположена в
3. асти Якутии, в сев. и центр, р-нах Красноярского края, в зап.
и сев. р-нах Иркутской обл. Пл. 2,8 млн км2. Включает Северо-
Тунгусскую, Анабарскую, Южно-Тунгусскую, Катангскую, Не-
пско-Ботуобинскую, Западно-Вилюйскую, Северо-Алданскую,
Ангаро-Ленскую, Присаяно-Енисейскую и Байкитскую нефтега-
зоносные области. Слабо изучена. Наиболее значит, выявленные
м-ния: Среднеботуобинское, Верхневилючанское, Даниловское,
Верхнечонское, Марковское, Ярактинское газоконденсатные и
нефтегазоконденсатные. Планомерные поиски нефти и газа на-
чались в 1948. Первое нефтегазовое м-ние (Марковское) откры-
то в 1962. Географически провинция занимает часть Среднеси-
бирского плоскогорья. Осн. терр. провинции расположена в зо-
не тайги и значительно заболочена. Пути сообщения на
Ю. провинции - жел. дороги (участки Канск - Иркутск и Тай-
шет - Усть-Кут) и реки; на С. провинции - реки. Магистраль-
ные автомоб. дороги отсутствуют. Грузоперевозки осуществ-
ляются по зимникам и воздушным транспортом. Нефтегазонос-
ны рифейские, вендские и кембрийские отложения. Продуктив-
ные горизонты выявлены на глубинах 1,5-3,5 км. Залежи пла-
116
Нефтегазовая энциклопедия
стовые сводовые и пластовые литологически ограниченные.
Рабочие дебиты скважин средние. Нефть легкая, сернистая, ма-
лопарафинистая. Свободные газы метановые, обычно жирные, с
низким содержанием азота и углекислого газа.
Леонидовское месторождение нефти - расположено в Туймазин-
ском р-не Башкортостана. В тектоническом отношении Л. м. н.
находится на Серафимовско-Балтаевском валу, расположенном
на Ю.-В. склоне Татарского свода. На Л. м. н. установлено
4 промышленные нефтяные залежи: первая залежь связана с
песчаниками угленосного горизонта нижнего карбона, вторая и
третья - с песчаниками верхнего, нарышевского, подъяруса жи-
ветского яруса и четвертая - с песчаниками нижнего, ардатов-
ского, подъяруса живетского яруса. Основным объектом разра-
ботки на Л. м. н. является нефтяная залежь пласта Дь Глубина
залегания пласта 1800 м. Пласт Д представлен кварцевыми
среднезернистыми песчаниками. Мощность пласта изменяется
от 3 до 16 м. Содержание серы 1,51-1,32%, парафина 3,4-4,5%.
Режим девонских залежей упруго-водонапорный. Разработка
основного пласта Д[ производится с поддержанием пластового
давления путем закачки воды в законтурную часть пласта.
Лесецкий Валерий Александрович (1909-1985) - видный инже-
нер-механик нефтегазового производства. Окончил Грознен-
ский нефтяной ин-т (1931). Трудовую деятельность начал кол-
лектором треста, затем инженер-механик, старший инженер
треста Грознефтеразведка (1928-1942); старший инженер Мин-
нефтепрома (1942-1957); главный специалист Госплана
РСФСР, ВСНХ, СНХ РСФСР (1957-1965); зам. начальника
Управления главного механика Миннефтепрома (1965-1980).
Награжден орденами и медалями СССР. Почетный нефтяник.
Лесничий Виталий Федорович (1938) - организатор нефтяного
производства. Окончил Северо-Осетинский нефтяной техникум
(1957), Московский нефтяной ин-т (1968). Трудовую деятель-
ность начал в нефтепромысловом управлении «Бугульманефть»
(1957); затем работа в нефтепромысловом управлении «Лени-
ногорскнефть» (1960-1964); управлении «Иркеннефть» (1964-
1967); главный технолог, начальник технического отдела, на-
Том 2 (Л)
117
чальник технологического отдела по добыче нефти и газа, зам.
начальника по капитальному строительству нефтегазодобы-
вающего управления «Лениногорскнефть» (1967-1983); зам.
начальника Управления по развитию техники, технологии и ор-
ганизации добычи нефти и газа, начальник отдела добычи и
подготовки нефти, начальник Главного управления добычи и
подготовки нефти Миннефтепрома, Государственного пред-
приятия «Роснефть» (1985-1991); исполнительный директор
нефтяного концерна «ЛангепасУрайКогалымнефть» (1992-
1993); директор Департамента по добыче нефти и газа, вице-
президент, вице-президент - начальник Главного управления по
добыче нефти и газа акционерного общества «Нефтяная компа-
ния «ЛУКойл» (с 1993). Награжден медалями СССР. Почетный
нефтяник, Заслуженный работник нефтяной и газовой промыш-
ленности РСФСР, Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.
Лещинец Илья Иванович (1933-2002) - крупный инженер-
экономист. Окончил Львовский политехнический ин-т (1955).
Трудовую деятельность начал инженером по труду, затем ин-
женер-экономист, начальник отдела объединения «Сталинград-
нефть», «Волгограднефтегаз» (1955-1960); начальник планово-
го отдела Управления нефтяной и газовой промышленности
Волгоградского СНХ; зам. начальника ПЭУ Нижне-Волжского
СНХ (1960-1965); зам. начальника Главка - начальник отдела
Главного управления по добыче нефти, Планово-экономического
управления (ПЭУ), начальник ПЭУ, член коллегии Миннефте-
прома СССР, зам. министра нефтяной промышленности СССР
(1965-1991); первый вице-президент корпорации «Роснефтегаз»,
вице-президент ГП «Роснефть» (с 1991). Награжден орденами и
медалями СССР. Заслуженный экономист РСФСР. Почетный
нефтяник.
Либерия (Республика Либерия) - государство в Западной Афри-
ке. Граничит на С.-З. со Сьерра-Леоне, на С. и С.-В. с Гвиней-
ской Республикой, на В. - с Берегом Слоновой Кости. На 3. и
Ю. омывается водами Атлантического океана. Площадь 111,4
тыс. км2. Население 2,1 млн человек (1996). Столица - г. Мон-
ровия. Ведущие отрасли хозяйства - производство натурально-
го каучука (1-е место в Африке и 6-е в капиталистическом ми-
118
Нефтегазовая энциклопедия
ре) и добыча железной руды (1-е место в Африке и 8-е место в
капиталистическом мире), по вывозу которой Л. стоит на 4-м
месте в капиталистическом мире (после Канады, Швеции, Ав-
стралии).
Ливия (Социалистическая Народная Ливийская Арабская
Джамахирия) - государство в Северной Африке. Граничит на
3. с Тунисом и Алжиром, на Ю. - с Нигером и Республикой
Чад, на Ю.-В. - с Суданом, на В. - с Египтом. На С. омывается
водами Средиземного моря. Площадь 1759,5 тыс. км2. Населе-
ние 5,4 млн чел. (1998). Столица - г. Триполи. 98% территории
Л. приходится на долю субтропических полупустынь (на С.) и
тропических пустынь (на Ю.). Береговая линия расчленена сла-
бо. Единственный крупный залив - Сидра (Большой Сирт). К
заливу Сидра с Ю.-В. примыкает одноименный грабен, выпол-
ненный морскими (преимущественно карбонатными, частично
рифогенными) осадками верхнего мела - палеогена, к которым
приурочены важнейшие м-ния нефти. Разведанные запасы ее
составляли 3282,5 млн т.
Лившиц Лев Семенович (1913) - ученый в области нефтегазового
производства. Окончил Московский ин-т связи (1937). Д. т. н.
Трудовую деятельность начал во Всесоюзном ин-те авиацион-
ных материалов (1937-1950); старший научный сотрудник, за-
ведующий сектором научно-исследовательского ин-та по
строительству магистральных трубопроводов (1950-1975);
профессор кафедры износостойкости машин и оборудования и
технологии конструкционных материалов Московского нефтя-
ного ин-та - Государственной академии нефти и газа им. И. М.
Губкина (с 1975). Награжден орденом и медалями СССР.
Лигннн - инкрустирующее клетчатку вещество, образующее со-
вместно с ней механическую ткань древесины. По хим. струк-
туре Л. резко отличается от клетчатки, представляя собой
сложное полициклическое соединение, содержащее ароматиче-
ские циклы. Характерно присутствие в молекуле Л. метоксиль-
ных групп (ОСНз), за счет которых при сухой перегонке древе-
сины образуется метиловый спирт (СН3ОН).
Том 2 (Л)
119
Лигниновые реагенты в бурении - группа производных растит,
лигнина, используемых для понижения вязкости и статич. на-
пряжения сдвига буровых растворов разл. состава. Л. р. полу-
чают окислением гидролизного лигнина разными окислителя-
ми. К Л. р. относятся нитролигнин, сунил, хлорлигнин, игетан.
Нитролигнин - желто-бурый крупнозернистый порошок влаж-
ностью до 60%, содержащий св. 70% лигнина и до 4% золы.
Нитролигнин - продукт окисления лигнина азотной или смесью
азотной и серной к-т. В виде щелочных растворов используется
для разжижения пресных, известковых, слабоминерализован-
ных (3% NaCI) утяжеленных буровых растворов при темп-ре до
130°С. Обычная добавка нитролигнина 0,2-0,3%. Для более ми-
нерализованных по NaCI буровых растворов добавку нитролиг-
нина увеличивают до 0,5-0,6%. При концентрации СаС12 св.
0,1% нитролигнин не используется. Термостойкость нитролиг-
нина повышают добавками дихроматов натрия и калия. Сунил -
сульфированный нитролигнин, водорастворимая модификация
окисленного лигнина. Это - жидкость черного цвета, содержа-
ние сухих веществ 14-18%. Оптимальное содержание в буровом
растворе 0,2-0,3% (в расчете на сухое вещество). Сунил разжи-
жает пресные и минерализованные утяжеленные растворы.
Хлорлигнин - бурый порошок влажностью 30-40%, растворяет-
ся в разбавленных щелочах 1-2%-ной концентрации; продукт
хлорирования гидролизного лигнина хлорной водой. По своим
разжижающим свойствам и воздействию на буровые растворы
близок к нитролигнину, но менее активен и термостоек, не
применим в агрессивных средах. Игетан - водорастворимая мо-
дификация нитролигнина, получаемая путем обработки его
карбонатом натрия. Выпускается в виде продукта пастообраз-
ной консистенции. Порошкообразные, нерастворимые в воде
реагенты нитролигнин и хлорлигнин используют в осн. в виде
5%-ных водно-щелочных растворов, в к-рых соотношение су-
хого понизителя вязкости к твердому каустику 10:1 -10:3.
Лигносульфонатные реагенты в бурении - соли лигносульфо-
новых к-т и их модификации, используемые преимущественно
как понизители вязкости разл. минерализованных и ингибиро-
ванных буровых растворов. Л. р. - отходы целлюлозно-
120
Нефтегазовая энциклопедия
бумажного произ-ва. Осн. Л. р., применяемые при бурении:
окисленный и хромзамещенный лигносульфонат (окзил), фер-
рохромлигносульфонат (ФХЛС), сульфит-спиртовая барда
(ССБ), сульфит-дрожжевая бражка (СДБ), конденсированная
сульфит-спиртовая барда (КССБ). Наиболее эффективны окзил
и ФХЛС. Окзил (продукт взаимодействия лигносульфоната с
дихроматом натрия или калия в кислой среде) - жидкость
(pH 3,5-4,5) плотностью 1120-1140 кг/м3 с содержанием сухих
веществ 25-27%. Применяется в виде водно-щелочного 5-10%-го
раствора (pH 9-10), соотношение окзила и щелочи 1:0,1—1:0,3
(в расчете на сухое вещество). ФХЛС (продукт взаимодействия
лигносульфоната с сульфатом железа и дихроматом натрия или
калия) - порошок с влажностью до 10%; для хим. обработки
используется так же, как и окзил: в виде 5-10%-го водно-
щелочного раствора с pH 9-10. Эти реагенты применяются для
регулирования реологич. свойств слабоминерализованных, гип-
совых и пресных буровых растворов при темп-ре до 180°С. Оп-
тимальная концентрация их в растворе 0,5-1%. В известковых
буровых растворах, а также растворах, загрязненных цементом,
для снижения вязкости используют исходные техн, лигносуль-
фонаты ССБ или СДБ, представляющие собой порошки или
водные растворы 50%-ой концентрации (плотность 1260-1280
кг/м3 при pH 5-6). Применяют в виде 5-10%-го водно-
щелочного раствора при pH 9-10. Оптимальная концентрация
реагента 1 -2%. Широко распространена в бурении КССБ - про-
дукт конденсации ССБ с формалином и фенолом в кислой сре-
де. КССБ применяется в осн. для регулирования фильтрац.
свойств минерализованных и ингибированных растворов при
темп-pax до 150°С (КССБ-2) и до 180°С (КССБ-4). Представляет
собой порошок влажностью до 10% или водный раствор 20-
25%-ой концентрации при pH ок. 7. В зависимости от степени
минерализации и темп-ры концентрация КССБ в буровом рас-
творе поддерживается на уровне 2-5%. Недостаток Л. р. - спо-
собность к ценообразованию, поэтому их применяют совместно
со спец, пеногасителями.
Ликвационные месторождения полезных ископаемых - м-ния
магматич. происхождения, возникшие в недрах Земли в процес-
Том 2 (Л)
121
се остывания и раскристаллизации магмы основного состава,
содержащей сернистые соединения металлов; при этом проис-
ходило разделение, или ликвация, остывающего расплава на
две несмешивающиеся жидкости - силикатную и сульфидную.
При отвердевании силикатного расплава образовались магма-
тич. г. п. габбро-перидотитового состава, а при раскристаллиза-
ции сульфидного расплава возникли залежи сульфидных руд.
Такие залежи концентрируются близ донной части чашеобраз-
ных массивов родственных им магматич. пород, проникая от-
туда в виде секущих рудных тел в верх, части массивов и в под-
стилающие их осадочные породы.
Линейный закон фильтрации - скорость фильтрации прямо
пропорциональна градиенту давления. В результате высоких
скоростей фильтрации либо при фильтрации в крупнозерни-
стых и крупнотрещиноватых породах критическое значение
числа Рейнольдса может быть превышено, что вызовет наруше-
ние Л. з. ф. и переход его в нелинейный закон фильтрации.
Линия тока - линия, к которой скорости в каждой точке данной
струи являются касательными.
Липкес Марк Исаакович (1926-2000) - ученый-нефтяник в облас-
ти промывочных жидкостей в бурении. Окончил Казахский Го-
сударственный ун-т (1952). К. т. н. Трудовую деятельность на-
чал заведующим лабораторией геолого-разведочной конторы,
затем старший инженер, начальник тематической партии треста
«Волгограднефтегазразведка» (1952-1959); заведующий лабо-
раторией буровых растворов, отделом бурения Волгоград
НИПИнефть (1959-1974); заведующий лабораторией ВНИИБТ
(1974-2000). Имеет отраслевые награды, три серебряные меда-
ли ВДНХ СССР. Почетный нефтяник.
Липкость горных пород - способность горн, породы (горн, мас-
сы) при соприкосновении прилипать к поверхности твердого
материала. Л. характеризует адгезионную активность связной г.
п. (горн, массы) при взаимодействии с поверхностью инородно-
го твердого материала.
122
Нефтегазовая энциклопедия
Лисов Иван Игнатьевич (1923-1975) - крупный организатор неф-
тегазового производства. Окончил Московский нефтяной ин-т
(1970). Герой Социалистического труда. Помощник бурильщи-
ка, бурильщик, начальник участка конторы бурения, начальник
отдела объединения «Куйбышевнефть» (1946-1952); директор
конторы бурения треста «Татбурнефть» (1952-1971); начальник
Оренбургского управления буровых работ объединения «Орен-
бургнефть», объединения «Оренбурггазпром» (1971-1975). На-
гражден орденами и медалями СССР.
Лисовский Николай Николаевич (1932) - крупный геолог-
нефтяник. Окончил Львовский политехнический ин-т (1955).
Трудовую деятельность начал техником-геологом, затем геолог,
старший геолог конторы, главный геолог треста «Башнефтеза-
падразведка», главный геолог Октябрьского УБР, главный гео-
лог, зам. генерального директора объединения «Башнефть»
(1955-1980); начальник Главного геологического управления,
Управления развития геолого-разведочных работ и разработки
м-ний , член коллегии Миннефтегазпрома СССР (1980-1992);
начальник Комитета нефтяной промышленности Минтопэнерго
РФ (1992-1993); начальник Управления разработки и лицензи-
рования нефтяных и газовых м-ний Минтопэнерго РФ. Перво-
открыватель Тенгизского м-ния в Казахской ССР, Демско-
Вознесенского в Башкирской АССР. Награжден орденами и
медалями СССР. Заслуженный работник нефтяной и газовой
промышленности РСФСР, Почетный нефтяник, Почетный неф-
тяник Тюменской обл.
Литий - хим. элемент (Li), атомный вес 6,94; самый легкий ме-
талл; серебристо-белого цвета; плотность 0,534 г/см3 (при 20°);
т-ра плавления 180°. Содержится в алюмосиликатах - сподуме-
не и лепидолите. При нормальной температуре Л. разлагает во-
ду с выделением водорода; легко растворим во всех кислотах.
Содержание Л. в земной коре (по А. П. Виноградову) 0,0065%.
Литва, Литовская республика - расположена на 3. Европы. Пл.
65,2 тыс. км2. Нас. 3,6 млн чел. (1998). Столица - г. Вильнюс.
Терр. Л. расположена на зап. окраине Восточно-Европейской
равнины. На терр. Л. известны многочисл. м-ния торфа, неруд-
Том 2 (Л)
123
ных строит, материалов (известняков, доломитов, глин, песков),
имеющих пром, значение, а также мелкие м-ния нефти. М-ния
нефти связаны с небольшими брахиантиклиналями в средне-
кембрийских отложениях на 3. Мощность нефтеносных песча-
ников 17-27 м. Всего разведано 5 м-ний (наиболее крупное
Шюпаряй). Имеются нефтепроявления в ордовикских и силу-
рийских отложениях.
Литвинский Александр Иванович (1938) - специалист в области
нефтепромысловой геофизики. Окончил Томский политехниче-
ский ин-т (1961). Производственную деятельность начал в Том-
ской промыслово-геофизической экспедиции, затем начальник
производственно-технического отдела Новосибирского геофи-
зического треста (1961-1969); старший инженер производст-
венного отдела промысловой геофизики, главный инженер -
зам. управляющего Кавказской конторой промысловой геофи-
зики треста «Ставропольнефтегеофизика» (1969-1983); глав-
ный инженер треста «Ноябрьскнефтегеофизика» (1983-1985);
начальник Ставропольской промыслово-геофизической экспе-
диции треста «Союзгазгеофизика» (1985-1988); генеральный
директор объединения, акционерного общества «Ставрополь-
нефтегеофизика» (с 1988). Награжден медалью СССР.
Литогенез - совокупность процессов образования горных пород
(преимущественно осадочных).
Литогенетические колонки - геохимические колонки осадочных
отложений, которые строятся следующим образом: 1) слева да-
ется обычная геологическая колонка изученных пород (в опре-
деленном масштабе), сопровождаемая данными о мощностях
слоев и названиями соответствующих им пород; 2) на колонке
кружками и цифрами указывают места взятия изученных об-
разцов, характеризующих выделенные слои; 3) справа от геоло-
гической колонки приводят графические изображения резуль-
татов хим. анализов, причем каждый анализ помещается в виде
горизонтальной линейки против места взятия соответственного
образца. Длина каждой линейки (одинаковая для данного разре-
за или группы разрезов) принимается за 100%, причем в преде-
лах ее условными знаками показываются СаО, MgO, потери
124
Нефтегазовая энциклопедия
при прокаливании, SiO2, SO3 и пр. В других случаях правая
часть Л. к. может быть представлена рядом седиментационных
кривых по отдельным компонентам хим. анализа: нераствори-
мого остатка А12О3, Fe2O3, MnO, MgO, CaO, SO3, Р2О5 и т. д. В
третьем случае правая часть Л. к. может отражать грануломет-
рический состав терригенной части отложений, хим. состав ау-
тигенной части, наличие макро - и микрофауны и флоры, ос-
новные минералы тяжелой и легкой фракции и т. д. В различ-
ных случаях правая часть Л. к. строится для различных компо-
нентов, но по одному и тому же принципу, изложенному при
рассмотрении первого способа построения Л. к.
Литология - наука, изучающая горные породы, главным образом
осадочные, их состав и физ.-хим. свойства, их происхождение и
формы дальнейшего преобразования (диагенез, катагенез, ме-
таморфизм, выветривание). Формально Л. - синоним петроло-
гии (т. е. касается всех горных пород), но обычно термин Л.
применяется специально к осадочным породам.
Литолого-фациальные карты, литолого-палеографические
карты - отображают пространств, изменения литологии, соста-
ва и мощностей осадочных и осадочно-вулканогенных пород
определенного геол, возраста в зависимости от тектонич. режи-
ма и физ.-геогр. условий их седиментации. Совмещенное ото-
бражение совокупности признаков на одной карте достигается с
помощью разл. систем обозначений.
Литосфера (земная кора) - твердая земная кора, покрывающая
Землю со всех сторон. Л. состоит из различных горных пород,
минералов и воды. Последняя в виде океанов и морей покрыва-
ет более 2/3 поверхности земного шара. Толщину Л. определи-
ли (в км): Аррениус в 40, Лукашевич в 50, Пфафф в 80, Дельтер
в 100, Пиляр в 120. Учитывая, с одной стороны, величину гео-
термического градиента (3,05° или несколько менее на каждые
100 м глубины), а с другой температуру плавления (1600°) наи-
более тугоплавких пород (гранитов), глубину залегания нерас-
плавленных пород определяют от 56 до 70 км. Полагают, что
рельеф нижней поверхности Л. представляет зеркальное отра-
жение ее наружной поверхности. Рельеф суши Л. различен: го-
Том 2 (Л)
125
ры высотой от 2000 до 8840 м (над уровнем моря) занимают
7,5% суши; горы высотой от 1 000 до 2000 м - 14,2% суши; воз-
вышенности от 200 до 1000 м - 43%; низкие места от 0 до 200 м
- 34,7%; впадинами (ниже уровня моря) занято 0,6% суши. Дно
океанов имеет форму равнины с отдельными выступами остро-
вов и очень глубокими впадинами (на 5000-6000 м ниже сред-
ней глубины океана). Курильская впадина имеет глубину
8500 м, наибольшая - Филиппинская - 10830 м. Хим. состав Л.
(до глубины 16 км) характеризуется значительным преоблада-
нием двух элементов: кислорода, составляющего (по весу)
46,71% Л., и кремния - 27,69%. Распространены также алюми-
ний - 8,07%, железо - 5,05%, кальций - 3,65%, магний - 2,08%,
натрий - 2,75%, калий - 2,58%, а также титан - 0,62%. Пере-
численные элементы составляют 98,8% веса всей земной коры.
Все остальные многочисленные элементы составляют лишь
1,2% Л. Средняя плотность Л. равна 2,79. Возраст земной коры
исчисляют: Холмс (Holmes А., 1949 г.) в 5,2 х 109 лет, Алфер и
Герман (Alpher R. and Herman R., 1951 г.) в 5,3 х 109 лет.
Литохимические поиски - геохим. методы поисков м-ний полез-
ных ископаемых, основанные на выявлении повышенных или
пониженных (по сравнению с фоном) концентраций хим. эле-
ментов в коренных породах или рыхлых образованиях. Впер-
вые применены в 1935 Н. И. Сафроновым.
Лифтовая колонна, подъемная колонна - колонна труб, исполь-
зуемая для подъема пластовых флюидов (нефти, газа, воды) на
поверхность при освоении, фонтанной и газлифтной эксплуата-
ции скважин. В качестве Л. к. используются насосно-
компрессорные трубы диаметром до 114 мм, в скважинах
большого диаметра - обсадные трубы. Л. к. спускают в скважи-
ны до верх, отверстий перфорации или кровли продуктивного
пласта. Применяют в осн. однорядные, реже многорядные Л. к.
с концентричной и эксцентричной подвеской параллельно рас-
положенных колонн. Многорядные Л. к. подразделяются на по-
луторарядные (внутр, колонна короче внешней), двухрядные
(при негерметичной обсадной колонне или в гидрогеол. сква-
жинах большого диаметра), трех и более при одновременно-
раздельной эксплуатации скважин. Подъем жидкости или на-
126
Нефтегазовая энциклопедия
гнетание может производиться по внутр, или наружной колон-
не. Л. к. защищает эксплуатац. колонну от воздействия пласто-
вой среды и позволяет осваивать скважины путем последоват.
уменьшения плотности заполняющей жидкости (замещением
глинистого раствора на воду, нефть, аэрацией жидкости, а так-
же глушить фонтанирующую скважину закачкой жидкости вы-
сокой плотности (воды, глинистого раствора).
Лобанов Борис Степанович (1932) - организатор нефтяного про-
изводства. Окончил Куйбышевский индустриальный ин-т
(1956). Трудовую деятельность начал инженером по исследова-
нию скважин, затем помощник мастера, мастер по добыче неф-
ти и газа, начальник участка нефтепромыслового управления
«Бугульманефть», старший инженер, заведующий нефтепро-
мыслом, начальник нефтегазодобывающего управления «Лени-
ногорскнефть» (1956-1983); главный инженер - зам. генераль-
ного директора объединения «Татнефть» (1983-1986); первый
зам. генерального директора Межотраслевого научно-
технического комплекса «Нефтеотдача» - первый зам. директо-
ра ВНИИнефть (1986-1992); начальник Управления по добыче
нефти и газа, зам. начальника Главного управления по добыче
нефти и газа акционерного общества «Нефтяная компания»
«ЛУКойл» (с 1994). Награжден орденами и медалями СССР,
лауреат Государственной премии СССР, Почетный нефтяник,
Заслуженный нефтяник Татарской АССР, Почетный гражданин
г. Лениногорска.
Лобановское нефтяное месторождение - расположено в 10-12 км
к В. от г. Пермь. Приурочено к длинной пережатой брахиантик-
линальной складке меридионального простирания, сложенной
отложениями палеозоя (девона, карбона и перми) и перекрытой
четвертичными образованиями, протяженностью около 25 км.
Промышленная нефтяная залежь связана с песчаниками угленос-
ной свиты нижнего карбона, мощностью до 20 м, залегающими на
глубине 1520-1550 м. Начальные дебиты скважин составляли
15-30 т/сут. Содержание серы около 1 % и парафина 4-5%.
Ловильный инструмент - набор инструментов, предназначенных
для ловли и извлечения оставленных в скважине частей бурово-
Том 2 (Л)
127
го инструмента, троса, кабеля и случайно попавших предметов.
К Л. и. относят обычно и комплекты так наз. «левых» труб, т. е.
труб с левой резьбой. Такие трубы применяются в частности
для отворачивания по частям оставленного в скважине бурово-
го инструмента.
Ловля Сергей Александрович (1914) - ученый в области геофизи-
ки. Окончил Московский химико-технологический ин-т (1938).
Д. т. н., профессор. Аспирант Московского химико-техноло-
гического ин-та (1938-1941); работа в специальном конструктор-
ском бюро и различных организациях Миннефтепрома (1946-
1953); работа во ВНИИгеофизика (1953-1980); доцент кафедры
геофизических исследований, профессор кафедры геофизиче-
ских информационных систем Московского нефтяного ин-та -
Государственной академии нефти и газа им. И. М. Губкина
(с 1977). Лауреат Государственной премии СССР. Награжден
орденами и медалями СССР.
Ловушка нефти и газа - часть коллектора, условия залегания к-
рого и взаимоотношения с экранирующими породами обеспе-
чивают возможность накопления и длительного сохранения
нефти и (или) газа. Элементами ловушки являются коллектор
нефти и газа, покрышка, экран. Наиболее распространена клас-
сификация ловушек, сочетающая поисковые и генетич. призна-
ки. По этим признакам выделяют ловушки сводовые, тупико-
вые, или экранированные, и линзообразные. Сводовые ловушки
образуются в сводовых частях антиклиналей, над соляными ку-
полами, глиняными диапирами, интрузивными массивами, в
теле погребенных рифовых массивов и эрозионных выступов -
под облекающими их покрышками. Ловушки экранированного
типа возникают на крыльях и периклиналях антиклиналей, на
флексурах и моноклиналях при появлении по восстанию их ли-
тологии. или гидродинамич. экранов. Линзообразные (или ли-
тологически ограниченные) ловушки образуются в коллекторах
линзообразного строения (погребенных песчаных барах, русло-
вых и дельтовых песчаниках, пористых зонах карбонатных по-
род). Ловушки могут находиться в разл. частях структур. Св.
70% запасов нефти и газа находится в ловушках сводового ти-
па, заключенных в антиклиналях.
128
Нефтегазовая энциклопедия
Локбатанское нефтяное месторождение - расположено на Ап-
шеронском п-ове в 12 км к Ю.-З. от г. Баку. В разрезе продук-
тивной толщи выделяются восемь основных и ряд литерных
нефтяных пластов, при этом VII-VIIa пласты соответствуют
среднему отделу и VIII пласт - надкирмакинской песчаной сви-
те (НКП) разреза продуктивной толщи центр, и вост, площа-
дей Апшеронского п-ова. Основными промышленными нефте-
содержащими пластами являются VI, Via, VII, Vila и VIII. Пе-
речисленные пласты обладали высокими начальными дебита-
ми, выдвинувшими Л. н. м. в число крупных в Азербайджане. В
повышенной сводовой части складки во всех пластах обнару-
жены небольших размеров газовые шапки. На своде складки в
разрезе продуктивной толщи отсутствует нижняя его часть (ни-
зы кирмакинской свиты (КС) и подкирмакинская свита (ПК). Л.
н. м. вступило в разработку и эксплуатацию в 1933 г.
Ломоносов Михаил Васильевич (1711-1765) - великий рус. уче-
ный-естествоиспытатель, один из первых рус. акад. Петерб. АН
(1745), чл. Академии художеств (1763). Учился в Славяно-
греко-латинской академии в Москве и в Академии, ун-те в Пе-
тербурге (1731-1736), в Марбургском ун-те и Фрайбергской
горн, академии в Германии (1736-1741). По возвращении в Рос-
сию в 1742-1765 работал в АН. По проекту Л. был организован
Моск, ун-т (1755). Л. открыл закон сохранения вещества и дви-
жения, к-рый считал всеобщим естеств. законом. Наряду с фун-
даментальными трудами по физике, химии, металлургии и др.
Л. принадлежат работы по географии, геологии, минералогии и
горн. делу. Он изобрел ряд инструментов и приборов для на-
блюдений и измерений в астрономии, геодезии, горн, деле, ме-
теорологии и др. В основанной им в 1748 хим. лаборатории Л.
выполнял анализы солей, руд и горн, пород. В работе «Первые
основания металлургии и рудных дел» (1763) и в добавлении к
ней «О слоях земных», а также в речи «Слово о рождении ме-
таллов от трясения Земли» (1757) Л. одним из первых высказал
мысль об изменчивости природы, длительности, непрерывности
и периодичности геол, процессов. Первым обратил внимание на
взаимодействие внутр, и внеш. геол, процессов, изменение по-
род под влиянием высоких темп-p и давлений, разл. возраст
рудных жил и последовательность образования в них минера-
Том 2 (Л)
129
лов, а также на вторичные изменения последних, чередование
наступлений и отступлений морей в истории Земли, образова-
ние слоистых осадочных пород путем осаждения их в древних
морских бассейнах и др. Впервые показал, что торф, кам. уголь
и нефть - продукты естеств. преобразования органич. вещества
в глубинах Земли; янтарь является ископаемой смолой, окаме-
нелости - остатками животного и растит, мира древних эпох. Л.
положил начало учению о поисковых признаках п. и., разрабо-
тал графич. метод обработки результатов съемки висячими
маркшейдерскими инструментами; занимался вопросами оцен-
ки м-ний. Л. - автор разл. идей в области горн, искусства и гор-
нозаводской механики, механич. обогащения и т. д. Его труды
на протяжении неск. поколений служили руководством для рус.
горняков и металлургов. Л. обращал внимание на важность ос-
воения Сибири, а также Сев. морского пути для усиления мо-
гущества России. АН учреждены 2 золотые медали, присуж-
даемые ежегодно за выдающиеся работы в области естество-
знания и обществ, наук отеч. и зарубежному ученым. Имя Л.
присвоено городу в Ленингр. обл., проспекту, а также Ин-ту
тонкой хим. технологии в Москве, МГУ, течению в Атлантиче-
ском ок., подводн. поднятию в Сев. Ледовитом ок., хребту на
Новой Земле, возвышенности на о. Зап. Шпицберген и минера-
лу класса фосфатов (ломоносовит).
Лубрикатор в нефтегазодобыче - герметизирующее устройство,
используемое при спуске (подъеме) глубинных приборов в
скважину с избыточным устьевым давлением (от 0,5 до
60 МПа). Представляет цилиндр (диаметром 0,05 или 0,062 м),
ниж. часть к-рого соединяется с фонтанной арматурой скважи-
ны; в верхней части располагается сальник, обеспечивающий
герметизацию при прохождении проволоки или кабеля с глу-
бинными приборами через Л. Различают Л. для спуска глубин-
ных приборов с местной или дистанционной регистрацией из-
меряемых параметров (спуск осуществляется соответственно на
проволоке диаметром 1,6-2,5 мм или на бронированном одно -
или трехжильном кабеле диаметром 2,8-9 мм). Размеры Л. вы-
бираются исходя из конструкции фонтанной арматуры и спус-
каемого прибора, а также устьевого давления скважины.
130
Нефтегазовая энциклопедия
Лузянин Геннадий Сергеевич (1935) - организатор нефтегазового
производства. Окончил Ухтинский горнонефтяной техникум
(1958), Московский нефтяной ин-т (1968). К. э. н. Оператор, за-
ведующий мехмастерской Степновского газонефтепромысла
Управления нефтяной и газовой промышленности Саратовско-
го СНХ (1958-1959); старший инженер, заведующий Фурма-
новским газонефтепромыслом Заволжского нефтепромыслово-
го управления (1962-1965); начальник Заволжского нефтегазо-
добывающего управления (1966-1972); главный инженер - зам.
генерального директора, генеральный директор объединения -
акционерного общества «Саратовнефтегаз» (1972-1997); пред-
седатель Совета директоров акционерного общества «Саратов-
нефтегаз» (с 1997). Награжден орденами и медалями СССР. За-
служенный работник нефтяной и газовой промышленности
РСФСР, Почетный нефтяник.
Лупинг - участок трубопровода, прокладываемый параллельно
основному трубопроводу; подключается для увеличения пропу-
скной способности последнего. На участке трубопровода с Л.
расход транспортируемого продукта в осн. трубопроводе
уменьшается, следовательно, сокращается общая потеря напора
на преодоление гидравлич. сопротивления. Поэтому при неиз-
менной величине напора пропускная способность трубопровода
в целом увеличивается тем значительнее, чем больше длина Л.
Львов Михаил Сергеевич (1906-1988) - выдающийся специалист в
области издательской деятельности. Окончил Московский неф-
тяной ин-т (1941). Д. г.-мин. н. Начальник Гостоптехиздата
(1941-1963); директор издательства «Недра» (1963-1986). На-
гражден орденами и медалями СССР. Заслуженный работник
культуры РСФСР.
Льдистость - отношение общего содержания подземного льда в
мерзлой породе к общему объему породы (в % или долях еди-
ницы). Л. - осн. классификац. показатель, характеризующий
фазовый состав и физ. состояние мерзлой породы при опреде-
ленной темп-ре и давлении. По Л. мерзлые породы подразде-
ляются на сильнольдистые (более 50%), слабольдистые (менее
25%) и льдистые (от 25 до 50%). В зависимости от способа ко-
Том 2 (Л)
131
личеств. выражения содержания льда в мерзлой породе разли-
чают весовую, относительную и объемную Л. Наиболее широко
используется объемная Л. В зависимости от типа льда выделя-
ют Л. суммарную Лс (включает лед-цемент и лед сегрегацион-
ный) и Л. за счет включений - Лвк. Объемная Л. породы содер-
жит только лед включений и устанавливается прямым измере-
нием суммарной толщины включений льда, приходящихся на
единицу разреза, или определяется эмпирич. путем через сум-
марную влажность. Величина Л. зависит от состава, генезиса,
режима и способов промерзания пород, степени их водонасы-
щения перед промерзанием, гидрогеол. и теплофиз. условий в
период промерзания. Мерзлым породам свойственно неравно-
мерное льдонасыщение. Л. используется при теплофиз. расче-
тах, определении несущей способности мерзлых пород и их
осадки при оттаивании. Л. учитывают при выборе параметров
горн, выработок, проведении горн, работ в толще многолетне-
мерзлых пород, при использовании многолетнемерзлых пород в
качестве основания сооружений.
Лысенко Владимир Дмитриевич (1934) - ученый в области нефте-
газового производства. Окончил Грозненский нефтяной ин-т
(1959). Д. т. н., профессор. Инженер, ст. научный сотрудник,
руководитель сектора, заведующий лабораторией ТатНИИ
(1959-1978); зам. директора, директор КазНИПИнефть (1978—
1994); зам. генерального директора АО «РИТЭК-Внедрение»
Российской инновационной топливно-энергетической компа-
нии (с 1994). Награжден медалью СССР, Почетный нефтяник.
Лысяков Владимир Георгиевич (1908-1979) - крупный организа-
тор нефтегазового производства. Окончил Азербайджанский
политехнический ин-т (1926). Работа в различных ведомствах
(1926-1934); экономист, старший экономист, заведующий пла-
ново-экономическим бюро, зам. начальника отдела треста «Мо-
лотовнефть» (1934-1941); начальник отдела треста «Азнефте-
промматериалы», и. о. начальника отдела треста «Азнефтераз-
ведка» (1946-1950); начальник отдела объединения «Татнефть»
(1950-1952); заведующий отделом ЦК профсоюза рабочих неф-
тяной промышленности, начальник подотдела Татарского СНХ
(1952-1962); зам. начальника канцелярии Управления делами
132
Нефтегазовая энциклопедия
Госкомтопа СМ СССР, помощник министра, ответственный
секретарь коллегии Миннефтепрома СССР (1962-1978). На-
гражден орденами и медалями СССР, Почетный нефтяник.
Любимов Георгий Александрович (1899-1981) - крупный конст-
руктор-ученый в области турбинного бурения. Окончил Азер-
байджанский политехнический ин-т (1927). Д. т. н., профессор.
Трудовую деятельность начал в 1913. Техник авторемонтных
мастерских, конструктор, заведующий техническим бюро отде-
ла турбинного бурения объединения «Азнефть» (1925-1932);
главный инженер Экспериментального завода конторы турбин-
ного бурения, машиностроительного завода, Эксперименталь-
ного завода конторы турбинного бурения, г. Баку (1932-1941);
главный инженер Павловского машиностроительного завода в
Пермской области (1941-1948); начальник отдела конструкции
турбобуров Специального конструкторского бюро Миннефте-
прома (1949-1953); руководитель лаборатории, старший науч-
ный сотрудник отдела турбинного бурения ВНИИБТ (1953-
1981). Награжден орденами и медалями СССР, Почетный нефтя-
ник, Почетный работник газовой промышленности.
Люминесцентно-битумный анализ - способ определения коли-
чественного содержания, качественного состава и характера
распределения нефтей и битумов, содержащихся в горных по-
родах. Л.-б. а. основан на использовании, помимо свойств лю-
минесценции изучаемого вещества, целого ряда других физ.-
хим. свойств (сорбции, поверхностного натяжения, избиратель-
ной растворимости и др.).
Люминесцентно-битумный каротаж - метод определения с по-
мощью приемов люминесцентно-битумного анализа практиче-
ски непрерывной качественно-количественной характеристики
битуминозное™ всего поступающего из буровых скважин кер-
на, шлама, глинистого раствора. Люминесцентно-битумный
анализ для Л.-б. к. производится в стационарных (походных)
полевых люминесцентно-битумных лабораториях или в пере-
движных каротажных станциях. Л.-б. к., в сочетании с геологи-
ческими данными, применяется для оценки того или иного уча-
стка, района или геологической структуры в отношении нали-
чия или отсутствия в их недрах нефтяных или газовых залежей,
Том 2 (Л)
133
а также для стратификации осадочных горных пород, особенно
если они лишены фаунистических остатков. Л.-б. к. может при-
меняться в комплексе с электрокаротажем, газовым каротажем,
биокаротажем и др.
Люминесценция - излучение, возникающее в результате отдачи
возбужденными атомами или молекулами поглощенной ими
энергии. В зависимости от природы энергии возбуждения раз-
личают несколько видов Л., из которых в практике минерало-
гических исследований используются фото-, рентгене-, катодо-,
термо-, триболюминесценция (возникающая в результате тре-
ния). По способности люминесцировать под действием ультра-
фиолетовых лучей все виды минеральных веществ можно раз-
делить на 3 гр.: 1. Вещества, люминесцирующие непосредст-
венно: а) независимо от условий образования (минералы урана,
нефти и др. битуминозные вещества); б) в зависимости от усло-
вий образования (алмаз, флюорит, галит, карбонатные и суль-
фидные минералы, фосфаты, некоторые силикаты, бораты и
др.). 2. Вещества, люминесцирующие только после хим. обра-
ботки (напр., берилл, вольфрамит, поллуцит и др.). 3. Вещества,
не люминесцирующие (напр., сульфиды).
Лянторское месторождение нефтегазоконденсатное - располо-
жено в 80 км к С.-З. от г. Сургут Тюменской обл. (Западно-
Сибирская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1966, разра-
батывается с 1980. Приурочено к Лянторскому, Январскому и
Востокинскому локальным поднятиям Сургутского свода. Выяв-
лены две нефтегазоконденсатные залежи в отложениях баррем-
ского яруса ниж. мела. ВНК на отметке - 2052 м. Залежи пла-
стовые сводовые. Продуктивные отложения представлены пес-
чаниками. Тип коллектора поровый. Пористость 23%, проницае-
мость до 380 мД. Глуб. верх, залежи 2042 м, нижней - 2080 м.
Эффективная мощность 12-14 м. ВНК на отметке - 2052 м. Нач.
пластовое давление 21,0 МПа, темп-pa 62°С. Плотность нефти
853-857 кг/м3. Содержание парафина 2,15-2,95%, серы 0,86-
11,3%. Состав газа (%): СНд - 82,13-91,98; С2Нб + высшие - 7,2-
16,4; СО2 - 0,32-0,79. Содержание стабильного конденсата до
125 кг/м3. Плотность конденсата 695-743 кг/м3. Способ разра-
ботки - законтурное заводнение.
134
Нефтегазовая энциклопедия
м
Магалимов Абрик Фазлиахметович (1939). Окончил Елабужский
педагогический ин-т (1962), Московский нефтяной ин-т (1974).
К.т.н. Трудовую деятельность начал в 1961. Инженер отдела
добычи, старший инженер, зам. начальника отдела по поддер-
жанию пластового давления, начальник отдела по борьбе с кор-
розией и охране природы объединения - акционерного общест-
ва «Татнефть» (с 1969). Награжден медалью СССР, лауреат Го-
сударственной премии СССР и Государственной премии Рес-
публики Татарстан.
Маганов Наиль Ульфатович (1958). Окончил Московский нефтя-
ной ин-т (1983). Оператор по исследованию скважин, мастер,
начальник цеха по добыче нефти и газа нефтегазодобывающего
управления «Елховнефть» (1977-1991); зам. начальника нефте-
газодобывающего управления «Заинскнефть» по капитальному
строительству (1991-1993); начальник производственного от-
дела реализации нефти и нефтепродуктов, зам. генерального
директора по производству объединения - акционерного обще-
ства «Татнефть» (с 1993). Почетный нефтяник.
Магистральный газопровод-см. Газопровод магистральный.
Магистральный гидротранспорт - вид напорного гидравлич.
транспорта, предназначенный для перемещения разл. твердых
сыпучих материалов в жидкой несущей среде по трубопрово-
дам на расстояния в десятки и сотни км от источников их полу-
чения до мест переработки и потребления. Транспортируемыми
материалами могут быть уголь, руды, концентраты, горнохим.
сырье, строит, материалы и др. В качестве несущей среды мо-
жет использоваться вода (преимущественно), а также нефть и
нефтепродукты, метанол, сжиженные природный и углекислый
газы. Достоинства М.г.: простота, удобство сооружения и об-
служивания; обеспечение бесперегрузочного грузопотока вы-
Том 2 (М)
135
сокой производительности с миним. потерями материалов; вы-
сокая степень надежности (до 99%), использования (до 95%) и
безаварийности; низкие эксплуатац. расходы (трудоемкость в
2—4 раза, а энергоемкость в 1,5-2 раза ниже, чем при ж.-д.
транспорте); технол. сочетаемость и совмещаемость с процес-
сами добычи, переработки и использования; возможность пол-
ной автоматизации; независимость от погодных условий и
рельефа местности; исключение вредного влияния на окру-
жающую среду (отсутствие шума, пыли, загрязнения и безопас-
ность). Недостатки М.г.: относительно высокие капитальные
затраты (50-70% приходится на трубы и насосное оборудова-
ние); необходимость больших объемов несущей жидкости;
трудности при эксплуатации в северных и засушливых р-нах
(сложность обезвоживания, возврат дефицитной воды, удоро-
жающий транспорт на 25%, опасность замерзания и др.); не-
возможность транспортирования материалов, свойства к-рых
ухудшаются в смеси с несущей жидкостью.
Магистральный нефтепровод - см. Нефтепровод магистраль-
ный.
Магнетизм земной - земное магнитное поле в первом приближе-
нии можно описать, предполагая, что в центре Земли находится
магнитный диполь (стержень, имеющий южный и северный по-
люсы). Детальное изучение показывает более сложные законо-
мерности. Земное магнитное поле осложнено магнитными
влияниями континентов, отдельных структурных зон земной
коры и, наконец, местными аномалиями. Для учета особенно-
стей земного магнитного поля и выявления аномалий на его
фоне служат мировые и региональные магнитные карты скло-
нения, наклонения, вертикальной и горизонтальной состав-
ляющей полной силы геомагнитного поля.
Магнитная аномалия - ненормальное распределение магнитных
полей на отдельных участках Земли. На таких аномалийных
участках наблюдаются значительные, выше обычных, измене-
ния магнитных сил на малых расстояниях. М.а. бывают различ-
ной интенсивности и различаются по охватываемой площади.
Среди М.а. различают: материковые, большие и малые регио-
136
Нефтегазовая энциклопедия
нальные, местные (локальные). Материковые М.а. находятся на
больших глубинах. Локальные аномалии обусловлены неодно-
родностью верхних слоев земной коры. Выявление их служит
целью магнитной разведки, так как они связаны с геологиче-
скими объектами.
Магницкий Владимир Александрович (1915) - крупный геофи-
зик, акад. АН СССР. Окончил Моск, ин-т инженеров геодезии,
аэросъемки и картографии (1940), в 1940-1954 преподавал там
же, с 1954 - в МГУ (с 1960 зав. геофиз. отделением физ. ф-та), с
1979 в Ин-те физики Земли (зав. отделом физики недр Земли и
планет). В 1971-1975 президент Междунар. ассоциации сейс-
мологии и физики недр Земли. Создал науч, школу в области
физики твердой Земли на основе применения методов теоретич.
физики (гл. обр. физики твердого тела) для изучения недр Зем-
ли (1952); предложил формулу определения массы и координат
аномальных тел на физически реальной поверхности Земли по
гравиметрии, данным, а также уравнение градусных измерений;
установил распределение твердости и упругости недр Земли с
учетом уравнения состояния веществ Земли, объяснил природу
переходного слоя в мантии на основе представления об измене-
нии типа хим. связи (1972); предложил метод реперных точек
для изучения распределения темп-p в недрах (1974); сформули-
ровал принцип хорды для определения деформаций в земной
коре и дал одно из возможных объяснений происхождения
совр. вертик. движений земной коры (1977).
Мазанов Евгений Александрович (1912-1978) - инженер-
нефтяник. Окончил Азербайджанский нефтяной ин-т (1934).
Техник, мастер, заведующий промыслом, трестом, главный ин-
женер трестов «Нефте-Чала», «Азизбековнефть», управляющий
трестом «Орджоникидзенефть» объединения «Азнефть» (1934-
1952); управляющий трестом «Альметьевбурнефть» объедине-
ния «Татнефть» (1952-1955); начальник Управления нефтяной и
газовой промышленности Нижне-Волжского СНХ, начальник
Управления по Сибири и Дальнему Востоку СНХ РСФСР (1955—
1965); начальник Главсевервостокнефтедобычи, Управления
экспертизы проектов и смет Миннефтепрома СССР (1965-1978).
Награжден орденами и медалями СССР. Почетный нефтяник.
Том 2 (М)
137
Мазур Владимир Борисович (1932) - инженер-геолог. Окончил
Иркутский Государственный ун-т (1955), к. г.-мин. н. Геолог,
старший геолог, начальник партии, главный геолог, начальник
экспедиции (1949-1970); главный геолог экспедиции, главный
геолог, управляющий, генеральный директор объединения
«Ярославнефтегазразведка»; зам. Министра Мингео РСФСР;
зам. Председателя Госкомнедра РФ (с 1970). Награжден орде-
ном СССР.
Мазут - нефтяной остаток после отгонки так наз. светлых фрак-
ций (бензина, лигроина, керосина), содержащий все масляные
фрации. Для получения масел М. подвергается разгонке при
пониженном давлении или с водяным паром. Обычно отбира-
ются соляровый, трансформаторный, веретенный, турбинный,
машинный, автомобильный, авиационный, цилиндровый дис-
тиллаты. Остаток после отбора из М. масляных фракций наз.
масляным или остаточным гудроном.
Майкопское месторождение газоконденсатное - расположено в
Краснодарском крае РСФСР, в 15 км к С. от Майкопа (Северо-
Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция). От-
крыто в 1958, разрабатывается с 1960. Приурочено к брахиан-
тиклинальной складке, осложняющей сев. борт Адыгейского
выступа. Выявлено 5 залежей в отложениях ниж. мела. Тип за-
лежей пластовый соводовый. Продуктивные горизонты сложе-
ны песками и песчаниками. Тип коллектора поровый. Порис-
тость 15,5-17,5%, проницаемость до 1400 мД. Глубина верх, за-
лежи в своде 2435 м, нижней - 2670 м. Эффективная мощность
пластов от 6,5 до 70 м. Нач. пластовое давление 26,6 МПа в
верх, залежи, 30,3 МПа - в нижней. Состав газа (%): СН4 87,9-
90,0; С2Н6+ высшие 6,2-6,9; N2 1,0-1,5. Содержание
стабильного конденсата до 85 г/м3. Плотность конденсата 795-
815 кг/м3.
Макаров Николай Петрович (1927) - организатор нефтегазового
производства. Окончил Московский нефтяной ин-т (1965). Тру-
довую деятельность начал в 1943. Механик конторы бурения
треста «Малгобекнефть» Грознефтекомбината (1943-1948); бу-
рильщик, буровой мастер треста «Татбурнефть», старший ин-
138
Нефтегазовая энциклопедия
женер, начальник отдела объединения «Татнефть» (1952-1966);
зам. начальника, начальник Управления рабочих кадров, труда
и зарплаты, зам. начальника Главного планово-экономического
управления Миннефтепрома СССР (1966-1991); зам. директора
Департамента корпорации «Роснефтегаз», ГП «Роснефть» (с
1991). Награжден орденом и медалями СССР. Заслуженный
экономист РСФСР, Почетный нефтяник.
Макат - нефтяное м-ние, расположенное на территории Эмбен-
ской нефтеносной обл. Приурочено к обширному соляному
массиву, разделенному на две части: северо-западную - Бляули
и юго-восточную - собственно Макат. Промышленная нефте-
носность связана с отложениями неокома, юры и пермотриаса.
М.м. вступило в эксплуатацию еще в 1915, но активная его раз-
работка была начата в 1926. Наибольший уровень добычи неф-
ти был достигнут в 1938, когда было добыто 133000 т. В на-
стоящее время М.м. является объектом применения вторичных
методов добычи нефти с помощью площадного заводнения.
Максимович Геннадий Константинович (1904-1965). Окончил
Грозненский нефтяной ин-т (1925). К.т.н. Начальник участка,
главный инженер Грозненских, Бакинских, Майкопских и Баш-
кирских нефтепромыслов (1924-1943); зам. начальника Техни-
ческого управления, зам. председателя секции добычи нефти
Технического совета Наркомнефти, Миннефтепрома (1944—
1957); главный специалист отдела нефтяной и газовой промыш-
ленности Госплана СССР (1957-1965). Награжден орденами и
медалями СССР. Его именем назван крупный морской дизель-
электроход.
Малайзия (государство Малайзия) - Расположен в Юго-
Восточной Азии, состоит из двух разделенных Южно-
Китайским морем частей: Западной Малайзии (Малайи) на Ю.
п-ова Малакка и Восточной Малайзии (Саравак и Сабах) - на С.
и С.-З. о-ва Калимантан (Борнео). Западная М. на С. граничит с
Таиландом, на 3. и Ю.-З. Малаккским проливом отделена от о-
ва Суматра и на Ю. узким Джохорским проливом (через кото-
рый проложена дамба) - от о-ва Сингапур. Восточная М. гра-
ничит на Ю. и Ю.-В. с Индонезией и на С.-В. с Брунеем. Пло-
Том 2 (М)
139
щадь 332,8 тыс. км2 (Западная М- 131,8 тыс. км2, Восточная
М- 210 тыс. км2). Население 21 млн чел. (1998). Столица - г.
Куала-Лумпур. В недрах М. сосредоточены запасы нефти и га-
за, руд вольфрама, бокситов, железа, тантало-ниобатов, меди;
имеются небольшие м-ния бурых углей, руд марганца, титана,
золота, ртути, сурьмы, фосфоритов, каолина. Добыча нефти на
территории М. ведется с 1910 г. Вся добываемая нефть посту-
пает с мор. промыслов. В эксплуатации находится 14 м-ний:
Тапис, Бекок, Пулаи (шт. Тренгану), Тембунго, Самаранг, Саут-
Фьюриес (шт. Сабах), Фэрли, Барам, Барония, Бетти, Бакау,
Уэст-Лутонг, Тукау и Темана (шт. Саравак).
Малгобек - нефтяное м-ние, расположено в Северо-Кавказско-
Мангышлакской нефетегазоносной провинции. Открыто в 1915,
разрабатывается с 1935. М-ние приурочено к Тверской меган-
тиклинали. Кайнозойские отложения собраны в неск. складок,
разбиты большим кол-вом надвиго-взбросовых нарушений. По
мезозойским отложениям строение более спокойное; просле-
живается единая сильно вытянутая антиклинальная складка.
Пром, нефтегазоносность связана с миоценовыми, палеогено-
выми, меловыми и юрскими отложениями. Благодаря блоково-
му строению и большому стратиграфии, диапазону продуктив-
ности м-ние многопластовое (неск. десятков залежей). Залежи в
осн. нефтяные, иногда с газовыми шапками, в отд. блоках вы-
явлены незначит. залежи газа. Тип залежей пластовый сводо-
вый, тектонически экранированный, в неогене часто литологи-
чески ограниченный. Залежи вскрыты в интервале 380-4400 м.
Коллекторы - терригенные и карбонатные породы. Тип кол-
лектора поровый, трещинный, порово-трещинный. Пористость
терригенных коллекторов 15-30%, проницаемость до 625 мД,
карбонатных - соответственно 5-10%, до 42 мД. Нач. пласто-
вое давление неогеновых залежей соответствует гидростати-
ческому, мезозойских - несколько превышает. Нефти М.н.-г.м.
весьма различны. Легкие нефти содержат много парафина 4,4-
7,2% и серы 0,35-0,41%. Тяжелые нефти содержат парафина
2-3%, серы до 0,55%. М.н.-г.м. в 1937-1940 являлось одним из
крупных в пределах Терско-Дагестанской нефтегазоносной
области.
140
Нефтегазовая энциклопедия
Малеванский Владимир Дмитриевич (1913) - инженер-нефтяник.
Окончил Азербайджанский индустриальный ин-т (1935). Тех-
ник, инженер трестов «Азбур», «Азнефтеразведка», младший на-
учный сотрудник Азербайджанского научно-исследовательского
ин-та (1932-1938); инженер, начальник участка бурения скважин
треста «Трансводострой» (1938-1945); участковый инженер, на-
чальник отдела треста «Войвожнефтегазразведка» Ухтинского
нефтекомбината (1945-1956); руководитель лаборатории буре-
ния ВНИИгаз (1956-1989). Награжден орденами и медалями
СССР, орден ГДР «Активист социалистического труда», лауре-
ат премии им. акад. И.М. Губкина, Заслуженный работник неф-
тяной и газовой промышленности РСФСР.
Малецкий Владимир Александрович (1923-1997) - инженер-
нефтяник. Окончил Уральский политехнический ин-т (1951).
Старший инженер, главный энергетик Главнефтемаша, завода
«Борец», начальник КБ завода «Нефтеприбор» (1951-1962); экс-
перт Госкомтопа, Госкомнефтедобычи (1962-1965); старший
инженер, начальник отдела Главного технического управления,
зам. начальника Упрнефтедобычи, начальник Управления авто-
матизации Миннефтепрома (1965-1981). Почетный нефтяник.
Малое дыхание резервуара - процесс перемещения воздуха и
паровоздушной смеси в резервуарах для хранения легко испа-
ряющихся жидкостей (нефти, нефтепродуктов и др.) в резуль-
тате изменения темп-ры воздуха и атм. давления. В первом слу-
чае (температурное «М.д.») вследствие повышения темп-ры в
дневное время суток в резервуаре наблюдается испарение лег-
ких фракций нефти (нефтепродуктов), приводящее к повыше-
нию давления в его газовом пространстве. Когда давление в ре-
зервуаре становится равным давлению, при к-ром срабатывает
дыхат. клапан, паровоздушная смесь вытесняется в атмосферу -
«выдох». Снижение темп-ры в ночное время суток приводит к
конденсации нефт. паров, в газовом пространстве резервуара
образуется вакуум. При превышении допустимой его величины
в резервуар через дыхат. клапан поступает атм. воздух -
«вдох». Клапан срабатывает также при снижении и повышении
атм. давления (барометрич. «М.д.»).
Том 2 (М)
141
Малышевское нефтяное месторождение - расположено на тер-
ритории Архангельского р-на Башкирии. В тектоническом от-
ношении М.м. расположено на зап. склоне Урала в полосе раз-
вития узких брахиантиклинальных складок: Николаевской,
Кинзебулатовской, Карлинской и других. Геологический разрез
Малышевской площади, вскрытый скважинами, представлен
отложениями верхнего карбона, перми и породами третичного
возраста. Собственно Малышевское поднятие по кровле артин-
ского яруса представляет собой небольшую брахиантиклиналь-
ную складку почти меридионального простирания, с более по-
логим восточным крылом - угол падения 10-12° и крутым за-
падным - угол падения до 50°. Юго-зап. периклинальное окон-
чание складки погружается под углом 5-6°, сев.-восточное -
под углом 10-11°. Амплитуда складки около 600 м. В южной
части складка нарушена небольшим сдвигом. Длина складки по
простиранию 4 км, вкрест простирания - 1,5 км.
Промышленная залежь нефти приурочена к сводовой части
брахиантиклинальной складки, сложенной сакмаро-артинскими
породами, представленными переслаиванием мергелей, доло-
митов и трещиноватых известняков. В подошве по всей площа-
ди нефтяная залежь подстилается водой. Глубина залегания за-
лежи 450-680 м. В начальный период разработки залежь имела
режим растворенного газа, с падением давления режим раство-
ренного газа перешел в гравитационный. Нефть тяжелая и сер-
нистая, содержание,серы 4-6,6%, парафина - 2,2-4,7%.
Мальта - густая, вязкая нефть, содержащая помимо углеводоро-
дов большое количество смол и асфальтенов. Уд. вес близок к
1,0. По наиболее распространенным представлениям является
продуктом осмоления и полимеризации нефти, по мнению не-
которых исследователей,- протонефтью.
Мальцев Николай Алексеевич (1928-2001) - выдающийся орга-
низатор нефтегазового производства. Окончил Грозненский
нефтяной ин-т (1951). К.т.н., действительный член Междуна-
родной Академии информатизации. Герой Социалистического
Труда. Начальник цеха конторы законтурного заводнения тре-
ста «Бавлынефть», зам. главного инженера объединения, на-
142
Нефтегазовая энциклопедия
чальник НПУ «Азнакаевскнефть», «Бугульманефть» объедине-
ния «Татнефть» (1951-1961); начальник Управления нефтяной
промышленности Пермского СНХ, начальник объединения
«Пермнефть» (1961-1972); первый зам. министра, министр
нефтяной промышленности (1972-1985); экономический совет-
ник Миннефтепрома СССР (1990-1992); вице-президент НК
«Пурнефтегаз» (1990-2001). Награжден орденами и медалями
СССР, Почетный нефтяник.
Мамедов Бахтияр Мамед Рза оглы (1925-1989) - организатор
нефтегазового производства. Окончил Азербайджанский инду-
стриальный ин-т (1949). К.т.н. Герой Социалистического труда.
Трудовой путь начал в 1949. Инженер промысла нефтепромы-
слового управления «Орджоникидзенефть» (1948-1951); управ-
ляющий помыслами, начальник нефтепромыслового управле-
ния «Гюргяннефть» (1952-1962); главный инженер объедине-
ния «Азнефть» (1962-1963); начальник объединения «Главмор-
нефть» (1963-1965); министр нефтедобывающей промышлен-
ности Азербайджанской ССР (1965-1970); начальник объеди-
нения «Каспморнефть» (1970-1972); начальник нефтегазодобы-
вающего управления им. 26 Бакинских комиссаров (1972-1974);
зам. директора института «Морнефтегазпроект» (1976-1982);
начальник нефтегазодобывающего управления «Була-море»
(1982-1986); начальник отдела ин-та «Морнефтегазпроект»
(1986-1989). Лауреат Государственной премии Азербайджан-
ской ССР. Награжден орденами СССР, Заслуженный инженер
Азербайджанской Республики, почетный нефтяник.
Мамонтовское месторояедение нефтяное - расположено в Сур-
гутском р-не Тюменской обл. Входит в Западно-Сибирскую
нефтегазоносную провинцию. М-ние открыто в 1965, разраба-
тывается с 1970. Приурочено к брахиантиклинали (амплитудой
90 м), осложненной 3 локальными поднятиями: Мамонтовским,
Очимкинским и Каркатеевским (Сургутский свод). На м-нии
выявлено 4 нефт. залежи в отложениях ниж. мела (неоком). За-
лежи пластовые сводовые, пластово-литологические. ВНК от —
1900 до -2395 м. Высота залежей от 17 до 85 м. Коллекторы по-
ровые (песчаники, алевролиты), с пористостью 18-22% и про-
ницаемостью 45-155 мД. Эффективная мощность пластов от 12
Том 2 (М)
143
до 30 м. Нач. пластовое давление соответствует гидростатиче-
скому; t 56-78°С. Нефть нафтеново-метанового, ароматическо-
метанового типов. Содеражние S 1,2-2,08%. Плотность 877-
894 кг/м3. Способ эксплуатации - законтурное заводнение.
Манжетная заливка - способ цементажа, при котором нижняя
часть обсадной колонны представляет заранее изготовленный
фильтр. Заливка такой колонны ведется не через башмак ко-
лонны, а через отверстия в колонне, располагаемые выше
фильтра. Снаружи колонны на 0,5-1 м ниже дыр для заливки
крепится так наз. манжет, представляющий собой гибкую (ко-
жа, брезент, резина) воронку, своей нижней частью прикреп-
ленную к обсадным трубам. Назначение манжета - разобщить
пространство у фильтра от верхней части ствола скважины,
чтобы устранить попадание цемента за фильтр. В некоторых
случаях такой манжет не ставится.
Манометр - прибор для измерения давления газов или жидкостей.
В зависимости от своей конструкции бывают М.: 1) гидравли-
ческие, или жидкостные; 2) механические, в том числе пружин-
ные (трубчатые и мембранные) и поршневые, 3) электрические
косвенного действия.
Манометр глубинный - измерит, средство для определения дав-
ления (нефти, газа, воды и т.п.) на забое и по стволу эксплуатац.
скважин. М.г. применяются при исследовании пластов и сква-
жин и для контроля давления при разработке нефт. и газовых м-
ний. М.г. герметичны, устойчивы к ударам, к действию корро-
зионной среды, к высокой темп-ре. Габариты М.г. выбираются
в зависимости от диаметра скважин. По виду используемого в
измерит, системе чувствит. элемента различают пружинные ге-
ликоидальные, пружинно-поршневые, струнные и пневматиче-
ские М.г. Для измерения давления в определенном узком ин-
тервале с малой абс. погрешностью применяют дифференци-
альные М.г.
Мантия Земли - геосфера, расположенная между земной корой и
ядром. Составляет 83% объема и 67% массы Земли. Верх, гра-
ница проходит на глуб. от неск. км (под океанами) до 70 км
144 Нефтегазовая энциклопедия
(под континентами) по поверхности Мохоровичича, нижняя -
на глуб. 2900 км. М.З. делится на верхнюю мантию - до глуб.
900 км (по нек-рым геофизич. данным, до 700 км) и нижнюю.
Иногда выделяют ср. мантию, тогда верх. М.З. ограничивают
глуб. 400 км. В ниж. мантии на границе с ядром выделяют осо-
бый слой, аналогичный астеносфере. Для этой области харак-
терны высокая темп-pa и значит, неоднородность вещественно-
го состава. Предполагают, что М.З. сложена в осн. оливином.
Хим. состав мантии близок к составу первичной Земли. С глу-
биной в М.З., по-видимому, растет концентрация тяжелых эле-
ментов (в частности, железа). В двух узких зонах (на глуб. 420 и
670 км) толщиной неск. десятков км скачком увеличивается
плотность; на глуб. 420 км это связано с появлением более
плотных модификаций минералов. В ниж. М.З. возможен час-
тичный распад минералов на оксиды и образование новых еще
более плотных структур. Вещество мантии способно медленно
течь (со скоростями до десятков см в год). С процессами в М.З.
(дифференциация по плотности, тепловая конвекция и др.) свя-
заны тектонич. движения, магматизм и вулканизм в земной коре.
Маракайбский нефтегазоносный бассейн - расположен на С.-З.
Венесуэлы и С.-В. Колумбии, занимает оз. Маракайбо, Венесу-
эльский залив и прилегающую часть суши. Пл. 86 тыс. км2, в
т.ч. ок. 30 тыс. км2 акватории. Нефтепоисковые работы с 1912,
разработка с 1917. Открыто 79 м-ний нефти и 4 м-ния газа
(1985). Нач. разведанные запасы нефти 6,6 млрд т, газа 1,7 трлн
м3, на шельфе соответственно 5 млрд т и 1,2 трлн м3. Среди от-
крытых м-ний гигантская прибрежно-морская зона нефтегазо-
накопления Боливар (3,5 тыс. км2), объединяющая 8 м-ний. Вне
этой зоны, в пределах озера, расположено гигантское м-ние
нефти Лама (584 млн т). Потенциальные извлекаемые ресурсы
нефти оцениваются в 9,3 млрд т, газа - 1,9 трлн м3. Нефтенос-
ные горизонты распространены по всему разрезу. Коллектора-
ми являются трещиноватые известняки (мел) и песчаники (па-
леоцен-эощен, олигоцен-миоцен). Глубины залегания продук-
тивных горизонтов от 170 до 5600 м. Залежи нефти в меловых и
палеоцен-эоценовых отложениях пластовые сводовые, частично
тектонически экранированные, в олигоцен-миоценовой толще
Том 2 (М)
145
стратиграфические, на отд. участках запечатанные киром и ас-
фальтом. Характерной особенностью М.н.б. является его пре-
имущественная нефтеносность; в его пределах разведаны отно-
сительно большие запасы газа, но это на 90% - растворенный
газ нефт. м-ний. Нефти в осн. тяжелые и вязкие. Плотность
нефти осн. продуктивных горизонтов (эоцен-миоцен) 870-990
кг/м3, содержание S от 1,4 до 5,5%. Нефти меловых отложений
более легкие (810-860 кг/м3). Режим м-ний в осн. гравитацион-
ный, в отд. м-ниях водонапорный. В связи с высокой плотно-
стью и вязкостью нефти применяется паронагнетание.
Маратон-петролеум - нефтедоб. компания США. Осн. в 1877 в
шт. Огайо. Компания имеет дочерние компании в США, ФРГ,
Великобритании, Австралии и др. странах. Специализируется
на разведке, добыче, транспортировке нефти и газа, произ-ве
нефтепродуктов. Добыча осуществляется в США, Нидерл. и
брит, секторах Северного м., Ливии, Объединенных Арабских
Эмиратах, Нигерии. Компания ведет изыскательские работы в
Мексиканском заливе, практически во всех осн. нефтеносных р-
нах США, Северном м., Омане, Ливии, Нигерии, Кении, Сирии,
Египте, Индонезии, Ирландии, Бразилии.
Марков Юрий Михайлович (1926) - организатор нефтегазового
производства. Окончил Московский нефтяной ин-т. (1948).
Трудовой путь начал в 1948. Инженер, начальник разведки рай-
она, зам. начальника производственного отдела треста «Вой-
вожнефть» (1948-1951); главный инженер треста «Печорнефть»
(1952-1956) Ухткомбината МВД СССР; директор конторы раз-
ведочного бурения, главный технолог треста «Печорнефтегаз-
разведка» Ухткомбината Миннефтепрома (1956-1962); главный
специалист Госкомитета СМ СССР по топливной промышлен-
ности (1962-1965); инструктор Отдела тяжелой промышленно-
сти и энергетики ЦК КПСС (1965-1988); старший инженер
ВНИИБТ (1988-1990). Награжден орденами и медалями СССР.
Марковников Владимир Васильевич (1837-1904) - выдающийся
русский химик. Окончил в 1860 Казанский университет; с 1862
читал там же лекции (с 1869 профессор). С 1873 профессор Мо-
сковского университета. Основные научные труды М. посвя-
146
Нефтегазовая энциклопедия
щены развитию теории химического строения, исследованию
нефти и алициклических углеводородов (нафтенов). На приме-
ре масляной кислоты брожения, имеющей нормальное строе-
ние, и изомасляной кислоты М. впервые показал существование
изомерии среди жирных кислот (1865). С начала 1880-х годов
М. систематически исследовал кавказскую нефть. Он открыл и
изучил углеводороды нового класса, названные им нафтенами,
выделил из нефти ароматические углеводороды и обнаружил их
способность давать с углеводородами других классов азеотроп-
ные смеси. Впервые изучил нафтилены (циклены), открыл пе-
реход от нафтенов (циклопарафинов) к ароматическим углево-
дородам при каталитическом действии бромистого алюминия,
синтезировал многие индивидуальные нафтены и парафины с
разветвленной углеродной цепью. Исследовал зависимость
плотности углеводородов от температуры; предложил по от-
клонению от точки замерзания углеводорода судить о его чис-
тоте. М. впервые получил соединения с семи- и восьмичленны-
ми циклами; изучал механизм реакции этерификации, окисле-
ние замещенных циклических кетонов и др. Исследовал соля-
ные озера России. М. боролся за развитие отечественной хими-
ческой промышленности, за распространение научных знаний и
тесную связь науки с промышленностью.
Маркшейдер - специалист, занимающийся съемкой подземных
горных выработок и нанесением их на план. На нефтяных про-
мыслах М. (топограф) наносит на планы и карты скважины и
определяет на местности точки для скважин, указанные на кар-
тах, а также производит детальные угломерные съемки промы-
словых площадей.
Маркшейдерия - раздел горн, наук, изучающий на основе изме-
рений, вычислений, геом. и графич. построений размер, форму
и др. параметры залежей п.и. и пространств, положение горн,
выработок. Данные М. используются для планирования ведения
горн, работ, освоения и комплексного использования м-ний, а
также при стр-ве подземных сооружений, не связанных с разра-
боткой м-ний п.и. М. включает: определение пространств, по-
ложения, размеров и формы тел п.и., данных о горно-геом.
структуре и свойствах залежи; точное определение положения
Том 2 (М)
147
горн, выработок и подземных сооружений по отношению к
объектам земной поверхности для обеспечения правильного и
безопасного ведения горн, работ; перенесение в натуру геом.
элементов проектов горн, выработок, зданий и сооружений,
инж. коммуникаций, трансп. путей, границ безопасного ведения
горн, работ, барьерных и предохранит, целиков; составление и
пополнение чертежей горной графической документации.
Маркшейдерская съемка - определение прямоугольных про-
странственных координат различного рода точек на земной по-
верхности и в пределах объемных контуров м-ний полезных
ископаемых для составления чертежей горной графической до-
кументации. Объекты М.с.: рельеф и ситуация земной поверх-
ности, естественные и искусственные обнажения горных пород,
устья горных и разведочных выработок, проводимые горные
выработки (в период разведки или разработки м-ний), элементы
геологического строения м-ний, точки отбора проб, границы
опасных зон, сооружения и различные коммуникации в горных
выработках.
Марокко-Королевство Марокко - государство на С.-З. Африки.
Омывается на С. водами Средиземного моря и на 3. - Атланти-
ческого океана. Гибралтарский пролив отделяет М. от материка
Европы. На В. и Ю.-В. граничит с Алжиром, на Ю. - с Западной
Сахарой. Площадь 446,5 тыс. км2. Население 27,3 млн чел.
(2000). Столица - город Рабат. На терр. М. выявлено 12 нефтя-
ных и 5 газовых м-ний в Предрифском и Зап.-Марокканском
нефтегазоносных бассейнах. Предрифский басе. (пл. 35,0 тыс.
км2, в т.ч. 22 тыс. км2 на шельфе) сложен песчано-глинистыми и
карбонатными отложениями мезозойского и кайнозойского
возраста мощностью до 5 км. Все м-ния по запасам незначи-
тельны и б.ч. их выработана. Зап.-Марокканский басе, охваты-
вает впадины Дуккала и Эссавира (пл. 40 тыс. км2, в т.ч. 10 тыс.
км2 на шельфе) и выполнен палеозойско-мезозойскими при-
брежно-континентальными и мор. образованиями мощностью
до 5 км.
Марун - газоконденсатное м-ние, одно из крупнейших газокон-
денсатно-нефт. м-ний мира. Расположено в Иране (нефтегазо-
148
Нефтегазовая энциклопедия
носный бассейн Персидского залива). Открыто в 1963, разраба-
тывается с 1965. Нач. запасы нефти 1417 млн т. Приурочено к
антиклинальной складке размером 50 х 7 км. Нефтеносны от-
ложения свит асмари (олигоцен - нижний миоцен) и бангестан
(верх, мел) на глуб. 2700 и 3350 м. Залежи массивные сводовые.
Залежь в отложениях свиты асмари имеет крупную газовую
шапку. Осн. добыча ведется из асмарийских известняков мощ-
ностью 350 м. Коллектор порово-трещинного типа. Плотность
нефти 863 кг/м3.
Масла - фракция битумов, растворимая в петролейном эфире и не
адсорбируемая из него силикагелем и другими адсорбентами. В
нефтях и родственных им битумах М. состоят в основном из
углеводородов с примесью больших или меньших количеств
сернистых, кислородных и азотистых соединений.
Масла минеральные - высококипящие фракции нефти, подверг-
нутые специальной очистке от веществ, снижающих их техни-
ческие качества. Главную массу М.м. составляют смазочные
масла. Кроме того, существуют М.м. специального назначения
(изоляционное, медицинское, охлаждающее и др.). Различают
дистиллатные М.м., получаемые из дистиллатов (соляровое,
трансформаторное, веретенное, турбинное, машинное, мотор-
ное, автомобильное, авиационное, цилиндровое и др.), и оста-
точные, выделяемые путем очистки нефтяных остатков (вис-
козин, вапор). Главной характеристикой М.м. является вяз-
кость, по которой они разделяются на легкие, средние и тяже-
лые масла.
Масленников Анатолий Исаакович (1911-1995) - окончил мос-
ковский нефтяной ин-т (1938). Трудовую деятельность начал в
1938. Инженер-референт зам. наркома, зам. начальника секре-
тариата министра, помощник министра, старший референт-зам.
председателя Госплана РСФСР (1938-1960); старший референт
Управления делами ВСНХ и СНХ РСФСР (1960-1965); зам. на-
чальника канцелярии, помощник министра, заведующий секре-
тариатом канцелярии Управления делами Миннефтепрома
(1965-1985). Почетный нефтяник. Награжден орденами и меда-
лями СССР.
Том 2 (М)
149
Массив горных пород - участок земной коры, характеризующий-
ся общими условиями образования и определенными инж.-геол.
свойствами слагающих его горн, пород. Массивы отличаются
особенностями залегания и степенью нарушенности (трещино-
ватостью и блочностью) слагающих г.п., минералогии, соста-
вом, текстурой и пористостью г.п., наличием жидких (вода,
нефть, рассолы) и газообразных (метан и др.) включений, их
связью с твердыми составляющими, а также показателями гео-
механического (действующие силы, напряжения и деформации
гравитац., тектонич. и техногенного происхождения) и физиче-
ского (эрозионные процессы и др.) состояния. Выделение М.г.п.
производится путем инж.-геол. и гидрогеол. изысканий.
Масс-спектрометр - прибор для определения относительного со-
держания изотопов данного хим. элемента в изучаемом объек-
те. Устройство М.-с. основано на применении электрического и
магнитного полей, различно отклоняющих ионизированные
частицы разной массы. Фиксация на коллекторе прибора той
или иной массы достигается изменением напряженности маг-
нитного или электрического поля, которой таким образом и оп-
ределяется масса фиксирующихся частиц. В приборе другого
типа - масс-спектрографе - применяется фоторегистрация
спектра масс частиц (на пластинке) при неизменной напряжен-
ности поля.
Масштаб - отношение длины линии на плане к длине горизон-
тального проложения соответствующей линии местности.
Обычно это отношение представляют в виде дроби с числите-
лем, равным единице. Напр., М. 1 : 1000 или 1 : 50 000 показы-
вают, что 1 см на плане соответствует 10 и 500 м на местности.
Для определния расстояния на карте пользуются специальным
графическим построением, наз. линейным масштабом. Для бо-
лее точного отсчета применяется особый линейны масштаб, на-
зываемый поперечным. Длина на местности, меньше которой
нельзя отсчитать на карте, наз. точностью масштаба.
Матвеев Григорий Иванович (1924-1987) - специалист в области
породоразрушающего инструмента. Окончил Московский
станко-инструментальный ин-т (1951). К.т.н. Трудовую дея-
150
Нефтегазовая энциклопедия
тельность начал в 1944, старш. науч, сотрудник ВНИИТнефть
(1951-1953); главный инженер проекта ВНИИБТ (1953-1959);
главный конструктор ЦКБ Мингео (1959—1962); главный тех-
нолог Главного технического управления, Управления по буре-
нию Миннефтепрома СССР (1965-1987). Награжден орденами
и медалями СССР, Заслуженный работник нефтяной промыш-
ленности РСФСР.
Материально-техническое снабжение - процесс распределения и
планомерной организации обращения средств произ-ва, вклю-
чающий реализацию выпускаемой предприятием продукции
производств.-техн. назначения и обеспечение ею потребителей.
Материальный баланс газовой залежи - отражает закон сохра-
нения массы применительно к газовой (газоконденсатной, газо-
гидратной) залежи. При разработке м-ния в условиях газового
режима М.б.г.з. записывается в следующем виде:
Мн = M(t) + МдобЦ),
где Мн - нач. масса газа в пласте; M(t) - оставшаяся в пласте
масса газа к моменту времени t; МДОб - масса газа, добытая из
залежи к моменту времени t. Уравнение М.б.г.з. лежит в основе
метода определения нач. запасов газа по падению давления в
пласте (используются фактич. данные разработки м-ния за нек-
рый период времени), а также используется при определении
показателей разработки газовой залежи при газовом режиме. В
случае водонапорного режима при составлении М.б.г.з. учиты-
вается MU0 ~ масса газа, оставшаяся в обводненной зоне пла-
ста к моменту времени t, т.е.
мн = M(t) + МостО) + мдоб(ц.
Уравнение применяется при проведении прогнозных расчетов,
а также используется для уточнения коллекторских свойств во-
донапорного бассейна. Разновидности уравнения М.б.г.з. по-
зволяют проводить газогидродинамич. расчеты с учетом соот-
ветствующих геол.-промысловых факторов (напр., с учетом пе-
ретоков газа осуществляются расчеты применительно к много-
пластовым м-ниям).
Махачкалинское нефтяное месторождение - расположено в
прибрежной низменной зоне Дагестана. Приурочено к брахиан-
Том 2 (М)
151
тиклинальной складке, протягивающейся в направлении
СЗ-ЮВ на 7-8 км. Промышленная нефтеносность связана в ос-
новном с песчаными прослоями глинистой свиты «в» чокрак-
ского горизонта. Эти песчаные прослои располагаются на
структуре неравномерно. Они имеются на своде и юго-зап.
крыле складки; переходя на сев-вост. крыло, песчаные прослои
выклиниваются. Также возрастает их число и суммарная мощ-
ность вдоль оси складки в направлении с Ю.-В. на С.-З., с 3^1
до 8-9 прослоев. В связи с неравномернсотью в залегании пес-
чаников нач. дебиты скважин различны - от 5-10 до 150-250 т
нефти в сутки. Промышленные притоки нефти 5-15 т/сут. были
получены также из песчаников нижней свиты «Г» чакракского
горизонта, но значение этих пластов оказалось небольшим. В
7-8 км к С.-З. от М.н.м. на фоне моноклинального погружения
на С.-В. миоценовых отложений в песчаниках свиты «в» чо-
кракского горизонта была обнаружена нефтяная залежь литоло-
гического типа, известная под названием м-ния Тернаир. М.н.м.
имеет среднее промышленное значение. Открыто в 1944.
Махмудбеков Энвер Агалларович (1913). Организатор нефтегазо-
вого производства. Окончил Азербайджанский нефтяной ин-т
(1935). Трудовой путь начал в 1935. Мастер, зам. заведующего
промыслом треста «Лениннефть» объединения «Азнефть»
(1935-1940); старший инженер, начальник отдела Госгортехин-
спекции Наркомнефти (1940-1945); начальник отдела Главмор-
нефти, Главзападнефтедобычи Миннефтепрома СССР (1945—
1957); старший инженер Отдела нефтяной и газовой промышлен-
ности Госплана СССР (1957-1961); ученый секретарь, главный
специалист управления Госкомнефтедобычи (1961-1965); на-
чальник отдела Главного технического управления Миннефте-
прома (1965-1978). Награжден орденом и медалями СССР, По-
четный нефтяник.
Махнач Александр Семенович (1918) - крупный геолог. Окончил
Минский педагогический ин-т. (1940). Д. г.-мин. н, профессор,
акад. АН БССР. С 1950 в Ин-те геол, наук АН БССР. В 1969—
1973 гл. ученый секретарь Президиума АН БССР, с 1973 вице-
президент АН БССР. М. впервые выделил в осадочной толще
Белоруссии верхнепротерозойские отложения (установил пло-
152
Нефтегазовая энциклопедия
щади распространения, разработал стратиграфии, схему, изучил
состав условия осадконакопления), исследовал стратиграфию,
литологию и геохимию девонских, кембрийских и ордовикских
отложений, условия их образования, а также кристаллич. фун-
дамент и развитые на нем и в осадочном чехле коры выветри-
вания. М - участник открытия м-ний нефти, калийных и камен-
ных солей, железных руд, горючих сланцев и др. п.и. на терр.
Белоруссии. Гос. премия БССР.
Мачта буровая - сооружение, используемое для спуска и подъема
бурового инструмента, забойных двигателей, обсадных труб
при бурении скважин гл. обр. глубиной до 2 км. Состоит из
ствола с кронблоком и основания. Различают М.б. одностоеч-
ные из труб, плоскостные (А- или П-образные) из труб или
швеллеров, а также пространственной конструкции (решетча-
тые призматические, пирамидальные) из труб или уголков, с
решетчатой или открытой передней гранью. Высота М.б. 4,5-25
м. Транспортируют М.б. в собранном виде. В самоходных бу-
ровых установках для уменьшения продольных размеров при-
меняют складывающиеся или телескопии, конструкции М.б.
Для подъема и укладки ствола в положение транспортировки
используются гидроцилиндры, лебедки и др. вспомогат. меха-
низмы. В отличие от буровых вышек М.б. имеют не четыре, а
одну или две опоры, выполняют также функции свечеприемни-
ка и направляющей в установках с подвижным вращателем и
позволяют бурить наклонные скважины за счет отклонения
мачты от вертик. оси.
Маятник - тело, свободно двигающееся вокруг горизонтальной
оси, центр инерции которого не совпадает с осью вращения
(физический маятник). Движение физического маятника опи-
сывается движением математического маятника, который пред-
ставляется в виде материальной точки, подвешенной на неве-
сомой нити. Период колебания маятника зависит от силы тяже-
сти, что позволяет использовать маятник для гравитационных
измерений.
Мегантиклиналь - крупная антиклиналь, относительно простого
строения, соизмеримая по размерам с антиклинорием и выра-
Том 2 (М)
153
женная в рельефе горн, поднятием. Длина составляет мн. сотни
км, ширина - первые сотник км. Характерны для молодых
платформ и эпиплатформенных (вторичных) орогенов. Пример
М- Каратауская система Мангышлака.
Медвежье газоконденсатное месторождение - расположено вос-
точнее г. Салехард Тюменской обл. (Западно-Сибирская нефте-
газоносная провинция). Открыто в 1967, разрабатывается с
1972. Приурочено к Ныдинскому и Медвежьему локальным
поднятиям Медвежьего вала. Выявлено 3 залежи: газовая в се-
номанских отложениях верх, мела (ГВК - 1134 м), газоконден-
сатные в отложениях валанжина (ГВК - 2955 м) и в батских от-
ложениях ср. юры (ВНК - 3080 м). Залежи массивные и одна
пластовая литологически экранированная. Продуктивные пла-
сты сложены песчаниками. Тип коллектора поровый. Порис-
тость 5-37%, проницаемость 100--4500 мД. Глубина верх, зале-
жи 1060 м, нижней - 3075 м. Эффективная мощность пластов
10-92 м. Начальное пластовое давление в ниж. залежах немного
превышает гидростатическое. Состав газа (%): СН4 88,3-98,2;
С2Нб + высшие 0,47-9,1; СОг 0,26-2,12. Плотность по воздуху
0,564-0,634.
Международный нефтяной картель - монополистич. негласное
объединение семи крупнейших междунар. нефт. монополий с
целью раздела источников сырья, рынков сбыта, установления
монопольных цен и получения макс, прибыли. М.н.к. возник в
кон. 20-х - нач. 30-х гг. вследствие резкого обострения конку-
рентной борьбы за рынки сбыта нефти. Осн. цель создания
М.н.к- стремление предотвратить конкуренцию и получать
макс, прибыли путем монополизации капиталистич. нефт. х-ва.
К числу нефт. монополий, объединившихся в М.н.к., относятся
амер, компании «Exxon Corporation» (назв. до 1973 «Standard
Oil Company of New Jersey»), «Texaco Incorporated», «Mobil
Corporation», «Chevron» (назв. до 1984 «Standard Oil Company of
California»), «Gulf Oil Corporation» (в 1984 поглощена
«Chevron»), а также англо-нидерл. «Royal Dutch-Shell Group» и
англ. «British Petroleum Corporation». В основе деятельности
М.н.к. лежит ряд соглашений о разделе источников добычи и
154
Нефтегазовая энциклопедия
рынков сбыта нефти, об установлении квоты на произ-во и
сбыт, согласовании цен и условий продажи нефти и нефтепро-
дуктов. Первое картельное соглашение заключено в 1928. Уча-
стники М.н.к. распределили между собой долевое участие в со-
вместных компаниях и их филиалах во всем катипалистич. ми-
ре, исключая США и Мексику. Одно из осн. соглашений - ус-
тановление экспортных цен на нефть. М.н.к. контролировал все
отрасли нефт. х-ва, начиная от добычи нефти и кончая сбытом
нефтепродуктов. Пик монополизации капиталистич. нефт.
пром-сти приходился на 1949-1950. В 50-е гг. доля М.н.к. со-
ставляла (%): в запасах 65, добыче 55, транспортировке 67 и
переработке нефти 57. Участникам М.н.к. принадлежали 85%
нефтеперерабат. з-дов капиталистич. мира и ок. 2/3 танкерного
флота, находившегося в частном владении. М.н.к. доминировал
в капиталистич. нефт. х-ве до кон. 50-х гг. К этому времени его
участники имели концессионные и арендованные площади бо-
лее чем в 100 странах. Осн. массу сверхприбылей М.н.к. полу-
чал от добычи и экспорта сырой нефти из стран Азии, Африки
и Лат. Америки. В 1954 участники М.н.к. организовали Между-
народный нефтяной консорциум для добычи и сбыта иранской
нефти. В 1960 развивающиеся нефтедоб. гос-ва создали в про-
тивовес М.н.к. Организацию стран - экспортеров нефти
(ОПЕК). В 70-е гг. страны - члены ОПЕК осуществили широ-
кую национализацию нефт. пром-сти, взяли в свои руки уста-
новление квот добычи и экспортных цен на нефть, добываемую
в странах - участницах орг-ции. В результате под контролем
М.н.к. осталась лишь незначит. часть операций по добыче неф-
ти в развивающихся странах. В кон. 70-х гг. на долю пяти амер,
нефт. компаний, входящих в М.н.к., приходилось ок. 10,5% до-
бычи, 25% переработки, 15% транспортировки нефти в капита-
листич. мире. До кон. 70-х гг. члены М.н.к. получали огромные
доходы от добычи и продажи нефти развивающихся стран. В
80-е гг. почти весь доход от продажи сырой нефти перешел в
руки нефтедоб. стран, обладающих полными правами собст-
венности на добытую нефть. В новых условиях монополии
М.н.к. являются подрядчиками правительств развивающихся
стран, предоставляя им оборудование и сбытовые услуги. Мо-
Том 2 (М)
155
нополии М.н.к. взамен получали преимущественное право на
гарантированные долгосрочные закупки осн. массы добывае-
мой нефти по официально установленным странами ОПЕК экс-
портным ценам. Вместе с тем члены М.н.к. сохраняли господ-
ствующее положение в области транспортировки, переработки
и сбыта нефтепродуктов.
Международный нефтяной консорциум (МНК) - объединение
нескольких нефтяных монополий (США, Великобритании,
Франции и некоторых других). Основан в 1954 в целях экс-
плуатации Иранской нефти вместо Англо-Иранской нефтяной
компании (АИНК; создана в 1909), предприятия которой были
национализированы Ираном в 1951. На долю МНК до середины
1973 приходилось свыше 90% нефтедобычи Ирана; ведущую
роль в МНК играли монополии США и Великобритании (ком-
паниям США и английской «British Petroleum Company» при-
надлежало по 40% акции МНК). В середине 1973 между Ира-
ном и МНК было заключено соглашение, в соответствии с ко-
торым все нефтепромыслы и нефтеперерабатывающие заводы
МНК передавались Иранской национальной нефтяной компа-
нии (ИННК; создана в 1951). Соглашение предусматривало
также, что в течение 20 лет Иранская нефть будет продаваться
компаниям консорциума пропорционально доле их участия в
нем; по условиям соглашения компании сохранили возмож-
ность влиять на производство и вывоз нефти и другие опера-
ции, связанные с нефтяной промышленностью в бывшем рай-
оне действия консорциума.
Межлумов Оник Арсеньевич (1902-1976) - организатор нефтега-
зового производства. Окончил Азербайджанский нефтяной ин-
т. Трудовую деятельность начал в 1926. Помощник директора,
главный механик, директор конторы бурения, главный механик
треста «Азнефтеразведка» объединения «Азнефть» (1926—
1942); зам. главного механика Башнефтекомбината, директор
Ишимбайской конторы бурения (1942-1944); директор конторы
бурения, управляющий трестом «Дагнефтеразведка», зам. управ-
ляющего трестом «Дагнефть» (1944-1955); начальник НПУ
«Аксаковнефть» объединения «Башнефть» (1955-1963); дирек-
тор Гипротюменнефтегаза (1964-1969); руководитель группы
156
Нефтегазовая энциклопедия
ВНИИОЭГа (1972-1976). Лауреат Государственной премии
СССР, Почетный нефтяник.
Межфазное натяжение - поверхностное натяжение на границе
двух жидких фаз, напр., на границе вода-нефть.
Мексика, Мексиканские соединенные штаты - государство в
Ю.-З. части Северной Америки. На С. граничит с США, на Ю.-
В,- с Гватемалой и Белизом. На 3. и Ю. омывается водами Ти-
хого океана, на В- Атлантического океана. Площадь 1972,5
тыс. км2 (в т.ч. около 5,4 тыс. км2 приходится на острова). На-
селение 93,8 млн чел. (2000). Столица - г. Мехико. На террито-
рии М. выявлено 343 м-ния нефти и 196 - газа, сосредоточен-
ных гл. обр. в нефтегазоносном бассейне Мексиканского зали-
ва. М-ния в осн. мелкие, известны 2 м-ния с запасами св. 500
млн т (Бермудес и Кантарель) и 12 м-ний с нач. разведанными
запасами св. 100 млн т нефти и 100 млрд м3 газа. Нефтегазонос-
ны отложения палеоцена, эоцена, олигоцена, миоцена, мела и
юры. Наиболее продуктивны известняки мелового возраста, за-
легающие на глуб. 350-6500 м. Плотность нефти 778-980 кг/м3,
содержание серы 0,1-5,84%. Осн. нефтедоб. р-ны: Реформа
(штаты Чьяпас и Табаско) и зал. Кампече (91% общей добычи
по стране). Еще 6,6% обеспечивает р-н Поса-Рика в шт. Верак-
рус. Остальная нефть поступает из м-ний Сев. зоны. Реформа
имеет глуб. до 4500-6000 м, в зал. Кампече - 3500 м. Для под-
держания пластового давления используется закачка воды и
попутных газов в пласт. Из вторичных методов извлечения
применяется закачка пара в пласт. В болотистой местности
штатов Чьяпас и Табаско бурение ведется с барж. На мор. про-
мыслах при глуб. до 100 м используют стационарные эксплуа-
тац. платформы. Транспортировка нефти, нефтепродуктов и га-
за осуществляется трубопроводным (78%), речным и морским
(11%), автомоб. и ж.-д. транспортом (11%). М. экспортирует ок.
половины добываемой нефти. Перспективы добычи нефти в М.
определяются политикой сохранения ресурсов, проводимой пр-
вом страны. Установлен предел добычи в 130 млн т в год, к-рый
может быть повышен лишь на 10% с целью удовлетворения
внутр, потребностей страны. Добывается гл. обр. попутный
нефт. газ в осн. нефтедоб. р-нах (Реформа и Кампече), лишь на
Том 2 (М)
157
С.-В. страны, в шт. Коауила, расположены 7 собственно газо-
вых промыслов. Ср.-суточная производительность газовой
скважины 212,4 м3. Используется 98% попутного газа.
Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн - располага-
ется в пределах одной из крупнейших впадин земной коры,
наиболее прогнутая часть которой занята водами Мексиканского
залива. Впадина имеет почти изометрическую форму диаметром
около 1800 км и выполнена кайнозойскими и мезозойскими от-
ложениями мощностью до 15 км. Наземная часть бассейна зани-
мает Примексиканскую низменность и расположена на террито-
рии южных штатов США (Техаса, Луизианы, Арканзаса, Мисси-
сипи, частично Алабамы, Джорджии и Флориды) и Мексики
(штаты Тамаулипас, Веракрус, Табаско). На Ю.-В. он ограничен
разломом, отделяющим его от Антильской геосинклинальной
системы. Здесь выявлено свыше 2000 нефтяных и газовых м-ний.
Нефтегазоносность связана с миоценовыми, палеогеновыми и
меловыми, в меньшей степени плиоценовыми и юрскими отло-
жениями. Коллекторами являются преимущественно песчаники
для кайнозойских и известняки для меловых пород. Добыча неф-
ти в бассейне на территории Мексики ведется с начала XX в.
(район Тампико), на территории США - с 20-х гг. XX в.
Мелик-Пашаев Врам Самсонович (1909-1994) - организатор
нефтегазового производства. Окончил Азербайджанский госу-
дарственный политехнических ин-т (1931). Д.г.-мин. наук, про-
фессор. Трудовую деятельность начал в 1927. Техник промысла
Балаханской группы «Азнефть», главный геолог треста «Кага-
новичнефть», главный геолог «Азнефтекомбинат» (1927-1945);
начальник геологического управления объединения «Азнефть»,
главный геолог объединений «Азнефтеразведка», «Азмор-
нефть» (1945-1954); начальник отдела, зам. директора, главный
научный консультант ВНИИнефть (1954-1989). Награжден ор-
денами и медалями СССР, дважды лауреат Государственной
премии СССР, Заслуженный деятель науки и техники РСФСР,
Почетный нефтяник.
Мелик-Шахназаров Александр Михайлович (1920-1986) - инже-
нер-энергетик. Окончил Азербайджанский индустриальный
158
Нефтегазовая энциклопедия
ин-т (1942). Д. т. н., профессор. Трудовую деятельность начал в
1942. Старший инженер электростанции по измерениям и ре-
лейной (1942-1945); старший научный сотрудник Азербай-
джанского исследовательского ин-та стройсооружений (1948—
1950); научный сотрудник, доцент, заведующий кафедрой элек-
троизмерительной и вычислительной техники Азербайджанско-
го нефтяного ин-та (1950-1970); заведующий кафедрой элек-
троники и информационно-измерительной техники Московско-
го нефтяного ин-та (1971-1986). Награжден орденом и медаля-
ми СССР. Лауреат Государственной премии СССР и Азербай-
джанска лауреат премии им. акад. И.М. Губкина. Заслуженный
деятель науки и техники Азербайджанской ССР, Почетный
нефтяник.
Мелиорация - раздел инженерной геологии, связанный с разра-
боткой теории, методики и методов целенаправленного изме-
нения свойств горн, пород и массивов для решения разл. инж.
задач в области горн, дела и стр-ва. Реализация методов М.
обусловливает формирование участков геол, среды, выполнен-
ных искусственно измененными грунтами с необходимым ком-
плексом физ.-механич. и фильтрац. свойств для успешного
осуществления подземных и открытых горн, работ и эксплуата-
ции сооружений. Дренирование грунтов наиболее часто осуще-
ствляется с использованием разл. способов искусств, водопо-
нижения. Мелиорация пород применяется для защиты поверх-
ностных и подземных выработок; усиления оснований зданий и
сооружений; предупреждения деформаций склонов и откосов;
устройства противофильтрационных завес и экранов; увеличе-
ния несущей способности свай и анкерных устройств. В зави-
симости от инж.-геол. условий и конкретных проектных реше-
ний используются дренирование (иглофильтровый, вакуумный
и электроосмотич. способы); механич. уплотнение (вибрация,
трамбование, взрывы, замачивание); инъекционное уплотнение
и закрепление (цементация, глинизация, битумизация, силика-
тизация, смолизация); термо- и криоупрочнение (обжиг, элек-
троплавление, замораживание).
Мельчера метод - объемный метод определения коэффициента
абсолютной пористости. Образец породы делится на две части
Том 2 (М)
159
для определения объема образца V (образец покрывают пара-
финовой оболочкой и взвешивают в воде и в воздухе) и объема
составляющих его зерен V3 (при помощи пикнометра). Коэф-
фициент абсолютной пористости
Менделеев Дмитрий Иванович (1834-1907) - великий рус. уче-
ный, открывший периодич. закон хим. элементов (1869), чл.-
корр. Петерб. АН (1876). Окончил Гл. педагогич. ин-т в Петер-
бурге (1855). Работал в Петерб. ун-те (1857-1890), 1890-1895
консультант науч.-техн. лаборатории Морского мин-ва; ученый
хранитель (1892-1907) Депо образцовых гирь и весов (преобра-
зованное в 1893 в Гл. палату мер и весов, ныне ВНИИметроло-
гии им. Менделеева). М - автор трудов по химии, хим. техноло-
гии, физике, метрологии, воздухоплаванию, метеорологии и др.
Кроме того, М. исследовал хим. состав минералов. Изучал ра-
боту Бакинских нефтепромыслов, был инициатором устройства
нефтепроводов и разностороннего использования нефти как
хим. сырья. М. разработал принцип непрерывной дробной дере-
гонки нефти. Предложил гипотезу неорганич. происхождения
нефти из карбидов тяжелых металлов. В связи с изучением До-
нецкого угольного басе, наметил перспективы развития кам.-уг.
пром-сти, впервые высказал идею подземной газификации уг-
лей (1888). Наметил основы создания и размещения горн, пром-
сти в России, отмечал возможность использования бедных жел.
руд и необходимость разработки хромовых и марганцевых руд
на Урале и Кавказе. Именем М. назван хим. элемент № 101.
Имя М. присвоено (кроме упомянутого выше Всес. ин-та мет-
рологии) Всес. хим. об-ву, Моск, хим.-технол; ин-ту, Тоболь-
скому гос. педагогич. ин-ту. В честь М. названы подводный
хребет в Сев. Ледовитом ок., действующий вулкан на о. Куна-
шир, кратер на Луне, минерал менделеевит, н.-и. судно АН
СССР и др. М- чл. Лондонского королевского об-ва, чл. Рим-
ской, Парижской и Берлинской АН, почетный чл. ряда зару-
бежных науч, об-в и ун-тов.
Мензула - геодезический инструмент. Состоит из мензульной
доски (планшета) в виде квадрата, штатива и подставки, соеди-
160
Нефтегазовая энциклопедия
няющей доску со штативом. В РФ применяется М. отечествен-
ной конструкции с металлической облегченной подставкой
Ширяева и Вилема - так наз. мензула ШВ, которая снабжена
кипрегелем особой конструкции.
Мензульная съемка - съемка местности при помощи мензулы; в
настоящее время применяется при создании топографических
карт только на ограниченных по объему территориях и при
производстве съемок в крупных масштабах. Основное отличие
М.с. от теодолитной съемки заключается в том, что при ней го-
ризонтальные проекции углов строятся в поле графически, не-
посредственно на составляемом здесь же плане. При этом ли-
нии получаются частично из измерений в натуре, частично пу-
тем графических построений. Отрицательными чертами мен-
зульной съемки является большой объем полевых работ и не-
достаточная точность результатов съемки. М.с. имела большое
значение до появления аэрофотосъемки.
Мергель - осадочная горн, порода смешанного глинисто-
карбонатного состава; содержит 30-90% карбонатов (кальцит,
реже доломит) и, соответственно, от 70 до 10% глинистых час-
тиц. В зависимости от относительного кол-ва компонентов воз-
можен непрерывный ряд: известняк - глинистый известняк -
мергель - известковая глина - глина. По минеральному составу
карбонатов М. делятся на известковые и доломитовые. В зави-
симости от примесей различают кремнеземистые, глауконито-
вые, песчанистые, слюдистые, битуминозные, углистые и т.д.
М., содержащий гипс, рассеянный или в виде желвачков, тон-
ких пропластков и др., наз. гипсовым (разновидности - гипсо-
доломитовый и ангидрито-доломитовый М.). Окраска разнооб-
разная, чаще светлая.
Меркулов Валентин Павлович (1924-1980) - окончил Азербай-
джанский индустриальный ин-т (1952). К.т.н. Трудовую дея-
тельность начал в 1951. Мастер по исследованию скважин, на-
чальник участка добычи треста «Кировнефть» (1951-1952); ас-
систент кафедры Азербайджанского индустриального ин-та,
инженер АзНИИ (1955-1958); руководитель лаборатории Куй-
бышевНИИ НП (1958-1967); зам. директора по науке Гипрово-
Том 2 (М)
161
стокнефть (1969-1980). Награжден орденом и медалями СССР,
Заслуженный изобретатель СССР.
Мерзлая порода - порода, имеющая отрицательную темп-ру и
содержащая в составе лед. М.п. наз. многолетнемерзлыми, если
в условиях природного залегания они находятся в мерзлом со-
стоянии непрерывно (без оттаивания) в течение многих лет.
Содержание льда в М.п. обусловливает льдистость пород. Ме-
ханич. свойства М.п. зависят от темп-ры, влияющей на относит,
содержание льда, цементирующего грунт, и незамерзшей воды.
Прочность грунта в мерзлом состоянии во много раз больше
прочности того же грунта в немерзлом состоянии.
Мерзлотоведение - см. Геокриология.
«Мертвая» нефть - неправильное название дегазированной
нефти.
Местные скопления газов - зоны с концентрацией газа, превы-
шающей среднюю в поперечном сечении вентиляционной
струи; образуются в горн, выработках у мест газовыделения.
Концентрация газа в этих зонах может достигать опасных зна-
чений, в то время как ср. содержание его в вентиляц. струе со-
ответствует норме.
Месторождение нефти - совокупность залежей нефти и газа, при-
уроченных одному и тому же участку земной поверхности и
подчиненных в процессе своего образования единой тектониче-
ской структуре. В частном случае М.н. содержит всего лишь
одну залежь нефти и тогда эти термины являются синонимами.
Месторождение полезного ископаемого - скопление какого-либо
полезного ископаемого в толще горных пород в количествах,
достаточных для экономически выгодной его добычи. Во мно-
гих случаях разработка м-ния основного полезного ископаемо-
го сопровождается добычей сопутствующих ископаемых. Все
М.п.и., в зависимости от происхождения полезных ископаемых
и характера вмещающих пород, делятся на магматические и
осадочные. К магматическим, имеющим форму простых и
сложных жил, рудных столбов, линз и пр., относятся м-ния
162
Нефтегазовая энциклопедия
олова, вольфрама, молибдена, меди, серебра, золота, ртути и др.
К осадочным относятся м-ния каменных и бурых углей, нефти,
калийных, каменных и пр. солей, боксита, марганцовых и же-
лезных руд и т.д. Сюда же относятся россыпные м-ния (россы-
пи) золота, платины, касситерита, монацита. В зависимости от
характера самого полезного ископаемого, его свойств, все м-
ния делятся на м-ния металлических и неметаллических (не-
рудных) полезных ископаемых и горючих ископаемых (углей,
горючих сланцев и газов, нефти).
Метагенез - рождение, возникновение, происхождение - сово-
купность природных процессов преобразования осадочных
горн, пород при погружении их в более глубокие горизонты ли-
тосферы в условиях все повышающегося давления и темп-ры.
Метаморфические горные породы - породы, подвергшиеся ме-
таморфизму, т.е. изменившие минеральный состав или размер и
текстуру агрегатов зерен без существенного изменения хим. со-
става (за исключением содержания Н2О и СО2) под воздействи-
ем флюидов, темп-ры и давления. Различают пара- и ортомета-
морфические породы, возникшие при метаморфизме осадочных
и изверженных пород соответственно.
Метай - газообразный углеводород (СН4) метанового ряда. Со-
став: 75,0% С, 25,0% Н. Т-ра кипения - 161,6°. М. является
главной составной частью природных горючих газов, в том
числе и современных газов биохимического происхождения
(болотный газ).
Метанизация нефти - процесс превращения нефти в природе,
рассматриваемый некоторыми исследователями, как один из
путей формирования типов нефтей. Химически М.н. выражает-
ся, согласно существующим представлениям, в постепенном
обогащении нефти алифатическими углеводородами при одно-
временном возрастании количества легких фракций. Соответст-
венно этому М.н. сопровождается уменьшением плотности
нефти, уменьшением количества смолистых веществ и увели-
чением содержания парафина. Конечным продуктом М.н. счи-
тается метан.
Том 2 (М)
163
Метаново-нафтеново-ароматические нефти - нефти, в которых
содержание метановых, нафтеновых и ароматических углево-
дородов, начиная с керосиновых фракций, примерно одного
порядка. Отличаются значительной обогащенностью асфальто-
во-смолистыми компонентами (10% и выше).
Метаново-нафтеновые нефти - нефти, в которых содержание
метановых и нафтеновых углеводородов примерно одного по-
рядка, при относительно меньшем содержании ароматических
углеводородов. Количество твердого парафина в М.-н.н. обыч-
но ниже, чем в метановых нефтях.
Метановые нефти - нефти, в которых преобладают углеводороды
метанового ряда. По существующей химической классифика-
ции к М.н. относят нефти, содержащие не менее 50% метано-
вых углеводородов в дистиллатной части (т.е. в части, перего-
няющейся до температуры, соответствующей 550° при атмо-
сферном давлении). Содержание нафтеновых углеводородов в
М.н. обычно ниже 30%. М.н. отличаются повышенным содер-
жанием твердого парафина (1,5-10,0%), пониженным содержа-
нием смол и асфальтенов (до 5-6%) и обычно характеризуются
высоким содержанием легкокипящих фракций.
Метанол - метилловый спирт СНзОН, древесный спирт, исполь-
зуемый в газонефтедобыче как осн. ингибитор гидратообразо-
вания, чаще всего на газоконденсатных м-ниях. Легко смеши-
вается с водой (в любом соотношении), спиртами, бензолом,
ацетоном и др. органич. растворителями. Закачка М. в приза-
бойную зону скважин газогидратных м-ний вызывает не только
разложение гидратов углеводородных газов на забое скважаин,
но и улучшает фильтрац. характеристики призабойной зоны.
При закачке в газовые скважины водных растворов ПАВ (с це-
лью удаления воды с забоев скважин) в них также добавляют
М., чтобы не допустить замерзания растворов. Высокая абсорб-
ционная способность М. используется для удаления воды после
гидростатич. испытаний газопроводов, а также в низкотемпера-
турных процессах очистки природных и синтетич. газов от СО2,
H2S и др. серосодержащих органич. соединений. М. использу-
ется для получения формальдегида, метиламинов, уксусной к-
ты и др., как растворитель и топливо.
164
Нефтегазовая энциклопедия
Метод интенсификации добычи нефти - комплекс мероприятий,
имеющих целью, с одной стороны, сокращение сроков разра-
ботки и эксплуатации нефтяных залежей и, с другой, наиболее
полное извлечение нефти из пластов (достижение максималь-
ного коэффициента отдачи). М.и.д.н. подразделяются на две
группы: 1) методы поддержания давления, имеющие целью
наиболее активный и полный отбор нефти из нефтесодержащих
пластов (коллекторов), и 2) вторичные методы, направленные к
извлечению дополнительных количеств нефти из залежей, пла-
стовая энергия в которых истощена или близка к истощению в
результате первичной стадии их эксплуатации. Несколько
особняком стоит группа методов интенсификации притока неф-
ти и газа к скважинам, направленных на увеличение проницае-
мости призабойной зоны скважин при помощи кислотной обра-
ботки, термохимической обработки или торпедной перфорации
призабойной зоны пласта.
Метод карт изобар - метод подсчета запасов нефти с помощью
карт изобар. Основан на установлении зависимости между от-
бором нефти из пласта и средним пластовым давление на раз-
ные даты разработки пласта. Регистрация отбора нефти (и газа)
не вызывает затруднений, однако определение среднего пла-
стового давления на различные даты требует периодического и
систематического замера забойных давлений по отдельным
скважинам. Полученные данные о распределении забойных
давлений по скважинам на какую-то определенную дату позво-
ляют перейти к построению карт истинных изобар и к вычисле-
нию по этим картам среднего пластового давления на принятую
дату. Сопоставление вычисленных по картам изобар средних
пластовых давлений с отбором жидкости из пласта позволяет
вывести зависимость между дебитом и давлением. При выводе
указанной зависимости принимается либо текущий отбор (при
водонапорном режиме), либо суммарный отбор жидкости с на-
чала эксплуатации (при газовом режиме).
Метод материальных балансов - для подсчета запасов нефти и
газа, а также вступившей в пласт воды. Основан на соотноше-
нии между объемами добытой нефти, газа, воды и теми объе-
мами, которые они занимали в пластовых условиях до их из-
Том 2 (М)
165
влечения. Эти соотношения учитываются с помощью уравне-
ний материальных балансов, в которые входят в качестве неиз-
вестных первоначальные запасы нефти и газа. Для применения
уравнений материальных балансов требуется производство ря-
да лабораторных анализов по определению давления насыще-
ния, хим. состава газа, растворимости газа в нефти, увеличения
объема нефти в результате растворения в ней газа, отклонения
углеводородных газов от законов, выведенных для идеальных
газов, и т.д. Формулы М.м.б. имеют ряд вариантов примени-
тельно к различным режимам нефтяных пластов, а также могут
быть построены применительно к случаям разработки месторо-
ждений путем восстановления пластовых давлений при закачке в
пласт воды и газа. Особенно полезен М.м.б. при подсчетах запа-
сов нефти по новым м-ниям (категории В), где контур нефтенос-
ности мало известен. М.м.б. может быть применен также для
подсчета запасов газа в газовых залежах (свободного).
Метод определения пористости по данным каротажа - извест-
ны два М.о.п. по д.к. Первый основан на наличии связи относи-
тельного сопротивления: для пластов, не содержащих в своих
порах нефти или газа, определяется по данным электрического
каротажа (измерения стандартным зондом или БКЗ); для пла-
стов, содержащих нефть или газ,- по результатам измерений
микрозондами. При оценке пористости пользуются графиками,
выражающими связь относительного сопротивления с пористо-
стью. Более точные результаты получаются, если эти графики
составлены применительно к пласту, пористость которого опре-
деляется. Второй метод основан на использовании данных ней-
тронного гамма-каротажа. Измеряемый при нейтронном гамма-
каротаже эффект тесно связан с водородосодержанием в пласте.
На основании теоретических данных и показаний против пла-
стов, водородосодержание которых известно (опорные горизон-
ты), можно построить график зависимости измеряемого эффекта
от водородосодержания и с помощью этих графиков определить
последнее. Оба метода дают приближенное значение пористости.
Метод определения проницаемости по электрическому каро-
тажу (метод Г.С. Морозова) - основан на наличии зависимо-
сти количества связанной воды в пласте от проницаемости его.
166
Нефтегазовая энциклопедия
Метод состоит в том, что по данным электрического каротажа
определяется коэффициент нефтегазонасыщенности, а по нему
на основании заранее составляемых кривых - проницаемость.
Этот метод рассчитан только на хорошо насыщенные нефтью
или газом пласты; данные получаются приближенными.
Метод отдачи - гектарный метод - применяется для подсчета
запасов нефти по низшим категориям (С| и С2) на основе геоло-
гических аналогий. Отдача с 1 га (или с 1 га-метра) определяет-
ся по фактическим данным о добыче нефти за все время экс-
плуатации пласта, близкого к довыработке и почти истощенно-
го. Полученная суммарная добыча пласта делится либо на неф-
теносную площадь по начальному контуру, либо на объем пла-
ста в пределах той же нефтеносной площади.
Метод оторочки - имеет назначение повысить нефтеотдачу пла-
ста применением в процессе заводнения наиболее благоприят-
ной по качеству воды, которая нагнетается в приконтурную зо-
ну нефтеносного пласта. В этом случае вымывание нефти резко
повышается за счет качества воды. В приконтурную зону пла-
стов с жесткой водой, имеющей невысокую нефтевымываю-
щую способность, следует нагнетать щелочные воды, обла-
дающие высокой нефтевымывающей способностью. По лабора-
торным исследованиям повышение нефтеотдачи достигает 10-
15%. Вариантом М.о. является метод буферного слоя, предло-
женный А.А. Варовым. При этом методе понижаются требова-
ния к качеству воды при законтурном заводнении. Сущность
метода заключается в создании инертного слоя, разделяющего в
природных условиях две активные жидкие фазы. Метод приме-
ним в тех случаях, когда пластовые воды химически несовмес-
тимы с нагнетаемыми водами, и при их непосредственном
взаимодействии происходит выпадение. осадков. Чтобы избе-
жать последних, в скважину закачивают определенный объем
такой воды, которая по своему составу не дает осадков ни с
пластовой, ни с нагнетаемой водой. После единовременной за-
качки определенной порции воды высокого качества, образую-
щей буферный слой, можно производить закачку обычной по
качеству воды.
Том 2 (М)
167
Метод поддержания давления - комплекс мероприятий, которые
обеспечивают восполнение затраченной пластовой энергии и
способствуют поддержанию высокого давления в залежи и соз-
данию условий, благоприятствующих работе залежей на режи-
мах вытеснения нефти при повышенных темпах отбора пре-
имущественно фонтанным способом добычи. Наиболее часто
применяется закачка воды в пласт путем законтурного, прикон-
турного и внутриконтурного заводнения, а также нагнетания
газа в повышенную часть залежи.
Метод подсчета запасов газа по падению давления - применя-
ется для пластов, в которых первоначальный объем пор, заня-
тый газом, не меняет своей величины в процессе эксплуатации.
Метод основан на предположении о постоянстве количества
извлекаемого газа на 1 ат падения давления во все периоды раз-
работки газовой залежи. Для водонапорного режима указанный
метод не применим. При неэффективном водонапорном режиме
и небольшом поступлении в пласт воды необходимо из общего
запаса газа, вычисленного методом по падению давления, ис-
ключить количество газа, содержавшегося в замещенном водой
объеме пор при давлении на дату расчета. Описанный метод
обычно применяется при газовом режиме залежи (при отсутст-
вии продвижения контурных вод) для подсчета запасов газа по
высшим категориям (Aj и Аг).
Методики и техники разведки институт Всероссийский
(ВИТР) - головная орг-ция по разработке и совершенствова-
нию методов, техники и технологии бурения геол.-разведочных
скважин на твердые полезные ископаемые. Расположен в Пе-
тербурге. Образован в 1955 на базе Всес. НИИ геофиз. и др. ме-
тодов разведки (ВНИИГР). Осн. науч, направленность: разра-
ботка и совершенствование методов разведки м-ний и технол.
процессов бурения; проектирование бурового оборудования,
средств механизации и автоматизации процессов; исследования
надежности и долговечности техники и др.
Методы определения места притока воды - в случае появления
в скважине воды позволяют определять место ее поступления в
обсадную колонну. При применении резистивиметра при рабо-
168
Нефтегазовая энциклопедия
те методом оттартывания скважину заполняют водой, удельное
сопротивление которой значительно отличается от предпола-
гаемого удельного сопротивления воды притока; затем вызы-
вают приток воды оттартыванием и производят замер резисти-
виметром. Место притока отмечается появлением воды притока
с сопротивлением, отличающимся от сопротивления воды, за-
полняющей скважину. При применении резистивиметра при
работе методом продавливания в скважину нагнетают воду и,
производя ряд замеров резистивиметром, наблюдают за пере-
мещением границы воды, находящейся в скважине и закачи-
ваемой в нее. Глубина, на которой остановится граница, не-
смотря на продолжение закачки, укажет место притока. Этот
метод применим лишь в случае, если скважина хорошо прини-
мает воду. При помощи термометра теми же методами, что и
при работе с резистивиметром, или радиоактивными методами
контроля состояния скважин, можно определить место поступ-
ления воды в колонну при отсутствии затрубной циркуляции
воды.
Методы поддержания давления - комплекс мероприятий, обес-
печивающих восполнение затрачиваемой пластовой энергии и
способствующих поддержанию высокого давления в залежи и
тем самым созданию условий, благоприятствующих работе за-
лежей на режимах вытеснения нефти при повышенных темпах
отбора. В залежах, работающих на водонапорных режимах или
упруго-водонапорных, М.п.д. можно осуществить путем закон-
турного заводнения; в работающих на режиме газовой шапки -
нагнетанием газа в газовую шапку.
Методы подсчета запасов газов - в зависимости от состояния
газов в пласте в свободном виде (газоносные пласты, газовые
шапки) или в растворе в нефти и воде, построены на принципах
определения объемов или же растворимости газа в нефти при
соответствующем среднем пластовом давлении. Применяются в
основном следующие М.п.з.г.: 1) объемный (статический), 2) по
падению давления (динамический); 3) материальных балансов,
4) карт изобар. Выбор метода зависит в большей степени от ре-
жима залежи. При активном подступе пластовых вод наиболее
применим объемный метод.
Том 2 (М)
169
Методы подсчета запасов нефти - в зависимости от принципов,
на которых они построены, подразделяются на объемные:
1) объемный метод и его вариант - объемно-статистический
метод, 2) метод отдачи с 1 га или 1 га-метра, 3) объемно-
генетический; динамические: 4) метод кривых эксплуатации
или статистический метод, имеющий два варианта: а) кривые
производительности скважин и б) кривые суммарных дебитов
скважин; объемно-динамические: 5) метод материальных ба-
лансов, 6) метод карт изобар. Методом объемным (1) могут
быть подсчитаны абсолютные начальные и промышленные
(балансовые) запасы нефти; объемно-статистическим, отдачи с
1 га или 1 га-метра (2), статистическим (4) и карт изобар (6) оп-
ределяются только промышленные запасы нефти; объемно-
генетическим (3) и материальных балансов (5) исчисляются аб-
солютные начальные запасы нефти.
Методы сопоставления корреляции разреза скважин - делятся
на две группы: прямые методы корреляции, основанные на изу-
чении кернов и сопоставлении грунтовых разрезов, и косвен-
ные методы корреляции, известные под общим названием каро-
тажа и основанные на изучении физических свойств пород и
насыщающих их жидкостей и газов в условиях их естественно-
го залегания, без извлечения на поверхность образцов пород.
Наибольшее значение имеют электрический, радиоактивный,
газовый и механический каротаж. Методы корреляции скважин,
основанные на грунтовых разрезах, являются методами основ-
ными, необходимыми при применении любых других косвен-
ных методов корреляции, так как при оценке нефтеносности
играют главную роль породы, вмещающие нефть. Главное пре-
имущество косвенных методов корреляции заключается в не-
прерывности характеристики разрезов. Любой М.с.р.с. страдает
определенными недостатками, и с целью наиболее полного и
быстрейшего распознавания геологического строения разведы-
ваемых объектов следует применять комплексное изучение
разрезов скважин различными методами.
Метр - единица длины международной метрической системы мер,
принятой в СССР с 1924 г. За длину в 1 м принята длина па-
рижского платинового жезла при т-ре 0°С.
170
Нефтегазовая энциклопедия
Метр-процент - произведение мощности группы насыщенных
нефтью песчаников (с содержанием более 5% весовых) на весо-
вое содержание нефти.
Метчнк ловильный - инструмент для извлечения оставленных в
скважине бурильных труб. Метчики применяются для ловли
труб, если обрыв произошел в утолщенной части трубы или в
замковом соединении труб. М.л. представляет собой кониче-
ский стержень с мелкой и острой резьбой, ввинчиваемый во
внутреннюю полость оборванного конца трубы.
Механизированные способы эксплуатации скважин - см. Экс-
плуатация скважин.
Механизмы для очистки буровых растворов (промывочных
жидкостей) от частиц выбуренной породы (шлама) - ис-
пользуется комплекс различных механических устройств: виб-
рационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и
илоотделители), сепараторы, центрифуги. В составе циркуля-
ционной системы эти механические устройства устанавливают-
ся в строгой последовательности. При этом схема прохождения
промывочной жидкости должна соответствовать следующей
технологической цепочке: скважина - газовый сепаратор - блок
грубой очистки от шлама (вибросито) - дегазатор - блок тонкой
очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) - блок
регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифу-
га, гидроциклонный глиноотделитеть) - буровые насосы -
скважина. При отсутствии газа в буровом растворе исключают
ступени дегазации; в случае использования неутяжеленного
раствора, как правило, не применяют сепараторы, глиноотдели-
тели и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового рас-
твора обычно не пользуются гидроциклонными шламоотдели-
телями (песко- и илоотделители). Таким образом, выбор обору-
дования и технологии очистки бурового раствора от шлама
должен основываться на конкретных условиях бурения. Буре-
ние нефтяных и газовых скважин в большинстве нефтегазодо-
бывающих районов ведут с промывкой неутяжеленными буро-
выми растворами плотностью до 1,25 г/см3. Для очистки буро-
вых растворов используется трехступенчатая система. Техноло-
Том 2 (М)
171
гия очистки неутяжеленного бурового раствора по этой схеме
представляет собой ряд последовательных операций, вклю-
чающих в себя грубую очистку на вибросите и тонкую очистку
- пескоотделение и илоотделение - на гидроциклонных шламо-
отделителях.
Механическая скорость проходки - величина углубления сква-
жины в метрах за один час работы долота на забое скважины.
Механические методы сопоставления разрезов скважин - кос-
венные методы корреляции разрезов скважин, основанные на
различии механических свойств пород. Наиболее широко при-
меняется механический каротаж, основанный на изучении про-
должительности проходки - времени, затрачиваемого на буре-
ние единицы глубины скважины. М.м.с.р.с. по диаграммам ка-
верномера основан на том, что многие горные породы обладают
специфическим свойством обрушения в процессе разбуривания.
Поэтому знание среднего диаметра скважины в ряде случаев
дает возможность изучать породы, пройденные скважиной, или
уточнять данные интерпретации других видов каротажа, пока-
зания которых зависят от диаметра скважины. Диаграммы мо-
гут широко использоваться при решении ряда технических за-
дач, связанных с процессами бурения и освоения скважин.
Механические свойства горных пород - характеризуют измене-
ния формы, размеров и сплошности горн, пород под воздейст-
вием механич. нагрузок, к-рые создаются в результате действия
естественных (горн, давление, тектонич. движения) или ис-
кусств. факторов (взрывные работы, резание, дробление пород
и т.д.). Механич. нагружение вызывает в г.п. напряжения и де-
формации. По виду деформаций и связи с вызвавшими их на-
пряжениями М.с. подразделяю на упругие (модуль Юнга, ко-
эфф. Пуассона и др.), пластические (модуль полной деформа-
ции, коэфф, пластичности и др.), прочностные (пределы проч-
ности г.п. при сжатии, растяжении и др.) и реологические свой-
ства (период релаксации, предел длительной прочности и др.).
К показателям М.с. относят также характеристики воздействия
на г.п. жидкостей и газов (напр., коэффициент размокания),
горнотехнологические параметры г.п. (показатели крепости,
172
Нефтегазовая энциклопедия
твердости, буримости, взрываемости, дробимости и др.). М.с.
определяют прямыми или косвенными измерениями напряже-
ний и деформаций в т.п.
Механический каротаж - основан на измерении и регистрации
времени бурения определенного интервала ствола скважины
(1,0; 0,5; 0,2 м). М.к. характеризует процесс разрушения г.п.
(при неизменной технологии бурения). М.к. используется для
контроля режима проводки скважин по буримости пород, сте-
пени отработки долота, для прогнозирования зон аномального
пластового давления и оптимизации процесса бурения. В ком-
плексе с др. методами исследований в процессе бурения сква-
жин (газовый каротаж, исследование шлама и др.) применяется
для изучения геол, разреза скважин.
Мехтиев Шафият Фархад оглы (1910) - геолог-нефтяник. Окончил
Азерб. нефт. ин-т (ныне АзИНЕФТЕХИМ им. М. Азизбекова)
(1934). Акад. АН Азерб. ССР (1958). Работал в НИИ Азерб.
ССР. В 1954-1958 директор Ин-та геологии им. акад. И.М. Губ-
кина АН Азерб. ССР, в 1958-1965 ректор Азерб. гос. ун-та им.
С.М. Кирова, с 1965 работает в Ин-те геологии АН Азерб. ССР.
М. сформулировал осн. закономерности изменения темпера-
турного режима недр нефтегазоносных р-нов в зависимости от
разл. геолого-геохим. факторов. Разработал гипотезу «глубин-
но-биогенного генезиса нефти», один из авторов и ред. много-
томн. тр. «Геология СССР», т. 47 (1967).
Мешалкин Николай Иванович (1907-1982) - геолог-нефтяник.
Окончил Казанский Государственный ун-т (1932). Работа в Та-
тарии, Нижегородской и Пермской областях на геологических
съемках (1928-1936); начальник партии, главный геолог Стер-
литамакской ГПК (1936-1948); главный геолог трестов «Баш-
нефтеразведка», «Башзападнефтеразведка» (1948-1972). На-
гражден орденами и медалями СССР, Заслуженный деятель
науки и техники РСФСР.
Мзареулов Давид Константинович (1906-1980) - инженер-
нефтяник. Окончил Ленинградский ин-т железнодорожного
транспорта (1932). Начальник отдела Гипроморнефти (1937—
1941); начальник отдела «Гипроморнефть» (1944-1965); началь-
Том 2 (М)
173
ник отдела Миннефтепрома (1966-1970); начальник отдела
ВНИИБТ (1970-1980). Награжден орденом и медалями СССР,
Заслуженный нефтяник Аз.ССР, Почетный нефтяник, Заслу-
женный работник нефтяной и газовой промышленности
РСФСР, лауреат Ленинской премии.
Миграция нефти и газа - перемещение нефти и газа в земной
коре под действием природных сил. Сопровождается физ.-хим.
взаимодействием минеральной среды и флюидов, а также фазо-
выми превращениями последних вследствие изменчивости
геол, и термодинамич. обстановки недр. Различают первичную
миграцию - отжатие углеводородов совместно со связанными
водами из тонкозернистых, слабопроницаемых нефтематерин-
ских пород в коллекторские толщи и вторичную - передвиже-
ние нефти, газа в водонасыщенных пластах (коллекторах), ре-
зультатом к-рой является дифференциация этих флюидов и обра-
зование залежей, а также ихпоследующее переформирование.
Миграция подземных вод - перемещение подземных вод в зем-
ной коре, обусловливающее изменение их состава и свойств.
Наибольшее значение имеет гидрогеохим. М.п.в., реже рас-
сматривается гидрогеотермич. М.п.в. Гидрогеохимическая ми-
грация происходит в результате массопереноса хим. и биол.
компонентов вод, их обмена между жидкой и твердой фазой,
физ.-биохим. превращений в водном растворе. Гидрогеотерми-
ческая миграция происходит путем теплопереноса и теплооб-
мена в системе вода-порода и с окружающей средой.
Мидуэй-Сансет - крупное нефт. м-ние в США (шт. Калифорния).
Входит в нефтегазоносный басе. Грейт-Валли. Открыто в 1894,
разрабатывается с кон. 90-х гг. Нач. пром, запасы нефти 287
млн т, растворенного газа 20 млрд м3. Выделяется 35 залежей в
отложениях миоценплейстоцена. Залежи пластовые сводовые,
стратиграфически, литологически экранированные и запеча-
танные асфальтом. Коллекторы - высокопористые (до 35%) и
хорошо проницаемые (2,5-3,5 Д) песчаники, трещиноватые ар-
гиллиты. Глуб. залегания продуктивных горизонтов 200-1680
м. Нач. пластовое давление (глуб. 1615 м) 15,9 МПа, темп-ра
82°С. Плотность нефти 992-850 кг/м3, содержание S до 0,9%,
174
Нефтегазовая энциклопедия
вязкость в ниж. залежах 0,66 мПа-c. Состав газа (%): СН4 97;
гомологи 2; СО2 - 1.
Микробиологические поиски - методы поиска м-ний п.и., осно-
ванные на исследовании закономерностей распределения мик-
роорганизмов. М.п. впервые предложены в СССР для поисков
м-ний нефти и газа Г.А. Могилевским (1937). Прямые показате-
• ли нефтегазоносности - микроорганизмы, избирательно ассими-
лирующие метан, этан, пропан, бутан и жидкие углеводороды;
косвенные - сульфатредуцирующие, денитрифицирующие и др.
Способность утилизировать газообразные углеводороды широко
развита среди бактерий родов псевдомонад, микробактерий, в
меньшей мере у микрококков и др. М.п. м-ний нефти и газа осу-
ществляются на регионально (масштаб съемок 1 : 1 000 000 -
1 : 500 000) и поисковом (1 : 200 000 - 1 : 100 000) этапах геол.-
разведочных работ. По результатам работ составляют карты и
графики, на к-рых выделяют аномальные концентрации инди-
каторных популяций микроорганизмов. М.п. эффективны толь-
ко в комплексе с геол., геохим. и геофиз. исследованиями. Оп-
робуются воды родников, колодцев, придонных частей рек и
озер, керн, шлам и скважинные воды. При поисках нефти и газа
могут исследоваться также приземный воздух или снег. Опро-
бование осуществляется с помощью грунтоносов, пробоотбор-
ников, барометров и др. Бактериальные анализы проводятся в
лаборатории. М.п. способствовали открытию Золотухинского и
Барсуковско-Надвинского нефт. м-ний в Припятской впадине,
Кременовского газоконденсатного, Кондрашовского и Капита-
новского м-ний газа в Днепровско-Донецкой впадине и др.
Микровключеиные газы - микропорции газа, герметизированные
внутри кристаллов, а также в межзерновых пустотах минералов и
пород. Размеры микровключений от неск. мм до неск. мкм; состав:
СО2, Н2, СО, N2,.H2S, F, Не, Аг, СН4 и др. М.г. присутствуют в
минералах интрузивных, эффузивных и метаморфич. пород, в
минералах гидротермального и осадочного генезиса.
Микрокаротаж - метод каротажа, состоящий в замере удельного
сопротивления жидкости по стволу скважины резистивимет-
ром.
Том 2 (М)
175
Микрон - единица линейного измерения мельчайших частиц.
Один М. равен мм. Для измерения атомов и молекул при-
меняется миллимикрон - единица измерения, равная мик-
1
рона, или-------мм.
1000 000
Микронефть - термин, предложенный Н.Б. Вассоевичем для обо-
значения диффузно-рассеянных нефтяных компонентов, при-
сутствующих в скрытом виде в нефтематеринском органиче-
ском веществе, в отличие от макронефти, выделившейся из ма-
теринской породы в коллектор. Термин не является общепри-
нятым.
Микроэлементы - так наз. группа элементов, находящихся в во-
дах, породах и нефтях в небольших концентрациях, значитель-
но уступающих/концентрациям основных элементов. К числу
М. в природных водах относят: йод, бром, бор, фтор, барий,
стронций, радий, фосфор, ванадий, медь, никель и некоторые
другие. Многие из этих элементов концентрируются в водах
нефтяных м-ний и являются для некоторых из них весьма ха-
рактерными. М. часто используются для корреляции вод неф-
тяных м-ний. Содержание М. большей частью выражают в
миллиграммах на литр воды.
Микроэмульсин - высокодисперсные системы, образуемые двумя
взаимно нерастворимыми жидкостями. Диаметр капелек дис-
персной фазы от 10 до 200 нм, объемная доля может достигать
50% и более. Осн. типы М. такие же, как у обычных эмульсий:
прямые (типа «масло в воде») и обратные («вода в масле»). Бла-
годаря малым размерам капель М., в отличие от обычных
эмульсий, устойчивы и, как правило, прозрачны. Для образова-
ния М. в систему вводят поверхностно-активные вещества (об-
ладающие большими и сбалансированными по величине энер-
гиями взаимодействия липофильных групп молекул с углево-
дородом масляной фазы и гидрофильных групп с водой), а так-
же др. добавки. М. применяются при изготовлении моющих
средств, смазочных материалов, покрытий и др. В связи с тем,
176
Нефтегазовая энциклопедия
что при образовании М. резко снижается (до сотых и тысячных
долей мН/м) поверхностное натяжение на границе раздела двух
жидких фаз (водной и углеводородной), их используют для по-
вышения эффективности вытеснения нефти при заводнении
нефт. пластов, а также для обработки призабойной зоны пласта
с целью повышения его проницаемости.
Милли - приставка к названиям единиц метрической системы,
обозначающих уменьшение в тысячу раз. Напр., 1 миллиампер
(мА) = 0,001 ампера (А), 1 милливольт (мВ) = 0,001 вольта (В),
1 миллиграмм (мг) = 0,001 грамма (г), 1 миллиметр (мм) = 0,001
метра (м).
Миллигал - одна тысячная доля гала (0,001 см/сек2).
Миллиграмм-эквивалент - эквивалентный вес хим. соединения
или иона, выраженный в миллиграммах. При анализе нефтяных
вод общую минерализацию часто выражают в виде суммы мил-
лиграмм-эквивалентов анионов и катионов, обозначая ее £г.
Миллидарси - единица измерения проницаемости, равная 0,001
дарси (см. Дарси закон).
Миллимоль - молекулярный вес, выраженный в граммах, наз.
грамммолекулярным весом, или молем. М-тысячная доля моля.
Миллионщиков Михаил Дмитриевич (1913-1973) - крупный
ученый в области механики и прикладной физики. Окончил
Грозненский нефт. ин-т (1932). Акад. АН СССР; чл.-корр.
(1953). Герой Соц. Труда (1967). В 1932-1934 преподавал там
же. Работал в 1934-1943 В Моск, авиационном ин-те, в 1944-
1949 в Ин-те механики АН СССР, в 1949-1973 в Моск, инж,-
физ. ин-те. Зам. директора Ин-та атомной энергии в 1960-73,
вице-президент АН СССР в 1962-1973. М. исследовал
однородную изотропную турбулентность в вязкой
несжимаемой жидкости на конечной стадии ее вырождения,
обобщил (совместно с С.А. Христиановичем и др.)
исследования газовых эжекторов и др. разделов прикладной
газовой динамики, разработал вопросы теории фильтрации,
связанные с методами эксплуатации нефт. скважин и
движением газированной жидкости в г.п., разработал теорию
Том 2 (М)
177
турбулентного течения жидкостей в пограничном слое и в тру-
бах, автор работ по атомной энергетике. Лауреат Ленинской пр.
Дважды лауреат Государственной премии СССР. Почетный
чл. ряда иностранных академий.
Миловидов Владимир Михайлович (1924) - инженер-нефтяник.
Окончил Азербайджанский индустриальный ин-т (1950). Рабо-
чий на бакинских заводах (1942-1950); буровой мастер, глав-
ный инженер, начальник отдела, директор контор бурения № 1
и № 3 треста «Туймазабурнефть» (1950-1956); начальник отде-
ла, зам. начальника ПО «Башнефть» (1956-1986). Награжден
орденом и медалями СССР, Почетный нефтяник, Заслуженный
нефтяник Башкирии.
Минас - нефтяное месторождение в Индонезии вблизи г. Минас
(Центральносуматринский нефтегазоносный бассейн). Открыто
в 1944, разрабатывается с 1952. Запасы 993 млн т. Приурочено
к брахиантиклинали. Залежь массивная сводовая, частично тек-
тонически экранированная. Продуктивны песчаники нижнего-
среднего миоцена (свиты батураджа и ниж. телиса) в интервале
глубин 730-800 м. Пористость песчаников 28%, проницаемость
0,5-1,0 Д. Нефть парафинистая, малосернистая (0,1% по массе),
плотность 847 кг/м3.
Мингареев Рафхат Шагимарданович (1917-1990) - крупный ин-
женер-нефтяник. Окончил Стерлитамакский нефтяной техни-
кум, Московский нефтяной ин-т (1943). К.т.н. Трудовой путь на-
чал в 1943. Начальник цеха Калининнефти Уз. ССР (1943-1945);
главный инженер, директор Шугуровского, Ромашкинского неф-
тепромысла, директор конторы бурения (1945-1952); управляю-
щий трестами «Бавлынефть», «Альметьевнефть» (1952-1956);
главный инженер - зам. начальника объединения Татнефть,
Управления нефтяной промышленности Татарского СНХ (1956—
1960), начальник объединения Татнефть (1963-1965); зам. мини-
стра нефтяной промышленности (1965-1974); директор
ВНИИОЭНГ (1974—1984). Награжден орденами и медалями
СССР. Лауреат Ленинской премии, Почетный нефтяник.
178
Нефтегазовая энциклопедия
Миндеева Зарига Джалиловна (1923) - инженер-нефтяник. Окон-
чила Московский нефтяной ин-т (1946). Трудовой путь начала в
1946. Старший инженер Шугуровского нефтепромысла, на-
чальник отдела треста «Альметьевбурнефть», начальник отдела
бурения объединения Татнефть (1948-1964); начальник отдела
Управления нефтяной и газовой промышленности Средне-
Волжского СНХ (1964-1965); начальник отдела Упрбурнефти,
Технического управления (1965-1984); старш. научный сотруд-
ник ВНИИОЭНГ (1984-1989). Награждена орденами и медаля-
ми СССР, Заслуженный работник нефтяной и газовой промыш-
ленности РСФСР, Почетный нефтяник.
Минерал - физически и химически более или менее однородное
природное вещество, образовавшееся в земной коре или на по-
верхности земли в результате различных физ.-хим. процессов.
Минерализация - процесс преобразования органических остатков
в минеральное вещество.
Минералогическая шкала твердости - см. Мооса шкала.
Минеральные воды - подземные (реже поверхностные) воды,
характеризующиеся повышенным содержанием биологически
активных хим. и органич. компонентов и обладающие специ-
фич. физ.-хим. свойствами, оказывающими лечебное действие
на организм человека.
Министерство энергетики Российской Федерации (Минэнерго
России) - является федеральным органом исполнительной вла-
сти, осуществляющим государственную политику в сфере топ-
ливно-энергетического комплекса Российской Федерации, а
также координацию деятельности в этой сфере иных федераль-
ных органов исполнительной власти. Министерство энергетики
Российской Федерации осуществляет свою деятельность непо-
средственно, а также через региональные управления государ-
ственного энергетического надзора - территориальные органы
Министерства. Основными задачами Министерства энергетики
Российской Федерации являются:
Том 2 (М)
179
• формирование совместно с другими федеральными органами
исполнительной власти предложений по энергетической поли-
тике России и реализация этой политики;
• организация обеспечения потребности экономики и населе-
ния в топливе и энергии, их рационального и безопасного ис-
пользования;
• государственный надзор за проведением мероприятий, обес-
печивающих безопасное обслуживание энергетических устано-
вок, эффективным использованием энергетических ресурсов;
• содействие созданию правовых и экономических условий,
обеспечивающих эффективное и устойчивое функционирова-
ние и развитие топливно-энергетического комплекса;
• содействие развитию международного сотрудничества в об-
ласти энергетики, в том числе укреплению интеграционных
процессов с государствами - участниками СНГ и обеспечению
доступа российских организаций к ресурсам и рынкам энерго-
носителей.
Мировой океан - водная оболочка земного шара, покрывающая
70,8% поверхности Земли. М.о., по современным представле-
ниям, состоит из четырех океанов, многих морей и крупных за-
ливов. Океаны имеют следующие наименования: Тихий, Ат-
лантический, Индийский и Северный Ледовитый. В ложе океа-
нов имеются впадины, наибольшей известной глубиной до
10863 м (Марианская впадина). Эти впадины вытянуты парал-
лельно материковым складчатым зонам молодого геологиче-
ского возраста. Ложе океанов, хотя и сглажено по сравнению с
рельефом материков, но все же обладает не только впадинами,
но и высокими горными хребтами, как, напр., хр. Ломоносова в
Северном Ледовитом океане. Геологическое изучение поддон-
ных областей М.о. очень важно, так как это приведет к откры-
тию м-ний полезных ископаемых.
Мировые газовые конгрессы - первый М.г.к. состоялся в Лондо-
не в 1931 (присутствовало 23 делегата). СССР принимал уча-
стие в М.г.к. с 1958. Конгрессы созываются каждые 3 года. Осн.
задачи М.г.к.: обмен науч.-техн. и экономич. информацией, со-
действие сотрудничеству для прогресса в газовой пром-сти. На
180
Нефтегазовая энциклопедия
М.г.к. представляются доклады, посвященные добыче, произ-
ву, хранению и транспорту газа, его распределению, сжиже-
нию, использованию, а также прогнозам потребления, повыше-
нию эффективности применения в разл. отраслях пром-сти и в
быту и др.
Мировые нефтяные конгрессы - первый М.н.к. состоялся в Лон-
доне в 1933. СССР принимал участие с 1958. Осн. задача
М.н.к.: обмен науч.-техн. и экономич. информацией, содействие
сотрудничеству для прогресса в области нефт. пром-сти. Кон-
грессы созываются (с 1951) каждые 4 года.
Мирчинк Михаил Федорович (1901-1976) - выдающийся геолог-
нефтяник. Окончил Московскую горную Академию (1930).
Чл.-корр. АН СССР (1953), д.г.-мин.н., профессор, основопо-
ложник курса нефтепромысловой геологии. Геолог, старший
геолог геологического бюро, главный геолог объединения «Аз-
нефть» (1918-1942); главный геолог Наркомнефти (1942-1946);
начальник геологического отдела, зам. министра, член коллегии
Миннефтепрома СССР (1946-1957); начальник отдела, член
коллегии Госплана СССР (1957-1958); директор ИГиРГИ АН
СССР (1958-1970), заведующий лабораторией ИГиРГИ (1970—
1976). Награжден орденами и медалями СССР, лауреат Государ-
ственной и Ленинской премий.
Михайлов Дмитрий Иванович (1919) - организатор нефтегазового
производства. Окончил Октябрьский нефтяной техникум (1965).
Герой Социалистического труда. Буровой рабочий, бурильщик,
буровой мастер конторы бурения № 1 треста «Туймазанефть»
(1940-1941, 1946-1951, 1957-1966); начальник разведки в КНР
(1951-1957); советник во Франции (1958); директор конторы бу-
рения № 5 треста «Туймазабурнефть» (1966-1970); начальник
Янаульского Районного УБР Краснохолмского, Уфимского УСР
ПО «Башнефть» (1974-1983). Награжден орденами и медалями
СССР, Заслуженный работник нефтяной и газовой промышлен-
ности РСФСР, Почетный нефтяник, Заслуженный нефтяник
Башкирии.
Михайловское нефтяное месторождение - расположено в Ки-
нель-Черкасском р-не Самарской обл. Приурочено к брахиан-
Том 2 (М)
181
тиклинальной складке широтного простирания, сложенной от-
ложениями девона, карбона и перми, протяженностью 7 км,
шириной 3 км. Складка по пермским слоям имеет пологое,
симметричное строение с углами падениям около 2°. Промыш-
ленная нефтеносность связана с песчаниками угленосной свиты
нижнего карбона и терригенной толщей девона. В разрезе угле-
носной свиты выделяются три пласта песчаников: 1 - мощно-
стью 76 м, II - 12-20 м, III - 18 м и IV - 10-12 м. Пласты II, III и
IV промышленно нефтеносны, в то время как I пласт содержит
воду. При опробовании девонских песчаников также получены
крупные фонтанные притоки нефти из I и IV пластов.
Мицеллярные растворы - растворы поверхностно-активных ве-
ществ, в к-рых крупные молекулярные (ионные) ассоциаты
--(Мицеллы) находятся в термодинамич. равновесии с неассоции-
рованными молекулами (ионами). Такие мицеллы существуют
в определенном для каждого ПАВ интервале темп-p и концен-
траций. Одно из важнейших свойств М.р.- способность солю-
билизировать (коллоидно растворять) вещества, практически не
растворимые в жидкой среде, содержащей мицеллы. Так, непо-
лярные углеводороды и жиры солюбилизируются водными рас-
творами мыл и белков, а вода - углеводородными растворами
ПАВ. При этом солюбилизируемое вещество проникает в ми-
целлы, вызывая увеличение их объема и изменение структуры;
само же вещество может менять свои хим. и физ. свойства. На-
сыщенный солюбилизатом М.р. иногда называют микроэмуль-
сией. В нефтедоб. пром-сти М.р. (гл. обр. на основе нефт. суль-
фонатов) используют при заводнении продуктивных пластов
для повышения их нефтеотдачи. Нагнетаемый в пласт М.р.
улучшает избират. смачивание нефтесодержащей породы во-
дой, способствуя вытеснению остаточной нефти.
Мищеико Игорь Тихонович (1937) - ученый-нефтяник. Окончил
Уфимский нефтяной ин-т (1961). Д. т. н., профессор, действи-
тельный член Российской академии естественных наук. Почет-
ный профессор Сианьского нефтяного ин-та (Китай). Трудовую
деятельность начал в 1961; аспирант Московского нефтяного
ин-та (1962-1965); старший преподаватель Уфимского нефтя-
ного ин-та (1965-1967); старший преподаватель, доцент, про-
182
Нефтегазовая энциклопедия
фессор, заведующий кафедрой, декан факультета Московского
нефтяного ин-та - Государственной академии нефти и газа им.
И.М. Губкина (с 1967). Награжден медалью РФ. Почетный неф-
тяник.
Мнацаканов Александр Васильевич (1932) - инженер-нефтяник.
Окончил Грозненский нефтяной ин-т (1954). К.т.н. Трудовую
деятельность начал в 1954. Бурильщик, буровой мастер, глав-
ный инженер, директор конторы бурения объединения «Гроз-
нефть» (1954-1965); управляющий трестом разведочного буре-
ния Северо-Кавказского СНХ (Ставропольский край) (1965-
1966); зам. генерального директора ПО «Белоруснефть» (1966-
1983); начальник Главного управления технологии бурения Мин-
газпрома СССР (1983-1988); директор ВНИИБТ и одновремен-
но НПО «Буровая техника» (1988-1998). Награжден орденом
СССР. Лауреат премий им. акад. И.М. Губкина, лауреат премии
Совета Министров СССР, Заслуженный работник нефтяной и
газовой промышленности РСФСР.
Мнацаканов Виктор Иванович (1913-1985) - инженер-нефтяник.
Окончил Азербайджанский индустриальный ин-т (1941). Тру-
довую деятельность начал в 1932. Старший инженер, и.о. глав-
ного инженера строительного управления Азтеруправления
НКВД (1945-1948); главный инженер конторы по строительст-
ву морских нефтепромыслов, зам. начальника треста «Азмор-
нефтестрой» (1948-1953); зам. начальника отдела капитального
строительства Главморнефти Миннефтепрома (1953-1954);
главный специалист Отдела нефтяной и газовой промышленно-
сти Госплана РСФСР (1960-1967); зам. начальника Управления
капитального строительства Миннефтепрома (1967-1975). На-
гражден орденом и медалью СССР, Почетный нефтяник.
Многозабойное бурение - вид наклонно направленного бурения,
включающий проходку основного ствола с последующим забу-
риванием и проходкой в его ниж. части дополнит, стволов, пе-
ресекающих геол, структуру. М.б. применяется с целью повы-
шения эффективности буровых работ при разведке и добыче
п.и., достигаемой за счет увеличения доли полезной протяжен-
ности стволов скважин. При разработке нефт. м-ний М.б. при-
Том 2 (М)
183
нято наз. разветвленно-горизонтальным буренияем. М.б. целе-
сообразно в сравнительно устойчивых продуктивных пластах
мощностью 20 м и более, напр., в монолитных или с прослоями
глин и сланцев нефтеносных песчаниках, известняках и доло-
митах, при глубинах 1500-2500 м при отсутствии газовой шап-
ки и аномально высоких пластовых давлений. М.б. сокращает
число обычных скважин благодаря увеличению дренированной
поверхности продуктивного пласта. Для проводки многозабой-
ной скважины используется комплекс техн, средств и кон-
трольно-измерит. аппаратуры, обеспечивающих проводку ство-
лов в заданном направлении. Вскрытие нефт. пластов многоза-
бойными скважинами позволяет увеличить дебиты нефт. сква-
жин за счет увеличения поверхности фильтрации; увеличить
нефтеотдачу пласта; ввести в пром, разработку малодебитные
м-ния с низкой проницаемостью коллектора или высоковязкой
нефтью; повысить приемистость нагнетат. скважин, повысить
точность проводки противофонтанных скважин за счет перебу-
ривания только нижних ее интервалов в случае непопадания
первым стволом.
Многолетняя мерзлота - часть криолитозоны, где породы имеют
отрицат. темп-ру и содержат подземный лед. Время существо-
вания М.м. от неск. лет до сотен тыс. лет, распространение от
редкоостровного до сплошного. Мощность от неск. м до 1500 м
и более (в горах).
Многониточный переход трубопровода - сооружается при пере-
сечении водных и др. преград; состоит из основной и одной
(или нескольких) резервных ниток, на концах к-рых устанавли-
вают запорную арматуру. В случае повреждения осн. нитки ее
отключают от магистрального трубопровода и перекачивают
продукцию по резервной. В зависимости от характера местно-
сти, условий работы, а также возможности проведения техн,
обслуживания и ремонта осуществляют полное или частичное
резервирование осн. магистрали. В первом случае диаметры ре-
зервной и осн. ниток равны (прокладывают также две, а в труд-
нодоступной местности и особо неблагоприятных условиях три
резервные нитки такого диаметра, к-рый обеспечивает расчет-
ную производительность трубопровода при совместной их ра-
184
Нефтегазовая энциклопедия
боте), во втором - диаметр резервной нитки меньше, чем у ос-
новной, что вызывает снижение пропускной способности тру-
бопровода в случае аварии.
Многослойные трубы - выполняются из неск. слоев стали. Пред-
назначаются гл. обр. для магистральных газопроводов. Приме-
нение М.т. позволяет повысить надежность магистрали и дове-
сти давление в газопроводе до 10 МПа (две магистрали, выпол-
ненные из М.т., заменяют три традиционные). Разработаны
следующие конструкции М.т.: двухслойные и четырех-
пятислойные.
Многофазная фильтрация - совместное течение в пористой сре-
де газа и неск. жидкостей или растворов и эмульсий. Скорость
фильтрации каждой фазы зависит (согласно обобщенному за-
кону Дарси) от фазовой проницаемости, вязкости фазы и гради-
ента давления; компонентное содержание определяется фазо-
вым состоянием (последнее часто принимается равновесным
вследствие малых скоростей фильтрации и большой поверхно-
сти раздела фаз в пористой среде). Наиболее простой пример
М.ф - совместная фильтрация в г.п. газа, нефти и воды; возни-
кает в осн. при разработке нефтегазовых м-ний с применением
заводнения.
«Мобил» («Mobil Corp.») - нефтяная монополия США. Полно-
стью контролирует и имеет деловое участие более чем в 350
компаниях. «М.» осуществляет свою деятельность через три
основные дочерние компании: «Mobil Oil Corp.», «Container
Corporation of America» и «Montgomery Ward and Co.». Занима-
ется разведкой, добычей, переработкой, транспортировкой и
сбытом нефти, произ-вом нефтепродуктов, хим. товаров (через
филиал «Mobil Chemical» с 1960), добычей газа.
Моделирование - метод изучения объектов (предметов, систем,
процессов, явлений) путем построения и исследования их мо-
делей. М. дает возможность абстрагироваться от несуществен-
ных характеристик объектов, изменить пространственно-
временные и др. масштабы протекающих в них процессов. М.
позволяет изучать такие объекты, прямой эксперимент над
Том 2 (М)
185
к-рыми затруднен, экономически невыгоден либо вообще не-
возможен в силу тех или иных причин.
Модули упругости - постоянные, характеризующие упругие
свойства среды. Однородная изотропная среда характеризуется
двумя модулями: модуль Юнга Е и коэффициент Пуассона о,
либо модуль сдвига ц и модуль всестороннего сжатия К. Часто
среду характеризуют двумя коэффициентами Лямэ ц, X. Для
горных пород модуль Юнга имеет порядок 1010—1011 дн/см2, ко-
эффициент Пуассона 0,20-0,25.
Модуль - величина, характеризующая упругое сжатие тела под
действием силы. Различают М. продольного сжатия (Юнга) и
поперечного сжатия (Пуассона).
Мозамбик, Республика Мозамбик - гос-во на Ю.-В. Африки. Пл.
783 тыс. км2. Нас. 18,8 млн чел. В структуре топливно-
энергетич. баланса 21% составляет жидкое топливо (импортная
нефть). Наиболее важные полезные ископаемые - уголь, руды
редких металлов, драгоценные камни, железная руда, природ-
ный газ. Осн. м-ния природного газа расположены в Мозамбик-
ском нефтегазоносном басе. (пл. 187 тыс. км2, в т.ч. 5 тыс. км2
шельф) с мощностью осадочных толщ мезозоя-кайнозоя до
5000 м в прибрежных р-нах, до 7000 м на шельфе и до 12000 м
в дельте р. Замбези. Нефтегазоносны отложения сенона-
палеоцена, основные м-ния Панде (запасы 46,3 млрд м3), Тема-
не (1,7 млрд м3) и Бузи (0,4 млрд м3).
Мокшин Анатолий Степанович (1913-1987) - крупный специа-
лист в области породоразрушающего инструмента. К.т.н. Окон-
чил Ленинградский индустриальный ин-т (1938). Трудовую
деятельность начал в 1931. Работа во ВНИИнефть (1946-1953);
конструктор, ведущий конструктор, заведующий лабораторией
ВНИИБТ (1953-1987). Награжден орденом и медалями СССР.
Молдова, Республика Молдова - расположена на Ю.-З. РФ. Пл.
33,7 тыс. км2. Нас 4,5 млн чел. Основа минерально-сырьевой
базы М - нерудные п.и., представленные природными строит,
материалами, сырьем для цементной, стекольной, пищевой и
хим. пром-сти. Имеются непром, м-ния нефти, природного газа,
186
Нефтегазовая энциклопедия
бурого угля и жел. руд. Широко распространены минеральные
воды. Непром, м-ние нефти (Валенское) выявлено в Ю.-З. части
М. и приурочено к асимметричной антиклинальной складке,
сложенной известняками неогенового возраста. Глубина зале-
гания продуктивного горизонта 420-455 м. Нефть нафтеноаро-
матическая, с плотностью 939-960 кг/м3, содержание S 0,26-
0,67%. К неогеновым отложениям Ю.-З. части М. приурочены
непром, отложения газа (Викторовское и др.).
Молекула - мельчайшая неделимая частица вещества, сохранив-
шая характерные хим. особенности этого вещества, и представ-
ляющая (за исключением одноатомных молекул) группу свя-
занных между собой атомов. Число атомов в молекулах раз-
личных веществ колеблется от одного до многих тысяч. К од-
ноатомным относятся, напр., М. инертных газов. Качественные
и количественный состав М. выражается хим. формулами, а
взаимосвязь атомов в М. изображается специальными струк-
турными формулами.
Молекулярно-поверхностные силы - играют значительную роль
при фильтрации жидкостей в пористой среде (особенно при
большой удельной поверхности породы). М.-п.с. возникают как
на поверхности раздела двух жидких или жидкой и газовой фаз
в виде сил поверхностного (межфазного) натяжения, так и на
поверхности контакта жидкой фазы с твердой (породой) в виде
сил прилипания, зависящих как от степени смачиваемости по-
роды той или иной жидкостью, так и от поверхностного натя-
жения жидкостей, контактирующих с породой. Действие М.-
п.с. обусловливает создание капиллярного давления в капил-
лярных каналах. Чем больше удельная поверхность пласта и
чем меньше остается нефти в нем, тем интенсивнее проявляется
действие М.-п.с., эффект действия которых всегда необходимо
учитывать при проектировании вторичных методов добычи
нефти.
Молекулярный вес - сумма атомных весов элементов, входящих
в состав молекулы вещества.
Молибден - хим. элемент (Мо) с атомным весом 95,95. М - ред-
кий тугоплавкий тяжелый металл серебристо-серого цвета,
Том 2 (М)
187
плотность 10,3 г/см3; т-ра плавления 795°, т-ра кипения 1155°.
Кристаллизуется в кубической сингонии. В земной коре содер-
жится 0,0003% М. (по данным А.П. Виноградова). В наиболь-
шем (промышленном) количестве (60%) М. содержится в мине-
рале молибдените MoS2.
Молниезащита - совокупность мероприятий и техн, средств по
предохранению зданий, сооружений, оборудования и электрич.
устройств от воздействия молнии. Осуществляется путем уста-
новки вблизи охраняемого объекта заземленных стержневых
или тросовых молниеотводов, к-рые состоят из молниеприем-
ника, заземлителя и токоотводящих спусков, соединяющих
молниеприемник с землей. По числу совместно действующих
молниеприемников молниеотводы подразделяются на одиноч-
-- ные, двойные и многократные. По типу молниеприемника раз-
личают стержневые и тросовые молниеотводы.
Момот Владимир Иванович (1955) - инженер-нефтяник. Окончил
Московский нефтяной ин-т (1982). Трудовую деятельность на-
чал в 1972; бурильщик, буровой мастер, начальник Районной
инженерно-технологической службы, начальник Центральной
инженерно-технологической службы объединения «Татнефть»
(1976-1995); главный инженер - первый зам. начальника Лени-
ногорского управления буровых работ акционерного общества
«Татнефть-Лениногорскбурнефть» (с 1995). Почетный нефтя-
ник.
Моль - сокращенное название грамм-молекулы. В технике обыч-
но применяется килограмм-молекула (килограмм-моль), равная
1000 М.
Молярный раствор - раствор, содержащий в 1 л одни моль веще-
ства.
Монголия - гос-во в Центр. Азии. Пл. 1566,5 тыс. км2. Нас. 2,6
млн чел. (1998). Важную роль среди п.и. М. играют флюорит,
уголь, медно-молибденовые и оловянно-вольфрамовые руды,
фосфориты и нек-рые др. Выявлены также алюминийсодержа-
щие породы и руды, цветные и поделочные камни, нефть и го-
рючие сланцы, нерудные стройматериалы, разнообразные ми-
188
Нефтегазовая энциклопедия
неральные воды. М-ния нефти связаны с верхнеюрско-
нижнемеловыми отложениями. Разведано два небольших м-ния
- Дзунбаян и Цаган-Элс, расположенные в Ю.-В. части страны.
Нефть очень вязкая, тяжелая, содержит смолистые компоненты
(до 60-70%) и парафины от 27 до 51%, выход светлых фракций
5-6%. Перспективы выявления на терр. М. пром, м-ний нефти
весьма ограничены.
Мониторинг - комплексная система регламентированных перио-
дич. наблюдений, оценки и прогноза изменений состояния при-
родной среды с целью выявления негативных изменений и вы-
работки рекомендаций по их устранению или ослаблению. М.
как многоцелевая информац. система включает: биоэкологич.
М., изучающий природную среду с точки зрения ее влияния на
состояние здоровья людей; геосистемный, или природно-хоз.,
М., изучающий изменения геосистем (в т.ч. прироных), из к-
рых состоит окружающая среда (геомониторинг); биосферный
М., обеспечивающий наблюдение, контроль и прогноз возмож-
ных изменений природной среды в глобальном масштабе (био-
мониторинг). М. геол, среды наз. литомониторингом.
Моноклиналь - форма залегания слоев горн, пород, характери-
зующаяся их пологим наклоном в одну сторону. Представляет
собой обычно крыло к.-л. обширного и пологого поднятия или
прогиба слоев. М. особенно характерны для платформ, где они
приурочены к крыльям щитов, антеклиз и синеклиз. Пример
М,- структура, образуемая палеозойскими толщами юж. склона
Балтийского кристаллич. щита; наклон слоев исчисляется в 2-
2,5 м на 1 км длины.
Монро - газовое м-ние в США (шт. Луизиана). Входит в нефтега-
зоносный бассейн Мексиканского залива. Открыто в 1916, раз-
рабатывается с 1919. Нач. пром, запасы 266 млрд м3. Выявлено
7 залежей на глуб. 300-2740 м. Пром, газоносны 2 горизонта
верх. мела. Ср. глубина залегания верхнего (основного) продук-
тивного горизонта 650 м (трещиноватые мергели Монро), эф-
фективная мощность до 20 м, пористость 25%, площадь газо-
носности 957 км2, ГВК наклонный от -600 до -670 м. Наиболь-
шая газонасыщенность залежи - в центр, части м-ния. Ср. глу-
Том 2 (М)
189
бина залегания ниж. залежи (песчаники Харрел) 690 м. Эффек-
тивная мощность 1,8 м. Пористость 34%, проницаемость до 1 Д,
нач. площадь газоносности 78 км2. Покрышка - плотные глины
палеоцена (Мидуэй). Залежи литологостратиграфич. типа. Нач.
пластовые давления 7-8 МПа, пластовые темп-ры 46-48 °C.
Состав газа (%): СН4 91-94; С2Н6 + высшие 0,1-0,7, N2 6-7,5.
Эксплуатируется более 2800 скважин, годовая добыча
1,5 млрд. м3. М-ние разрабатывается частными компаниями.
Мооса шкала - десятибалльная шкала относит, твердости мине-
ралов. Предложена нем. ученым Ф. Моосом - в 1811. Относит,
твердость по его методу определяется путем царапания иссле-
дуемого минерала острыми краями эталонных минралов (пас-
сивная твердость). М.ш. содержит следующие минералы-
эталоны, твердость которых (в условных единицах) соответст-
вует их номерам: 1 - тальк, 2 - гипс, 3 - кальцит, 4 - флюорит,
5 - апатит, 6 - ортоклаз, 7 - кварц, 8 - топаз, 9 - корунд, 10 -
алмаз. Если, напр., гипс не оставляет царапины на поверхности
исследуемого минерала, а кальцит оставляет, то его твердость
считают равной 2,5. Используют М.ш. для быстрой диагности-
ки минералов.
Морена - скопления валунов, песка, глины и суглинков, образо-
ванные ледником. У современных ледников различают морены
донные, боковые, срединные и внутренние. У исчезнувших
ледников различают морены конечные - донные, береговые и
срединные.
Морени — Гура-Окницен - нефтегазовое м-ние в Румынии, 70 км
к С.-З. от Бухареста. Входит в Предкарпатско-Балканский неф-
тегазоносный бассейн. Открыто в 1890, разрабатывается с 1898.
Приурочено к центр, части соляной диапировой складки разме-
ром 18x3 км, осложненной разрывами. Продуктивны отложе-
ния неогена: гельвет, меотис (49,5% всей продуктивности), да-
кий и левантин на глуб. 500-2400 м. Залежи пластовые, текто-
нически или стратиграфически экранированные, ловушки анти-
клинального или палеогеоморфологич. типа. Все продуктивные
горизонты содержат нефть и попутный газ, за исключением га-
зовой шапки в меотисе и дакии. Коллекторы - мергели и пески
190
Нефтегазовая энциклопедия
с пористостью 25-33%. Плотность нефти 840-950 кг/м3, содер-
жание S 0,47. Состав газа: СН4 72,4%; С2Н6 + высшие 21,4%;
СО2 6,2-30%.
Морозная усадка пород, криогенная усадка пород - сокращение
линейных размеров пород при их промерзании за счет фазовых
изменений содержащейся в них воды. Проявляется только в
рыхлых песчано-глинистых породах. По характеру проявления
различают: усадку в талой (еще непромерзшей) части пород (на
контакте с промерзшей частью) и усадку промерзшей части по-
род. Причина усадки талой части пород - уменьшение содер-
жания в них влаги из-за ее миграции по направлению к границе
промерзания и консолидация талой части под влиянием пере-
распределения напряжений. Усадка промерзшей части в осн.
проявляется в неводонасыщенных породах в результате мигра-
ции незамерзшей воды из тонких пор скелета породы к кри-
сталлам льда, образующимся в крупных порах, к-рые перед
промерзанием были либо пустыми, либо лишь частично запол-
нены водой. Крупные поры постепенно заполняются льдом, а
тонкопористый скелет породы сокращается в объеме. Суммар-
ный результат этого - уменьшение объема породы в целом.
Морозное пучение грунтов - процесс увеличения объема и де-
формирования дисперсных грунтов при промерзании и образо-
вания выпуклых форм на их поверхности. М.п.- следствие рас-
ширения грунтовой влаги при фазовом переходе вода - лед и
разуплотнения скелета грунта. М.п. в природных условиях под-
разделяется на сезонное (при промерзании ежегодно оттаи-
вающих приповерхностных слоев грунта) и многолетнее (при
новообразовании толщ мерзлых пород). Методы борьбы с воз-
действием М.п. на хоз. объекты: рациональный выбор мест со-
оружения объектов; предупреждение промерзания оснований
или сохранение его в постоянно мерзлом состоянии; заанкери-
вание фундаментов зданий в подстилающей толще пород; уп-
лотнение или осушение грунтов оснований; предотвращение
смерзания фундаментов с грунтом (применение засыпок, про-
кладок, обсадки и т.д.), замена пучинистых грунтов в основа-
нии на неподверженные М.п.
Том 2 (М)
191
Морозные породы, морозные грунты - скальный грунт, имею-
щий отрицат. темп-ру и не содержащий в своем составе лед.
Иногда термин «М.п.» применяется в более широком смысле: в
это понятие включают также глинистые грунты, содержащие
только связанную воду, грубообломочные и песчаные, не сце-
ментированные льдом, но с отрицат. темп-рой. М.п. не облада-
ют специфич. свойствами мерзлых пород и практически не ме-
няют своих свойств при переходах темп-ры через О °C как в ту,
так и в другую сторону. Поэтому приемы стр-ва на М.п. не от-
личаются от таковых на тех же грунтах при положит, темп-рах,
за исключением коммуникаций, в к-рых водопроводы следует
предохранять от промерзания. При постоянной отрицат. темп-
ре или при ее знакопеременных колебаниях вследствие увлаж-
нения М.п. могут стать мерзлыми и увеличить свою прочность,
вместе с тем скальные и полускальные породы подвергаются
физ. выветриванию, увеличивающему их трещиноватость и
снижающему прочность. Последнее должно учитываться при
расчетах устойчивости длительно эксплуатируемых горн, выра-
боток и подземных хранилищ с переменным температурным
режимом.
Морозобойное растрескивание, криогенное растрескивание -
образование и рост трещин в породах при понижении темп-ры
пород ниже О °C. М.р. распространено в р-нах с суровыми кли-
матич. условиями. Трещины, образующиеся при охлаждении
поверхности пород в осенне-зимний период, имеют протяжен-
ность от десятков до сотен м и глубину от одного до неск. м.
Трещины располагаются примерно на одном и том же расстоя-
нии друг от друга. Перпендикулярно им образуется подобная
система трещин, вследствие чего породы с поверхности оказы-
ваются разбитыми на прямоугольные в плане блоки-полигоны в
однородных породах и неправильной формы многоугольники в
неоднородных. При затекании в трещины воды и замерзании ее
во время весеннего снеготаяния они становятся основой обра-
зования повторно-жильных (полигонально-жильных) льдов.
Физ. основой образования и роста криогенных трещин являют-
ся температурные деформации и напряжения в мерзлых поро-
дах, к-рые в диапазоне темп-p от -1 до -10°С обладают ано-
192
Нефтегазовая энциклопедия
мально большими значениями коэфф, температурной деформа-
ции до 2000 • 10-6 1/град и более у глин, (100-400) • 10-6 1/град
у суглинков и супесей, (20-50)-10-6 1/град у песков. С пониже-
нием темп-ры и вследствие термореологич. свойств в мерзлых
породах возникают температурные напряжения. Разрыв в пер-
воначально сплошном массиве пород происходит, когда темпе-
ратурные напряжения превосходят прочность породы на растя-
жение. Выделяются два рода М.р.: на границе промерзания и в
мерзлой породе.
Морозостойкость горных пород - характеристика сопротивляе-
мости пород разупрочнению в процессе их промерзания и от-
таивания. М. оценивается коэфф, морозостойкости Кмр, равным
отношению предела прочности пород при сжатии после 25 цик-
лов промораживания (при темп-pax от -15 до —40 °C) и оттаи-
вания к пределу прочности полностью водонасыщенной исход-
ной породы в условиях положит, темп-p. К морозостойким от-
носят породы с Кмр 0,75. М. оценивают также кол-вом циклов
промораживания и оттаивания, приводящим к разрушения по-
роды. Так, карбонатные породы выдерживают 100-200 циклов,
песчаники и порфириты - до 400. М. снижается при увеличении
эффективной пористости пород, степени их насыщение водой,
значит, температурных градиентах. Мелкозернистые однород-
ные породы, как правило, более морозостойкие, чем крупно-
зернистые полиминеральные г.п.
Морская буровая платформа - см. Буровая платформа.
Морская вода - вода, сосредоточенная в морях и океанах. Преоб-
ладающее кол-во М.в. находится в Мировом океане (1,37 млрд
км3). Ср. суммарное солесодержание М.в. ок. 35%, темп-pa за-
мерзания - 1,91 °C, плотность 1020 кг/м3. Состав М.в. постоя-
нен, отмечается несколько меньшее солесодержание в поляр-
ных акваториях и повышенное до 39^12% в юж. близэкватори-
альных морях (Средиземное и Красное моря). Вследствие вы-
сокой концентрации компонентов и огромного их суммарного
содержания в водах Мирового ок. (порядка 1016 т) М.в. исполь-
зуется для получения мн. хим. соединений. М.в. является ис-
Том 2 (М)
193
точником пресной воды, к-рую получают в пром, масштабах
методом дистилляции.
Морская геология - наука, изучающая состав, строение и исто-
рию развития недр Земли, скрытых водами морей и океанов.
Объект исследования - гл. обр. океанская земная кора, площадь
к-рой составляет ок. 71% поверхности Земли. Осн. задачи -
изучение происхождения, строения и истори развития океанов
и морей, выяснение условий образования и характера размеще-
ния в них п.и. Для решения задач М.г. используются гл. обр.
дистанционные методы, поскольку объект исследования отде-
лен от наблюдателя толщей воды. Исследования ведутся со
спец. н.-и. судов.
Морская геофизическая разведка - совокупность геофиз. мето-
дов поисков и разведки м-ний п.и. и изучения геол, строения
земной коры в пределах континентального шельфа, склона и
ложа Мирового ок. При проведении М.г.р используются гл.
обр. сейсмические, а также магнитометрии., гравиметрии.,
ядернофиз. и электрич. методы исследования, к-рые в ряде слу-
чаев комбинируют с бурением и отбором проб г.п. Наиболее
широко в морской сейсморазведке применяется метод отра-
женных волн (МОВ). Метод преломленных волн (МПВ) и его
модификация - глубинное сейсмическое зондирование (ГСЗ)
применяются в М.г.р. при региональных исследованиях для
изучения глубинного строения земной коры и при разведке на
нефть и газ для изучения поверхности фундамента, определе-
ния мощности осн. слоев осадочной толщи, выявления и про-
слеживания тектонич. нарушений. Морская магнитная разведка
основана на изучении изменения геомагнитного поля, возни-
кающего вследствие неодинаковой намагниченности г.п., сла-
гающих дно морей и океанов. Морская электроразведка исполь-
зуется в ограниченных объемах для картирования верх, части
геол, разреза при небольших глубинах моря (в осн. модифика-
ции методов сопротивления) и для изучения глубинного строе-
ния дна океанов и морей (магнитотеллурич. зондирование).
Морские ядерно-физические методы основаны на изучении ес-
тественного и наведенного гл. обр. гамма-излучения морских
осадков в условиях природного залегания с целью изучения
194
Нефтегазовая энциклопедия
геол, строения и выявления п.и. морского (океанич.) дна, кон-
троля загрязнения вод и осадков. Исследования ведутся непре-
рывно по профилям или дискретно (по точкам) с применением
аппаратов, буксируемых близ поверхности дна или по его по-
верхности. Ядерно-физ. методы используются в комплексе
геол, работ с целью поисков нефти и газа.
Морская разведка месторождений полезных ископаемых -
комплекс геол, работ по изучению, геол .-эконом ич. оценке и
подготовке к пром, освоению минерального сырья в акваториях
морей и океанов. В прибрежных зонах разведуются м-ния, пер-
спективные залежи к-рых уходят с суши под морское дно (на-
пример, нефте- и газоносные структуры в р-не Апшеронского
п-ова и др.). Разведка осуществляется преим. путем проходки
кустов наклонных скважин, ориентированных в сторону моря.
Так, на м-ниях нефти и газа, структуры к-рых прослеживаются
с суши под акваторию морей (Биби-Эйбатская бухта Каспий-
ского м.), разведочные скважины проходят с берега, с насып-
ных дамб и искусств, о-вов. Разведка м-ний нефти и газа на
шельфе осуществляется путем бурения кустов направленных
скважин со свайных оснований (при глубинах от первых десят-
ков до 120 м), с плавучих платформ, закрепленных якорными
системами (при глубинах 150-200 м), или с плавучих буровых
установок (с дистанционным позиционированием на глубинах
моря в сотни м и первые км). Широко используются при раз-
ведке нефт. и газовых м-ний на море геофиз. методы.
Морские нефтегазовые промыслы - технол. комплексы, предна-
значенные для добычи и сбора нефти, газа и конденсата из мор-
ских м-ний углеводородов, а также для подготовки продукции к
дальнейшей транспортировке. Разрабатываются гл. обр. нефт.
м-ния, добыча осуществляется преим. фонтанным способом (в
т.ч. с поддержанием пластового давления методами заводне-
ния) с последующим переходом на газлифтный и др. механи-
зир. способы добычи. Нефт. газ, добываемый при этом, исполь-
зуется для внутр, энергопотребления, в газлифтном цикле (см.
Газлифт) и др. Газовые м-ния разрабатывают в случае сообще-
ния с береговым потребителем подводным газопроводом. От-
личие М.н.п. от промысла на суше - необходимость размеще-
Том 2 (М)
195
ния основного ( в т.ч. устьев скважин) и вспомогат. оборудова-
ния на морских нефтегазопромысловых гидротехн. сооружени-
ях (искусств, о-вах, дамбах, эстакадах, стационарных платфор-
мах) или на специализир. плавучих установках (в последнем
случае устья скважин располагаются ниже уровня воды, гл. обр.
на дне моря, т.н. скважины подводного закачивания). Технол.
схемы М.н.п. зависят от глубины моря, возможности появления
(и толщины) ледовых образований, высоты волн, скорости вет-
ра и др. природно-климатич. условий (эксплуатация осуществ-
ляется гл. обр. на незамерзающих акваториях до глуб. 300 м), а
также от физ.-хим. характеристик добываемых флюидов, их за-
пасов, дебита скважин и др. При глубинах моря до 25-30 м рас-
полагаются М.н.п. преим. на искусственных островах и дамбах
(до 5-10 м), эстакадах и др. свайных сооружениях. На глуб. св.
25-30 м для обустройства мор. м-ний применяют в осн. стацио-
нарные платформы, состоящие из металлич. или железобетон-
ной опорной части и палубы, на к-рой размещают устья сква-
жин и промысловое оборудование. До глуб. 60-80 м использу-
ют гл. обр. однофункциональные платформы: с добывающими
скважинами или технологическим оборудованием (для сбора и
подготовки продукции), энергетическими объектами, компрес-
сорными станциями, жилыми помещениями и др. Глубоковод-
ные стационарные платформы (глуб. свыше 80 м), как правило,
являются многофункциональными, причем каждая платформа
может являться самостоят. нефтегазопромыслом. Кол-во плат-
форм определяется объемом дренирования и равняется обычно
2-4. Перспективы освоения глубоководных м-ний углеводоро-
дов (до глуб. 600-900 м) связаны с использованием платформ
на натяжных опорах (ПНО). Для добычи газа с морских м-ний
перспективным является создание плавучих з-дов по произ-ву
сжиженного природного газа (с последующей транспортиров-
кой его на берег спец, танкерами).
Морские отвалы - искусств, насыпи на дне моря, образуемые в
результате укладки вскрышных пород или отходов обогащения
в выработанном пространстве или за пределами контура под-
водного карьера. В зависимости от места расположения М.о.
подразделяются на пляжевые, мелководные, шельфовые и глу-
196
Нефтегазовая энциклопедия
боководные. Характеризуются малой мощностью и малыми
(менее 10°) углами естеств. откоса. Место заложения М.о. вы-
бирается с учетом преобладающего направления течений в р-не
работ, направления перемещения фронта работ, рельефа дна,
глубины моря, расстояния места разработки от берега, величи-
ны осадки добычного средства и др.
Морские трубопроводы - трубопроводы, прокладываемые в мор.
акваториях; служат для транспортировки нефти, нефтепродук-
тов, природных и искусственных газов (в т.ч. сжиженных), во-
ды и др. М.т. располагают под дном (заглубленные трубопро-
воды), на дне (незаглубленные) и вблизи дна (погружные). Кон-
структивно М.т. выполняют однотрубными (толщина стенки св.
7 мм), двухтрубными «труба в трубе» или многотрубными и
защищают антикоррозионной изоляцией из полимерных и би-
тумных материалов усиленного типа. Заглубленные однотруб-
ные М.т. укладывают в открытом море на расчетную глубину и
покрывают жесткой футеровкой деревянными рейками. Для
создания отрицат. плавучести поверх последней устанавливают
чугунные или железобетонные кольцевые грузы. Закрепление
М.т. в траншеи осуществляют (по возможности) анкерными
устройствами. Для защиты труб от механич. повреждений, а
также придания им отрицат. плавучести применяют усиленное
бетонное защитное покрытие М.т. (осуществляется нанесением
бетона по всей длине трубы или отд. секциями на антикоррози-
онную изоляцию усиленного типа). М.т. с чугунными или же-
лезобетонными грузами защищают от механич. повреждений
закреплением поверхности грунта над трубопроводом бетон-
ными плитами, насыпкой из камня и др. Незаглубленные одно-
трубные М.т. прокладывают в местах, где исключается размыв
грунта под трубами, на больших глубинах и в скальном грунте.
Для защиты от механич. повреждений трубы покрывают (по
всей длине или секциями) бетонными или железобетонными
оболочками. Уложенный на дно М.т. обваловывают камнями,
щебнем или закрывают бетонными плитами (матами) дл. 50 м,
при возможности закрепляют анкерами. Погружные однотруб-
ные М.т. устанавлйвают на опорах и закрепляют за дно при по-
мощи якорей и оттяжек. Погружные М.т. изготовляют подобно
Том 2 (М)
197
заглубленным. М.т., прокладываемые в размываемых берего-
вых зонах, укладывают в тоннелях. Для повышения эксплуатац.
надежности системы применяют двухтрубные или многотруб-
ные М.т. Транспортировка осуществляется по внутр, трубе (или
трубам). Наружная труба используется в осн. как защитный ко-
жух; ее изготовляют из стали или пластмасс. Внеш, поверх-
ность стальной трубы защищают от коррозионных и механич.
повреждений подобно заглубленным М.т. Для предохранения
М.т. от коррозии кроме антикоррозионного защитного покры-
тия применяются также способы электрохимической защиты
трубопроводов.
Морское бурение - разновидность буровых работ, выполняемых
на акваториях Мирового океана и внутренних морей с целью
поиска, разведки и разработки нефти, газа и др. полезных иско-
паемых, а также инж.-геол. изысканий и науч, исследований.
По глубине скважин М.б. подразделяют на морское неглубокое
бурение (до 500 м ниже уровня дна моря) для поиска твердых
п.и., игж.-геол. и структурно-картировочных изысканий, науч,
исследований и т.д. и морское глубоководное бурение преим.
для поиска и освоения нефтегазовых ресурсов Мирового океа-
на. М.б., выполняемое с целью изучения строения земной коры,
может относиться к обоим видам. М.б. осуществляется со ста-
ционарных гидротехн. сооружений и плавучих буровых устано-
вок. К стационарным гидротехн. сооружениям относятся эста-
кадные площадки, дамбы, искусств, грунтовые острова, соору-
жаемые на мелководье (глубина воды до 30 м), и стационарные
платформы, устанавливаемые на больших глубинах.
Мотобур - автономная бурильная машина вращательного или
ударно-поворотного действия с двигателем внутреннего сгора-
ния для бурения мелких скважин и шпуров. М. применяются
при геол.-развед. работах, инж. изысканиях, стр-ве дорог в
труднодоступных местах, проходке канав и вспомогат. работах.
Мохоровичича поверхность - граница раздела между земной ко-
рой и мантией Земли, выявляемая по скачкообразному увели-
чению скорости прохождения продольных сейсмич. волн от
198
Нефтегазовая энциклопедия
6,7-7,6 до 7,9-8,2 км/с. Установлена в 1909 югсл. сейсмологом
А. Мохоровичичем (1857-1936).
Мочалышков Николай Иванович (1925) - передовик производст-
ва. Герой Социалистического Труда. Рабочий, бурильщик, бу-
ровой мастер Нефтегорского управления разведочного бурения
объединения «Куйбышевнефть» (1943-1981). Награжден орде-
нами и медалями СССР, лауреат Государственной премии
СССР.
Мравян Павел Константинович (1908-1990) - крупный организа-
тор нефтегазового производства. Окончил Азербайджанский
индустриальный ин-т (1935). Трудовую деятельность начал в
1935. Мастер по добыче нефти, заведующий промыслом треста
«Орджоникидзенефть» (1935-1942), главный инженер, управ-
ляющий трестом «Сталиннефть» объединения «Азнефть»
(1942-1948), главный инженер (1948-1953), начальник объеди-
нения «Туркменнефть» (1953-1961), зам. начальника Техниче-
ского управления Совнархоза Азербайджанской ССР (1961-
1966), начальник отдела Министерства нефтяной промышлен-
ности Азербайджана (1966-1970), начальник отдела, ведущий
специалист по добыче нефти объединения «Азнефть» (1970-
1985). Почетный нефтяник. Награжден орденами и медалями
СССР.
Муганлинский Нурэддин Аббасович (1907-1968) - инженер-
нефтяник. Окончил Азербайджанский политехнический ин-т
(1931). Работа на предприятиях г. Баку (1930-1941); начальник
отдела, главный инженер треста «Башнефтеразведка» (1941—
1947); начальник отдела бурения, зам. начальника ПО «Баш-
нефть» (1947-1967). Награжден орденами СССР, Заслуженный
деятель науки и техники Башкирии, Заслуженный нефтяник
Башкирии.
Милица Иосиф Станиславович (1931)- организатор нефтегазово-
го производства. Окончил Львовский политехнический ин-т
(1956). Трудовую деятельность начал в объединении «Тат-
нефть», пройдя путь от мастера по добыче нефти до зам. на-
чальника НПУ «Азнакаевскнефть» (1956-1968); главный инже-
нер НГДУ «Актюбанефть» (1968-1971); главный инженер
Том 2 (М)
199
(1971-1975), генеральный директор объединения «Белорус-
нефть» (1975-1992). Награжден орденами и медалями СССР,
Почетный нефтяник.
Муравленко Виктор Иванович (1912-1977) - крупный организа-
тор нефтегазового производства, Герой Соц. Труда. Окончил
Грозненский нефт. ин-т (1936). Работал в буровых и нефтепро-
мысловых конторах Грозненской и Сахалинской обл. (1937—
1950). Нач. ПО «Куйбышевнефть» (1950-1960), зам. пред. Куйбы-
шевского совнархоза (1960-1962), нач. управления нефт. пром-
сти Средневолжского совнархоза (1962-1965), нач. «Главтюмен-
нефтегаз» (1965-1977). М. руководил освоением нефт. и газовых
м-ний в Тюменской и Томской областях, созданием нефтедоб. р-
на в Зап. Сибири. Лауреат Ленинской пр. Награжден орденами и
медалями СССР. Имя М. присвоено ин-ту Гипротюменнефтегаз,
м-нию в Тюменской обл., буровому судну, улице в г. Ноябрьск,
поселку на С. Тюменской обл.
Мурбан-Баб - газонефт. м-ние в ОАЭ (эмират Абу-Даби). Входит
в нефтегазоносный бассейн Персидского залива. Открыто в
1962, разрабатывается с 1964. Нач. пром, запасы нефти 395 млн
т. Приурочено к брахиантиклинальной складке меридионально-
го простирания размером 38x18 км. Продуктивны отложения
ниж. мела, представленные чередованием пористых рифовых
известняков и плотных известковистых глин. Глубина залега-
ния продуктивной толщи 2300-2500 м, мощность 150 м. Залежи
сводовые массивные. Коллекторы порово-трещинные. Плот-
ность нефти 829 кг/м3, содержание S 0,74%. Эксплуатируется
31 фонтанная скважина.
Мусин Рафаил Карлович (1914) - инженер-нефтяник. Окончил
Казанский государственный ун-т (1939). Трудовую деятель-
ность начал в 1930; начальник Казанской нефтеразведки (1946—
1949); директор геолого-поисковой конторы (1949-1951); ди-
ректор Аракчинской конторы разведочного бурения (1951—
1956); старший геолог конторы бурения треста
«Татнефтегазразведка» (1956-1962); главный геолог конторы
бурения треста «Альметьевбурнефть» (1962-1970). Награжден
орденами и медалями СССР.
200
Нефтегазовая энциклопедия
Мусский Анатолий Яковлевич (1930) - инженер-нефтяник. Окон-
чил Львовский политехнический ин-т (1953). Трудовую дея-
тельность начал в 1953. Главный инженер конторы разведочно-
го бурения треста «Татбурнефть», треста «Татнефтегазразвед-
ка» (1953-1969); зам. генерального директора по бурению объ-
единения «Удмуртнефть» (1972-1990). Награжден орденами
СССР, Заслуженный нефтяник Удмуртской Республики.
Мустафинов Ахмед Нормухамедович (1904-1963) - инженер-
геолог. Окончил Азерб. нефтяной ин-т (1932). Д. г.-мин. н. Ге-
рой Соц. Труда. Работал на Бакинских и Краснодарских нефте-
промыслах (1932-1940), гл. геолог «Куйбышевнефтекомбина-
та» и ПО «Куйбышевнефть» (1943-1952), зам. нач. геол, управ-
ления Мин-ва нефт. пром-сти СССР (1952-1957), зам. нач. от-
дела нефт. и газовой пром-сти Госплана СССР (1957-1961). В
1961-1963 работал в Ин-те геологии и разработки горючих ис-
копаемых. М. участвовал в разведке, открытии и освоении м-
ний нефти в Куйбышевском Поволжье (1943-1952). Установил
закономерности размещения нефт. и газовых м-ний в Волго-
Уральской обл. в Северном Прикаспии (1958). Гос. пр. СССР
(1946, 1952) - за открытие м-ний девонской нефти в вост, р-нах
СССР; за открытие и разведку м-ния нефти. Награжден орде-
нами и медалями СССР.
Мухаметзянов Ревал Нурлыгаянович (1934) - инженер-геолог.
Окончил Рязанский государственный ун-т (1961). К.г.-мин. н.
Трудовую деятельность начал в 1961; старший геолог, началь-
ник отдела, главный геолог НПУ «Мегионнефть» (1966-1977);
главный геолог, начальник отдела АО (ПО) «Нижневартовск-
нефтегаз» (1977-1985); главный геолог, зам. генерального ди-
ректора ПО «Ноябрьскнефтегаз» (1985-1995); первый вице-
президент АО «СИДАНКО» (с 1995). Награжден орденами и
медалями СССР, Заслуженный геоог РСФСР.
Мухарский Энвер Давыдович (1928) - инженер-геолог. Окончил
Уфимский нефтяной ин-т (1951). Д.т.н., профессор, академик
Академии геологических наук РФ, чл.-корр. Российской Ака-
демии естественных наук. Трудовую деятельность начал в 1952.
Мл. научный сотрудник УфНИИ (1952-1954); мл. научный со-
трудник ВНИИнефть (1954-1959); руководитель лаборатории
Том 2 (М)
201
ТатНИИ, заведующий отделом ТатНИПИнефть (1959-1978);
заведующий отделом Всероссийского научно-исследова-
тельского ин-та комплексных топливно-энергетических про-
блем (ВНИИКТЭП) при Госплане СССР (1978-1994);
зам. генерального директора АО «Российская инновационная
топливно-энергетическая компания» (АО РИТЭК) (с 1994). На-
гражден орденом, медалями СССР.
Мухановское нефтяное месторождение - расположено в Самар-
ской обл. Приурочено к крупной широтного простирания бра-
хиантиклинальной складке платформенного типа, сложенной
породами девона, карбона и перми. Складка в длину около 17
км, в ширину до 4 км. По слоям казанского яруса верхней пер-
ми на общем фоне складки вырисовывается несколько купол-
ков, следующих друг за другом по своду структуры, которые в
казанских слоях отображают размытую поверхность кунгуро-
артинских отложений нижнепермского возраста. С карбонатной
свитой казанского яруса связаны небольшие залежи газа, при-
уроченные к указанным куполкам. Промышленная нефтенос-
ность установлена в кунгуро-артинских отложениях. Интервал
глубин залежей 400-3000 м. Выс. 11-102 м, нач. пластовое дав-
ление залежей девона и ниж. карбона 23,6-32,1 МПа, темп-ра
72-74°С. Плотность нефти 790-863 кг/м3, содержание S 0,32-
2,05%, парафина 3,13-9,0%. Способы эксплуатации: насосный,
с поддержанием пластового давления.
Мухер Анатолий Александрович (1918-1991) - инженер-
геофизик. Окончил Одесский механический техникум (1938),
Всесоюзный заочный политехнический ин-т (1962). Трудовую
деятельность начал в 1946. Техник, технорук опытных промы-
слово-геофзических партий, начальник экспедиции НИГГР
(1946-1956); консультант по вопросам каротажа в КНР (1956—
1959); начальник отдела геофизических исследований скважин
Управления геофизических работ Мингео РСФСР (1959-1971);
начальник отдела промысловой геофзики Миннефтепрома
СССР (1971-1986). Награжден орденами и медалями СССР,
Почетный нефтяник.
Мухин Леонид Кузьмич (1924—1990) - ученый в области буровых
растворов. Окончил Московский нефтяной ин-т (1949). Д.т.н.,
202
Нефтегазовая энциклопедия
профессор. Трудовую деятельность начал в 1942. Старший науч-
ный сотрудник Московского нефтяного ин-та (1949-1959); руко-
водитель лаборатории ВНИИБТ (1959-1960); старший препода-
ватель, доцент, заведующий кафедрой общей и неорганической
химии Московского нефтяного ин-та (1960-1990). Награжден
медалью СССР, лауреат премии им. акад. И.М. Губкина.
Мухин Николай Данилович (1927) - передовик производства.
Окончил Сызранский нефтяной техникум (1949). Герой Социа-
листического труда. Трудовую деятельность начал в 1950. Бу-
ровой мастер, старший инженер треста «Чапаевскнефть» (1950—
1953); директор Похвистневской конторы бурения, буровой
мастер треста «Куйбышевнефтеразведка» объединения «Куй-
бышевнефть» (1953-1992). Награжден орденами и медалями
СССР.
Мушин Арон Зиновьевич (1905-1977) - инженер-нефтяник.
Окончил Азербайджанский индустриальный ин-т (1934). Тру-
довую деятельность начал в 1934. Заведующий промыслом тре-
ста «Лениннефть» (1934-1938); зам. начальника по добыче
нефти Дальнефтекомбината (1940-1941); главный инженер тре-
ста «Туркменнефть» (1941-1944); главный технолог Техниче-
ского управления Миннефтепрома (1944-1957); зам. начальни-
ка Управления нефтяной, газовой и химической промышленно-
сти Оренбургского СНХ (1957-1959); главный специалист
Управления по техническому развитию и проектированию
предприятий по добыче нефти (1962-1972). Награжден орденом
и медалями СССР, лауреат Государственной премии СССР.
Мыльников Герман Васильевич (1908) - инженер-механик.
Окончил Ленинградский машиностроительный ин-т (1930).
К.т.н. Трудовую деятельность начал в 1930. Директор завода №
424 Наркомнефти (1941-1944); директор Гипронефтемаш, на-
чальник Главнефтезаводов, Главнефтеоборудования (1944—
1957); председатель Тамбовского СНХ (1957-1962); зам.
начальника управления Госплана СССР, зам. Председателя
Госснаба СССР, начальник Управления СНХ СССР (1962—
1988). Награжден орденами и медалями СССР, Почетный нефтя-
ник.
Том 2(H)
203
н
Наблюдательная скважина - скважина, предназначенная для на-
блюдения за режимом подземных вод. Сооружают с целью изу-
чения изменений уровня, темп-ры и хим. состава грунтовых и
напорных вод, определения влияния инж. деятельности на под-
земные воды, выявления взаимосвязи разл. водоносных гори-
зонтов, а также подземных вод с поверхностными и т. д. Глуби-
на Н. с. изменяется от неск. м до тысячи м. Конструкция их за-
висит от изучаемых параметров, используемого спец, оборудо-
вания, кол-ва и глубины залегания водоносных горизонтов.
Вышезалегающие горизонты изолируют от наблюдаемых пла-
стов трубами и цем. мостами. При изучении неск. водоносных
горизонтов в одной точке обычно бурится куст Н. с. Состав и
объем наблюдений определяются конкретными задачами, в за-
висимости от к-рых создается постоянная или временная, ре-
гиональная или местная сеть скважин.
Нагнетательная скважина - предназначается для закачки в про-
дуктивные пласты воды, газа, теплоносителей, а также воздуш-
ной или парокислородно-воздушной смеси и др. Используются
Н. с. при разработке нефт. (нефтегазовых) м-ний (см. Заводне-
ние нефтяного пласта) и газоконденсатных (см. Сайклинг-
процесс) с целью поддержания пластового давления и регули-
рования темпов отбора п. и.; посредством Н. с. осуществляется
подача в нефт. пласты рабочих агентов, способствующих более
полному вытеснению нефти, обеспечивающих внутрипластовое
горение и др. Н. с. применяются также при подземном хране-
нии газа (см. Газовое хранилище), разработке угольных м-ний
способом подземной газификации (см. Газификация углей под-
земная), осушении обводненных м-ний твердых п. и. с целью
интенсификации дренажа водоносных пород, определении
фильтрационных свойств горных пород. Конструкция Н. с. вы-
бирается в зависимости от назначения скважины, глубины и др.
Осн. рабочая характеристика Н. с. - приемистость скважины.
204
Нефтегазовая энциклопедия
Надвиг - разрывное нарушение залегания г. п. обычно с пологим
(45-60°) наклоном плоскости смещения (сместителя), по кото-
рому висячий бок поднят относительно лежачего и надвинут на
него. Надвиги возникают в процессе тектонических движений,
обычно сопутствуют линейным складкам, развиваясь в обста-
новке интенсивного горизонтального сжатия с пластич. пере-
распределением г. п. и их выжиманием с крыльев в замки скла-
док.
Надежность - свойство техн, объектов сохранять во времени в
установленных пределах значения всех параметров, необходи-
мых для выполнения требуемых функций в заданных режимах
и условиях применения. Под техн, объектами понимают уст-
ройства, приспособления, механизмы, машины, комплексы
оборудования, строит, конструкции и сооружения, технол. опе-
рации и процессы, системы связи, информационные системы,
автоматизир. системы управления технол. процессами и т. п. Н.
характеризует совершенство конструктивно-технол. решений,
реализованных в объекте (в значит, степени определяющих эф-
фективность и безопасность труда, комфорт, сохранение окру-
жающей среды), и сочетает в себе такие качества, как безотказ-
ность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость.
Выбор и технико-экономическое обоснование решений по
обеспечению или повышению Н. объекта - одна из важнейших
проблем совр. произ-ва.
Надеин Владимир Александрович (1937) - инженер-нефтяник.
Окончил Азербайджанский нефтяной ин-т (1959). Трудовую
деятельность начал в 1959. Инженер, старший инженер отдела
объединения «Азнефть» (1959-1966); начальник отдела Техни-
ческого управления Миннефтепрома АзССР (1966-1970); зам.
начальника Управления по автоматизации Миннефтепрома
СССР (1972-1991); технический директор СП «СЖС Совэнер-
годиагностика» (с 1991).
Надземный переход трубопроводный — комплекс сооружений
для прокладки трубопровода через естественные или искусст-
венные препятствия (овраги, малые реки с крутыми берегами,
каналы и арыки, горные реки с блуждающим руслом, горн, вы-
Том 2 (Н)
205
работки, оползни, многолетнемерзлые грунты, автомоб. и жел.
дороги и т. п.). По конструкции Н. п. т. различают: арочные
трубопроводы, балочные переходы трубопроводов, висячие
трубопроводы, подводные трубопроводные переходы, эстакад-
ные трубопроводы. Н. п. т. осуществляют однопролетным и
многопролетным с промежуточными опорами. В качестве опор
используют плиты, рамы, стойки, сваи, блоки, оболочки, вы-
полненные в зависимости от местных условий, нагрузок, техно-
логии стр-ва и др. факторов из металла, железобетона, дерева.
Различают опоры неподвижные, продольно-подвижные и сво-
бодноподвижные. В эстакадных системах в качестве пролетно-
го строения используют фермы, составной частью к-рых явля-
ется трубопровод. Общие тенденции при стр-ве Н. п. т.: сниже-
ние массы конструкций, разработка наиболее простых методов
монтажа и индустриальность изготовления конструкции на ос-
нове типизации наиболее часто применяемых систем.
Надземный трубопровод - комплекс сооружений для транспор-
тирования газообразных, жидких или твердых продуктов, про-
кладываемый на отд. опорах или эстакадах на расстоянии от
грунта не менее 25 см. Н. т. сооружают на участках с любым
рельефом. Наиболее целесообразно их применение на трассах,
пересекающих территории с изрезанным рельефом, большим
кол-вом рек, озер, водотоков и т. п., в р-нах оползней, горн, вы-
работок, на просадочных многолетнемерзлых грунтах и в др.
сложных условиях. Н. т. сооружаются как системы без компен-
сации, так и с компенсацией перемещений, возникающих при
изменении темп-ры трубы и давления транспортируемого про-
дукта. Прямолинейная прокладка без компенсации продольных
перемещений предусматривает жесткое закрепление трубопро-
вода на каждой опоре. Трубопроводы без компенсации, как
правило, имеют небольшие протяженность, диаметр и темпера-
турный перепад. Н. т. укладывают на отдельно стоящие опоры
разл. конструкции.
Надмерзлотные воды - воды, нижним водоупором для к-рых яв-
ляются многолетнемерзлые породы. Выделяют Н. в. сезонно-
талого слоя (аналог верховодки) и несквозных таликов (подо-
зерных, подрусловых, пойменных и др.). Н. в. сезонно-талого
206
Нефтегазовая энциклопедия
слоя существуют в жидком состоянии только часть года, имеют
гл. обр. атм. питание и движутся в соответствии с уклоном ме-
стности. Это преим. пресные воды.
Надтока Петр Павлович (1924) - инженер-геофизик. Окончил
Центральную школу полевой и промысловой геофизики (1947).
Трудовую деятельность начал в 1939. Начальник партии геоло-
го-поисковой конторы «Союзгазразведка» (1946-1952); началь-
ник геофизической партии геологоразведочной конторы акцио-
нерного общества «Совкитнефть» (1952-1955); инженер-
геофизик конторы «Спецнефтегеофизика» (1955-1959); зам.
управляющего Всесоюзной конторой Управления материально-
технического снабжения Мингео СССР (1959-1962); зам. на-
чальника экспедиции ин-та «Цветметпроект» (1962-1964); на-
чальник отдела Управления по комплектованию оборудования
Министерства нефтяной промышленности (1965-1984). Награ-
жден орденами и медалями СССР.
Назаретов Михаил Богданович (1912) - крупный организатор
нефтегазового производства. Окончил Грозненский нефтяной
ин-т (1936). К. т. н. Трудовую деятельность начал в 1937. Стар-
ший инженер, зам. начальника отдела треста «Грознефть»
(1937—1944); главный инженер - зам. управляющего трестом
«Октябрьскнефть» объединения «Грознефть» (1950-1953);
главный инженер Грозненского НИИ, начальник управления
Северо-Кавказского СНХ, начальник объединения «Грознефть»
(1955-1965); зам. начальника Главного технического управле-
ния Миннефтепрома СССР (1965-1979). Награжден орденами и
медалями СССР. Заслуженный работник нефтяной и химиче-
ской промышленности Чечено-Ингушской АССР, Заслуженный
деятель науки и техники Чечено-Ингушской АССР, Почетный
нефтяник.
Наземный трубопровод - комплекс сооружений для транспорти-
рования газообразных, жидких или твердых продуктов, прокла-
дываемый на участках с высоким уровнем грунтовых вод, бо-
лот и т. п. Н. т. может быть незаглубленным (расстояние от оси
трубы до поверхности грунта не менее 0,2 Дн, где Дн - наруж-
ный диаметр трубы) или полузаглубленным (расстояние от
Том 2 (Н)
207
верхней образующей трубы до поверхности грунта менее
0,6 Ди). Незаглубленные и полузаглубленные трубопроводы
бывают открытыми (без обвалования), в насыпи и плавающи-
ми. Н. т. состоит из прямолинейных и компенсационных участ-
ков. При пересечении участков трассы, сложенных пучинисты-
ми или вечномерзлыми просадочными грунтами, для уменьше-
ния теплового воздействия на грунт трубопровод укладывают
на теплоизолирующий слой. Метод сооружения Н. т. зависит от
его конструктивных решений.
Назиров Рза Гулу Маси оглы (1907-1979) - организатор нефтега-
зового производства. Окончил Азербайджанский индустриаль-
ный ин-т (1932). Трудовую деятельность начал в 1929. Зам. на-
чальника планово-архитектурного управления (1932-1941);
главный инженер, начальник строительного управления, глав-
ный инженер монтажного треста (1942-1952); управляющий
трестом «Азморнефтестрой» (1952-1955); зам. министра - на-
чальник Управления капитального строительства Министерства
нефтяной промышленности Азербайджанской ССР (1955—
1959); директор ин-та «Морнефтегазпроект» (1959-1972).
Награжден орденами и медалями СССР. Заслуженный инженер
и Заслуженный строитель Азербайджанской ССР.
Найпское месторождение газоконденсатное - расположено в
Туркмении. Входит в Амударьинскую газонефтеносную про-
винцию. Открыто в 1970, разрабатывается с 1972. Приурочено к
куполовидной антиклинали (размером 10x15 км, амплитудой 65
м). М-ние многопластовое (21 пласт). Залежи газоконденсата
пластовые сводовые, нек-рые литологически ограниченные.
Продуктивны ниж. мел (апт, неоком) и юра. Коллекторы поро-
вые и порово-трещинные (песчаники и известняки), пористость
10,5-21,1%, проницаемость 10-163 мД. Эффективная мощность
от 1,1 (апт) до 21 м (неоком). Глубина залегания продуктивных
горизонтов 1650-2934 м. Нач. пластовое давление близко к гид-
ростатическому, темп-ра 77-112°С. Состав газа (%): СН4 88,54-
94,08; С2Н6 + высшие 4,66-10,1; СО2 0,2-1,2; N2 0,5-4,48. Со-
держание стабильного конденсата 26-31 г/м3 . Плотность кон-
денсата 735-788 кг/м3, содержание S 0,04%.
208
Нефтегазовая энциклопедия
Найниан - нефт. м-ние в С. части британского сектора Северного
м., вблизи Шетлендских о-вов. Входит в Центральноевропей-
ский нефтегазоносный бассейн. Открыто в 1974, разрабатыва-
ется с 1978. Нач. пром, запасы ок. 90 млн т. Приурочено к при-
поднятому блоку меридионального простирания, размеры
структуры 7,5x3,1 км. Залежи пластовые, стратиграфически эк-
ранированные. Нефтеносны песчаники ср. юры (брент),
4 продуктивных горизонта общей мощностью 330 м, ВНК -
3120 м. Коллектор гранулярный, пористость 10-30%. Покрыш-
ка - глины верх. юры. Плотность нефти 848 кг/м3, вязкость
11,8 мПа с, содержание S 0,47%.
Наклонно направленное бурение - способ сооружения скважин с
отклонением от вертикали по заранее заданному направлению.
Н. н. б. применяется как при бурении скважин на нефть и газ,
так и при разведке твердых п. и. Наиболее эффективная область
использования Н. н. б. - при разработке м-ний в акваториях, в
болотистых или сильно пересеченных местностях и в случаях,
когда стр-во буровых может нарушить условия охраны окру-
жающей среды. Н. н. б. применяют также при бурении вспомо-
гат. скважин для глушения открытых фонтанов, при много-
ствольном бурении или отклонении ниж. части ствола вдоль
продуктивного горизонта с целью увеличения дренажа. Н. н. б.
нефт. и газовых скважин осуществляется по спец, профилям.
Профили скважин могут варьироваться, но при этом верхний
интервал ствола наклонной скважины должен быть вертикаль-
ным, с последующим отклонением в запроектированном азиму-
те. В РФ и б. Союзных Республиках Н. н. б. ведется забойными
двигателями. За рубежом при Н. н. б. интервалы набора ис-
кривления и выправления кривизны осуществляются в осн.
турбобурами либо объемными двигателями, прямолинейные
интервалы ствола бурятся роторным способом.
Наклонная скважина - буровая скважина, проведенная не верти-
кально, а по заданному направлению так, чтобы конечный за-
бой достиг заранее намеченной подземной точки, смещенной
по отношению к устью скважины.
Наклономер пластовый (пандажметр) - глубинный прибор для
измерения угла и азимута падения пересеченных скважиной
Том 2 (Н)
209
пластов; представляет инклинометр, дополненный электродной
установкой. Угол и азимут падения пластов определяют по вза-
имному смещению кривых, записанных с помощью электродов,
и результатам измерений инклинометром, определяющим угол
и азимут искривления скважины и положение прибора в про-
странстве.
Наконечный Николай Иванович (1941) - организатор нефтегазо-
вого производства. Окончил Украинский ин-т инженеров вод-
ного хозяйства (1963). Трудовую деятельность начал в 1963.
Старший прораб Киевского специализированного управления,
главный инженер ПМК-63 треста «Житомирсельстрой» (1963—
1974); начальник Строительного управления, главный инженер
треста «Мегионнефтепромстрой» (1974-1981); начальник Глав-
ного территориального распорядительного управления по За-
падной Сибири, член коллегии Миннефтегазстроя (1981-1990);
зам. министра нефтяной и газовой промышленности СССР
(1990-1991); генеральный директор ТОО «Аспект» (1992-
1993); директор Управления капитального строительства, член
Правления АО «Росшельф» (с 1993). Награжден орденом и
медалью СССР, Почетный нефтяник, лауреат премии Совета
Министров СССР.
Накрайников Юрий Алексеевич (1930) - передовик нефтегазово-
го производства. Помощник оператора, оператор по добыче
нефти и газа на Губкинском промысле нефтепромыслового
управления «Ставропольнефть» объединения «Куйбышев-
нефть» (1949-1952); оператор по добыче нефти и газа нефте-
промыслового управления «Ставропольнефть» (1955-1959),
нефтегазодобывающего управления «Жигулевскнефть» объе-
динения «Куйбышевнефть» (1959-1986). Награжден орденами
и медалями СССР, лауреат Государственной премии СССР.
Наметкин Николай Сергеевич (1916-1984) - выдающийся химик-
органик. Окончил Казанский государственный ун-т (1942). Д. х. н.,
профессор, чл.-корр. АН СССР. Трудовую деятельность начал в
1942. Адъюнкт (аспирант) Военной академии механизации и
моторизации (1942-1946); доцент, профессор, заведующий ка-
федрой органической химии и химии нефти Московского неф-
210
Нефтегазовая энциклопедия
тяного ин-та (1946-1977); заведующий лабораторией - зам. ди-
ректора Ин-та нефти АН СССР, директор Ин-та нефтехимиче-
ского синтеза АН СССР (1958-1984); председатель научного
Совета АН СССР по нефтехимии (1969-1984). Награжден ор-
денами и медалями СССР. Лауреат Государственной премии
СССР, премий АН СССР и Академии наук ГДР (Германской
Демократической Республики).
Наметкин Сергей Семенович (1876-1950) - выдающийся рус-
ский ученый в области органической химии и химии нефти.
Окончил Московский ун-т (1902). Д. х. н., профессор, дейст-
вительный член АН СССР. Трудовую деятельность начал в
1903. Лаборант лаборатории Московского ун-та (1903-1910);
старший ассистент, профессор, заведующий кафедрой и лабо-
раторией органической химии, секретарь и декан физико-
математического факультета Московских высших женских
курсов (1910-1918); профессор Московского государственно-
го ун-та (1917-1950); профессор - заведующий кафедрой ор-
ганической химии, ректор (1919-1924) Московского ин-та
тонкой химической технологии (1918-1938); организатор
(1927) и первый заведующий кафедрой органической химии и
химии нефти нефтяного факультета Московской горной ака-
демии и Московского нефтяного ин-та; заведующий лаборато-
рией химии нефти, директор Ин-та горючих ископаемых АН
СССР (1934-1947); директор Ин-та нефти АН СССР (1948—
1950). Награжден орденами и медалями СССР, лауреат
Государственных премий СССР. Заслуженный деятель науки
и техники РСФСР.
Намывные грунты - уложенные способами гидромеханизации
горн, породы, почвы, полезные ископаемые, а также твердые
отходы производств, и хоз. деятельности. Н. г. слагают на-
мывные территории, плотины, дамбы, защитные пляжи на бе-
регах морей и водохранилищ, искусств, острова на шельфе.
Н. г. используются для заполнения природных и искусств, по-
лостей в г. п., пазух сооружений, а также для рекультивации
поверхности отвалов. Образуются при отложении частиц ис-
ходного грунта из гидросмеси.
Том 2 (Н)
211
Намывные сооружения - земляные сооружения, в тело к-рых
грунт подается и укладывается с помощью воды (намывом). С
использованием средств гидромеханизации возводятся Н. с.:
автодорожные и ж.-д. насыпи, отд. площадки, гидроотвалы,
дамбы, обвалования, плотины и др. Одно из первых отечеств.
Н. с. - намывная площадка Биби-Эйбатской бухты у г. Баку
(1909). В СССР Н. с. распространяются с 30-х гг. в связи с
развитием гидротехн. стр-ва. Механизм намыва почти всех Н.
с. заключается в том, что в зоне, ближайшей к выпуску гидро-
смеси, откладываются наиболее крупные частицы грунта. По
мере растекания потока по намываемой поверхности и умень-
шения скорости его движения происходит выпадение все бо-
лее мелких частиц грунта, причем наименьшие из них попа-
дают в прудок-отстойник, а нек-рые уносятся вместе со сброс-
ной водой. Такая раскладка грунта обеспечивает наибольшую
прочность откоса сооружения.
Напалков Юрий Викторович (1922-1990) - инженер-геофизик.
Окончил Московский нефтяной ин-т (1948). К. т. н. Трудовую
деятельность начал в 1948. Ассистент, старший преподаватель,
доцент кафедры полевой геофизики Московского нефтяного
ин-та (1948-1990). Лауреат Государственной премии СССР.
Напластование - явление наложения в геол, разрезе одних оса-
дочных горн, пород на другие. Пласты (слои) разделены по-
верхностями Н., несущими ряд признаков, по к-рым можно су-
дить об условиях накопления осадков: знаки ряби, трещины
высыхания, трещины мерзлотные, отпечатки дождевых капель,
следы борозд течений, следы оползания осадков, следы жизне-
деятельности организмов.
Наполнительный агрегат - служит для заполнения магистраль-
ного трубопровода водой при гидравлич. испытании его на
прочность и герметичность; при этом давление в трубопроводе
поднимается до величины, равной 0,25-0,5 давления испыта-
ния. Окончат, подъем давления в трубопроводе производится
опрессовочными агрегатами. При стр-ве магистральных трубо-
проводов применяют агрегаты, создающие напор 1-2 МПа при
производительности 70-1000 м3/ч. При испытании трубопрово-
212
Нефтегазовая энциклопедия
дов больших диаметров (1220-1420 мм) используют группы
Н. а. общей производительностью до 1500-2000 м3/ч
(4-5 машин), к-рые монтируют через каждые 75-100 км.
Напор краевых вод - давление, оказываемое в нефтяном пласте
водой, окружающей нефть. Н. к. в. обусловливает начальное
давление в нефтяных и газовых залежах. В процессе эксплуата-
ции залежей нефти Н. к. в. является важнейшим фактором, спо-
собствующим передвижению нефти в пласте к забою скважины
и проявляющимся в движении краевых вод. Скорость и эффек-
тивность этого движения различна. При хорошей проницаемо-
сти пласта скорость и эффективность продвижения краевых вод
бывает очень высока и в залежах нефти при одном и том же от-
боре жидкости пластовое давление может поддерживаться на
одном и том же уровне или снижаться в очень медленном тем-
пе. При худшей проницаемости пласта, удаленности залежи от
области питания пласта водой, отборе жидкости в более быст-
ром темпе, чем идет пополнение ее в пласт, давление как в неф-
тяной, так и в окружающей ее водяной части пласта быстро
снижается. Краевые воды продвигаются медленно, и эффектив-
ность продвижения низкая. При эксплуатации нефтяных зале-
жей, связанных с обширными водонапорными системами, до-
полнительную, причем большую, роль в передвижении нефти
играют силы упругости жидкости и породы. При снижении
давления как в нефтяной залежи, так и в окружающей ее водя-
ной части пласта жидкость и порода расширяются. Это допол-
нительно вызывает движение жидкости по направлению к экс-
плуатирующимся скважинам, причем, если вначале происходит
только движение в самой нефтяной залежи, то в дальнейшем по
мере распространения процесса в движение приходят краевые
воды. Таким образом, силы, возникающие при упругом расши-
рении жидкости и породы, приводят в конечном счете к движе-
нию краевых вод, которое в свою очередь связано с напором
краевых вод.
Напорные воды - подземные воды, находящиеся под давлением,
значительно превышающим атмосферное, и приуроченные к
водоносным горизонтам, залегающим между водоупорными
(слабопроницаемыми) пластами в пределах сравнительно круп-
Том 2 (Н)
213
ных геол, структур (синеклиз, моноклиналей и др.). Пьезомет-
рич. уровень Н. в. при их вскрытии скважинами устанавливает-
ся выше контакта водоупорной кровли и водоносного горизон-
та. Величина напора определяется как разность отметок по вер-
тикали пьезометрич. уровня в данной точке и кровли залегания
водоносного горизонта.
Н
Напорный градиент давления - равен у, где Н - величина напо-
ра жидкости, см и 1 - длина пути фильтрационного потока, см.
Напорный трубопровод - комплекс сооружений для транспорти-
рования газообразных, жидких и твердых веществ или их сме-
сей, а также штучных грузов (контейнеры) при внутр, абс. дав-
лении в транспортируемой среде более 0,1 МПа. Наиболее рас-
пространены круглые Н. т. диаметром от 0,02 м (системы водо-
снабжения) до 1,22 м (магистральные нефтепродуктопроводы).
Н. т., соединяющие отд. виды оборудования (внутрицеховые) и
транспортирующие продукты между цехами или объектами
(межцеховые), наз. технол. трубопроводами. Н. т., транспорти-
рующие продукты из р-нов их добычи, произ-ва или хранения
до мест переработки или потребления (нефтебазы, перевалоч-
ные базы, газохранилища, газораспределит. станции городов и
населенных пунктов и др.), наз. магистральными трубопрово-
дами. Гибкие Н. т., изготовленные из прорезиненных тканей
или резины, для повышения прочности армированные метал-
лич. проволокой в виде спирали или заключенные в металлич.
оплетку, наз. шлангами или рукавами. Они применяются в по-
жарном деле, гидросистемах машин и механизмов, для соору-
жения полевых трубопроводов. По величине внутр, давления
Н. т. подразделяют на низкого (0,1-10 МПа) и высокого
(св. 10 МПа) давления, по способу прокладки - на подземные
трубопроводы, наземные трубопроводы и надземные трубопро-
воды. Н. т. состоят из плотно соединенных труб, деталей тру-
бопроводов (тройников, фланцев, переходов), запорной и регу-
лирующей арматуры (задвижек, вентилей, кранов, предохранит,
клапанов) и др. оборудования. Н. т. бывают прямоугольного,
трапецеидального, круглого, овоидального и др. сечений. Н. т.
изготовляют из углеродистых и легированных сталей, цветных
214
Нефтегазовая энциклопедия
металлов и их сплавов, чугуна и неметаллич. материалов (дере-
во, керамика, стекло, бетон и железобетон, асбоцементная мас-
са, пластмасса, резина и др.). В спец, случаях, напр., для повы-
шения коррозионной стойкости (для стальных) или непрони-
цаемости (для железобетонных или асбоцементных) трубопро-
водов применяют внутр, покрытие стенок полимерами, стекло-
пластиками, эмалями, полиэтиленом и др. Н. т. могут эксплуа-
тироваться при темп-pax ниже - 150°С и выше 1200°С и давле-
ниях более 245 МПа. Для сборки Н. т. используют неразъемные
(сварные, клапанные, клеевые и паяные) и разъемные (фланце-
вые, муфтовые, резьбовые, ниппельные или штуцерные) соеди-
нения. Для защиты Н. т. от температурных деформаций приме-
няют спец, устройства (компенсаторы) или используют упругие
свойства трубопровода, прокладывая его с самокомпенсирую-
щимися участками. От действия внеш, нагрузок на Н. т. при
прокладке под железными и автомобильными дорогами их за-
щищают футлярами из стальных труб.
Направление - обсадная колонна для крепления верхнего интер-
вала, сложенного неустойчивыми породами. Предназначено для
предотвращения размыва устья скважины.
Направление для талевого каната - приспособления различной
конструкции, ограничивающие колебания набегающего на ле-
бедку ходового конца талевого каната и способствующие пра-
вильной его намотке на подъемный барабан лебедки.
Направленное (наклонно направленное) бурение - бурение на-
клонных скважин по заранее заданному направлению. Такое
бурение применяется в следующих случаях: 1) при невозмож-
ности пробурить вертикальную скважину в намеченном пункте
ввиду недоступности последнего; 2) при необходимости пере-
сечь сбросовую зону по кратчайшему направлению (напр., в
условиях солянокупольной тектоники); 3) в случае разведки
или обхода вспучивающихся и деформирующихся сланцев, за-
легающих под соляным куполом; 4) при тушении подземного
пожара, когда для этой цели приходится проводить вспомога-
тельные наклонные скважины; 5) при проведении из одной точ-
ки нескольких наклонных скважин (кустовое бурение); 6) при
Том 2 (Н)
215
перебуривании малодебитной скважины с целью вскрытия бо-
лее продуктивной части нефтяного горизонта; 7) при некоторых
методах вторичной эксплуатации м-ний нефти.
Направленный взрыв - взрыв, при котором окружающая среда
(как правило, горная порода) перемещается преимущественно в
заранее заданном направлении и на заданное расстояние.
Насос Гарда - один из лучших насосов, подходящих для откачи-
вания воды из шурфов, так как применим для грязной воды.
Состоит из коробки (0,6x0,2x0,3 м) с всасывающей и нагне-
тающей трубами. Внизу коробки имеется вращающаяся ось с
пальцем, который приводит в движение поршень, а последний
регулирует работу правого и левого клапанов. Так как Н. Г. -
двойного действия, то вода поступает в напорную трубу непре-
рывно. Производительность от 25 до 350 л/мин.
Насос магистральный - предназначен для транспортировки по
магистральным трубопроводам нефти и нефтепродуктов. Н. м.
обеспечивает сравнительно высокие напоры при большой по-
даче, долговечность и надежность непрерывной работы, эконо-
мичность и др.
Насосная скважина - скважина, эксплуатирующаяся с помощью
глубинного насоса. По месту расположения двигателя для
привода глубинного насоса различают глубиннонасосные ус-
тановки: а) с двигателем, расположенным на поверхности (с
приводом при помощи колонны штанг); б) с погружным дви-
гателем (бесштанговые). Наибольшее распространение среди
первого типа глубиннонасосных установок получили индиви-
дуальные, балансирные насосные установки. Имеются безба-
лансирные индивидуальные станки-качалки, а также группо-
вые установки, с помощью которых приводятся в движение
глубинные насосы нескольких скважин. В силу своей просто-
ты и сравнительной дешевизны глубиннонасосный способ до-
бычи нефти получил исключительное распространение на всех
нефтяных месторождениях мира, позволяя эксплуатировать
как высокодебитные скважины, так и скважины с дебитом
значительно ниже 1 т.
216
Нефтегазовая энциклопедия
Насосная станция - единый комплекс, включающий насосное и
вспомогат. оборудование. В состав Н. с. входят осн. и вспомо-
гат. (подпорные, резервные и т. п.) насосы, сеть технол. трубо-
проводов, запорная арматура и узлы переключения. Мощные
Н. с., в к-рых насосная система выделяется в самостоят. цех,
дополнительно включают объекты водоснабжения и канализа-
ции, пожарной защиты, электроподстанцию и др. Номенклатура
и техн, характеристики оборудования Н. с. зависят от вида пе-
ремещаемого продукта и функционального назначения стан-
ции. Н. с. бывают стационарными (размещаются на открытых
площадках или в пром, зданиях), передвижными (монтируются
на шасси автомобилей, прицепов и полуприцепов и др.) и пла-
вучими. Для ускорения стр-ва Н. с. применяют блочно-
комплектные (блочно-модульные) конструкции. В этом случае
все оборудование, технол. установки и аппаратура компонуют-
ся в виде блоков, блок-боксов и блок-контейнеров, к-рые соби-
рают на сборочно-комплектовочных базах строит, орг-ций, ис-
пытывают и доставляют на площадки. В нефтяной пром-сти
Н. с. используют при заводнении нефт. пластов (с целью под-
держания пластового давления в залежи), а также при хранении
и транспортировании нефти и нефтепродуктов.
Насосно-компрессорная колонна - предназначена для транспор-
тирования нефти и газа из продуктивного пласта; составляется
из насосно-компрессорных труб путем их последоват. свинчи-
вания. Длина Н.-к. к. может достигать 3000 м, масса - 50 т.
Н.-к. к. бывают однорядными или двухрядными. Однорядные
колонны обычно применяются при насосном способе эксплуа-
тации, двухрядные - при фонтанном и компрессорном, когда
необходимо понизить давление в колонне, чтобы обеспечить
приток нефти и газа из пласта. При одновременной эксплуата-
ции нескольких продуктивных пластов Н.-к. к. устанавливают-
ся в скважине параллельно или концентрично. В зависимости
от способа эксплуатации Н.-к. к. снабжается спец, оборудова-
нием - газовыми сепараторами, пусковыми клапанами, сква-
жинными насосами и др. При фонтанном способе эксплуатации
кольцевое пространство между обсадной колонной и Н.-к. к.
обычно герметизируют путем установки в ниж. части колонны
Том 2 (Н)
217
пакера, позволяющего разгружать обсадную колонну от пла-
стового давления. Механич. износ Н.-к. к. связан с периодич.
подъемом и спуском колонны в процессе текущего и капиталь-
ного ремонта скважин, а также с работой насосных штанг в ко-
лонне. Н.-к. к. подвергается коррозии под влиянием разл. фак-
торов, действующих в процессе эксплуатации скважины (ки-
слорода, углекислого газа, сероводорода и др.). Для предохра-
нения Н.-к. к. от коррозии применяют спец, материалы для из-
готовления труб и ингибиторы коррозии. Н.-к. к. подвешивает-
ся на фонтанной арматуре или пьедестале, закрепленном на
устье скважины.
Насосы трубные, штанговые, бесштанговые - см. Глубинный
(глубокий) насос.
Насыщенный раствор - раствор, находящийся при данных усло-
виях (температура, давление) в устойчивом равновесии с рас-
творенным веществом. Пример: раствор соли в воде, в котором
присутствуют кристаллы той же соли.
Натрий - хим. элемент (Na), порядковый номер 11 в Периодиче-
ской системе элементов Д. И. Менделеева. Н. - щелочной ме-
талл, мягкий, как воск; плотность 0,97 г/см3 при т-ре 20°; т-ра
плавления 97,7°. Н. с водой бурно реагирует с выделением во-
дорода; при этом может происходить вспышка. Н. входит в со-
став многих общеизвестных солей, напр., поваренной соли
NaCl и др.
Нафталин - ароматический углеводород, бесцветные пластинча-
тые кристаллы с характерным запахом; плотность 1,1517 г/см3
(15°С); плохо растворим в воде, в большинстве органических
растворителей - хорошо; перегоняется с водяным паром. В
промышленности Н. получают в основном из каменноугольной
смолы (в которой его содержится 8-10%), а также выделяют из
продуктов пиролиза нефти.
Нафтеново-ароматические нефти - нефти, характеризующиеся
преобладанием полиметиленовых и ароматических углеводоро-
дов, количество которых в высших фракциях, как правило, воз-
растает, тогда как метановые углеводороды присутствуют в бо-
218
Нефтегазовая энциклопедия
лее или менее заметных количествах только в низших фракци-
ях. Содержание твердого парафина в Н.-а. н. не превышает
0,3%, количество смол часто достигает 15-20%, количество ас-
фальтенов также значительно.
Нафтеновые нефти - нефти, в которых преобладают нафтеновые
углеводороды. Содержание в них метановых углеводородов,
повышенное в низших фракциях, падает в высших до ничтож-
ных величин, содержание же ароматических углеводородов,
напротив, возрастает в высших фракциях. Н. н. содержат лишь
следы твердого парафина, незначительное количество ней-
тральных смол и часто вовсе не содержат асфальтенов.
Нафтиды - термин, предложенный В. Н. Муратовым для обозна-
чения битумов нефтяного ряда (см. Битум).
Начальный дебит - см. Дебит скважины.
Небит-Даг - нефтяное м-ние, расположенное в Западно-
Туркменской низменности. Приурочено к крупной брахиантик-
линальной складке широтного простирания, сложенной отло-
жениями плиоцена (красноцветная толща, акчагыльский и ап-
шеронский ярусы) и постплиоцена (бакинский ярус). Складка в
длину до 30 км, в ширину 10-12 км. Промышленная нефтенос-
ность связана с отложениями красноцветной толщи, акчагыль-
ского и апшеронского ярусов. Основное значение имеет крас-
ноцветная толща, достигающая по мощности 2000 м. В ней вы-
деляется до 20 песчаных нефтесодержащих пачек, разделенных
глинами. В каждой такой пачке выделяется по несколько неф-
тяных пластов, отличавшихся высокими нач. дебитами скважин
(80-100 т/сут. и более). Бурение на Небит-Даге было начато
еще в 1882. Одна из скважин дала приток нефти около 10 т/сут.
Разведку возобновили в 1926, но поворотным моментом в раз-
витии добычи на этом м-нии явилось получение грандиозного
нефтяного фонтана в скв. № 13 в 1933.
Невзрывные источники сейсмических колебаний - устройства
и механизмы, применяемые в сейсморазведке для возбуждения
упругих колебаний без использования зарядов ВВ. Различают
вибрационные и импульсные Н. и. с. к. Н. и. с. к. используются
Том 2 (Н)
219
при поисках и разведке м-ний п. и., инженерно-геол, и гидро-
акустич. исследованиях. Применение Н. и. с. к. обеспечивает
повышение геолого-экономич. эффективности и технико-
методич. уровня сейсмич. разведки, исключение вредного воз-
действия на окружающую среду, облегчение условий труда и
снижение его опасности для обслуживающего персонала.
Недра - природная среда, расположенная под земной поверхно-
стью, а также выходы м-ний полезных ископаемых на земную
поверхность. В широком смысле Н. - условно выделяемая верх-
няя часть земной коры, располагающаяся под поверхностью су-
ши и дном Мирового ок. и простирающаяся до глубин, доступ-
ных для геол, изучения и освоения совр. техн, средствами.
Неизотермический магистральный трубопровод - комплекс
сооружений для транспортирования на большие расстояния
(сотни и тысячи км) жидкости с темп-рой существенно отлич-
ной от темп-ры окружающей среды. По Н. м. т. обычно перека-
чивают высоковязкие нефти или нефтепродукты, к-рые подог-
ревают для снижения их вязкости, либо сжиженный природный
газ, к-рый имеет отрицат. темп-ру. В состав Н. м. т. входят тру-
бопровод, насосные станции и станции для подогрева или ох-
лаждения транспортируемого продукта, линейные вспомогат.
сооружения. По строит, признаку Н. м. т. делятся на подземные
и надземные. Наиболее распространены Н. м. т. для подогретых
нефтей. В процессе движения подогретой нефти происходит
теплообмен с окружающей средой (с грунтом при подземной
прокладке или с воздухом при надземной), в результате к-рого
темп-pa нефти снижается, а вязкость нефти и, следовательно,
потери напора возрастают. Это обстоятельство приводит к не-
обходимости повторного путевого подогрева нефти. Тепловые
станции размещаются в тех местах, где темп-pa нефти достига-
ет заданного конечного значения (обычно конечная темп-ра
нефти выбирается на 5-7° выше темп-ры застывания нефти).
Значение нач. темп-ры подогрева нефти выбирается из технол.
соображений. Как правило, она не превышает 60-65°С.
Нейтрон - элементарная частица с массой, почти равной массе
протона (ядра атома водорода), и с зарядом, равным нулю. Н.
220
Нефтегазовая энциклопедия
являются одной из составных частей атомного ядра. Ввиду от-
сутствия заряда Н. при прохождении через материю не произ-
водит ионизации газов и теряет энергию, только сталкиваясь с
ядрами атомов. В качестве источника нейтронов в практике
геофизических исследований применяют смесь бериллия с ра-
диоактивным веществом, дающим a-излучение. Н. различаются
по кинетической энергии; Н., достигшие теплового равновесия
с атомами, называют тепловыми.
Нейтрон-нейтронный каротаж, ННК - метод исследований
скважин, основанный на облучении горн, пород потоком быст-
рых нейтронов и регистрации многократно рассеянных медлен-
ных (надтепловых или тепловых) нейтронов. Разработан в
СССР и применяется с изотопными источниками с 1951, с им-
пульсными - с 1959. При проведении ННК по стволу скважины
перемещают прибор, содержащий стационарный (изотопный
или импульсный) источник нейтронов, один или неск. детекто-
ров на разл. расстоянии от источника и фильтры, препятствую-
щие попаданию прямого излучения на детекторы. Показания
детекторов, пропорциональные плотности потока надтепловых
или тепловых нейтронов (число нейтронов в секунду на ед. по-
верхности счетчика), передаются по кабелю на поверхность, где
регистрируются в цифровой или аналоговой форме. Фильтры
между источником и детектором изготавливают из сильных
рассеивателей нейтронов - стали, железа (около источника) и
водородсодержащих веществ (около детектора). В качестве де-
текторов используют газоразрядные или сцинтилляционные
счетчики. ННК применяется при разведке и эксплуатации м-
ний п. и. для количественного определения пористости и др.
коллекторских свойств г. п., корреляции разрезов скважин; кон-
троля продвижения пластовых вод, выявления интервалов об-
воднения пластов и положения ВНК, определения поглощаю-
щих и неработающих пластов; контроля гидроразрыва, соляно-
кислотных обработок пластов и испытаний скважин; контроля
техн, состояния скважин, количеств, определения содержания
хим. элементов (редких, рассеянных и др.), изучения изменения
водо-, нефте- и газонасыщенности (повторными наблюдения-
ми), а также для контроля за сооружением и эксплуатацией
Том 2 (Н)
221
подземных газохранилищ, интенсификации разработки м-ний,
проведения мероприятий по охране недр и окружающей среды.
Нейтронно-активационный каротаж - метод исследований в
скважинах, основанный на изучении излучения ядер атомов
горн, пород, активированных нейтронами. Применяется для ко-
личеств. определения элементного (изотопного) состава г. п. и
насыщающих их флюидов в разрезе скважин. Предложен и раз-
работан в СССР в 1950-1951 под рук. Г. Н. Флерова. В качестве
источников нейтронов используют т. н. изотопные источники -
смеси Ро+Ве, Pu+Ве, Ро+В, генераторы нейтронов (импульсные
и циклические). Скважинные приборы содержат источник ней-
тронов и детектор, регистрирующий плотность потока гамма-
излучения. Н.-а. к. применяется для количеств, определения со-
держания Al, Li, Мп, Си (в комплексе с нейтрон-нейтронным
каротажем - Са, Mg, S и др.); для установления границы под-
вижной и застойной воды в эксплуатационных скважинах, вы-
деления притока воды из перфорационных отверстий и нару-
шений обсадной колонны, выявления интервалов затрубной цир-
куляции, а также выявления п. и., обедненных кислородом, -
кам. угля, сульфидов, флюорита и др.
Нейтронный гамма-каротаж (НГК) - метод исследований сква-
жин, основанный на облучении горн, пород быстрыми нейтро-
нами и регистрации гамма-излучения, возникающего при захва-
те тепловых нейтронов в горн, породе. Скважинный прибор со-
стоит из источника быстрых нейтронов (т. н. изотопного с по-
стоянным потоком нейтронов или импульсного) и удаленного
от него на расстояние 40-80 см одного или неск. детекторов
гамма-излучения (газоразрядного, сцинтилляционного, полу-
проводникового). При использовании изотопного источника
между ним и детектором помещают фильтр, поглощающий
прямое излучение (металл, парафин и т. п.). НГК в интеграль-
ной модификации широко применяется для выделения и оценки
нефте-, водо- и газонасыщенности коллекторов, пластов угля в
разрезе необсаженных и обсаженных скважин, т. к. показания
НГК существенно зависят от содержания в г. п. ядер атомов во-
дорода (аномально сильного замедлителя быстрых нейтронов),
а также углерода. Импульсный НГК (ИНГК) применяется для
222
Нефтегазовая энциклопедия
разделения пластов, насыщенных нефтью и минерализованной
водой (> 10-20 г/л NaCl), для оценки концентраций бора, ртути,
солей хлора, редких земель, имеющих большие сечения захвата
нейтронов. ИНГК за счет импульсного (пульсирующего) источ-
ника обладает повышенной помехоустойчивостью и эффектив-
но применяется для определения положения ВНК и ГНК в
скважинах со сложной конструкцией, в т. ч. в обсаженных, обо-
рудованных насосно-компрессорной арматурой. ИНГК исполь-
зуется при контроле за разработкой и при доразведке м-ний
нефти и газа.
Нейтронный каротаж - общее название нейтронных методов
изучения разреза и контроля техн, состояния скважин при по-
исках и разведке м-ний полезных ископаемых (нефти, газа, уг-
ля, руд железа, хрома и др.). Н. к. предложен в 1941 Б. М. Пон-
текорво, в СССР начал разрабатываться в кон. 40-х гг. по ини-
циативе И. В. Курчатова и Н. К. Байбакова под науч, руково-
дством Г. Н. Флерова.
Некрасов Алексей Михайлович (1933-1968) - передовик произ-
водства. Герой Социалистического труда. Буровой рабочий,
верховой, помощник бурильщика, бурильщик Лобановской
нефтеразведки (1949-1965); буровой мастер Осинского УБР
объединения «Пермнефть» (1965-1967). Награжден орденами и
медалями СССР.
Нелинейный закон фильтрации - скорость фильтрации не явля-
ется линейной функцией градиента давления. Существуют эм-
пирические формулы Н. з. ф. Пузыревского для фильтрации в
крупноблочных породах, Краснопольского для фильтрации в
трещиноватых породах и др.
Неоднородность пласта в нефтегазопромысловой геологии -
характеризуется пространств, изменчивостью его литолого-физ.
свойств. Выделяют Н. п. по вещественному составу, пористо-
сти, проницаемости, удельному электрич. сопротивлению и др.
свойствам. Н. п. может характеризоваться разл. показателями:
коэфф, относит, песчанистости, коэфф, расчлененности и др. В
зависимости от масштаба проявления различают микронеодно-
родность и макронеоднородность. Под микронеоднородностью
Том 2 (Н)
223
понимают изменчивость породы одного литологии, типа, ее
структурных характеристик и зависящих от них физ. и коллек-
торских параметров. Макронеоднородность выражается преим.
в смене пород разл. литологии, типов (напр., прослои и линзы
глин в песчаном пласте). В нефтегазопромысловой геологии
наиболее важное значение имеет неоднородность по фильтра-
ционно-емкостным свойствам, прежде всего по проницаемости,
поскольку она определяет соотношение притоков нефти и газа
к забоям скважин, а следовательно, влияет на систему разра-
ботки залежи. Н. п. обусловливает неравномерность отработки
нефт. пластов и продвижение воды при эксплуатации залежи.
Н. п. изучается всей совокупностью геол., геофиз. и газогидро-
динамич. методов. Первостепенное значение для познания не-
однородности имеет детальная попластовая корреляция геол.-
геофиз. разрезов скважин. При обработке и интерпретации дан-
ных этих методов исследования широко используется матема-
тич.статистика.
Неон - хим. элемент VIII группы Периодич. системы Менделеева,
ат. н. 10, ат. м. 20,179, относится к инертным газам. При обыч-
ных условиях Н. - газ без цвета и запаха. Твердый Н. имеет ку-
бич. решетку. Плотность 0,8999 кг/м3; tnjl -248,49°С, tKlfn -
246,08°С.
Неотектоника, новейшая тектоника - раздел тектоники, изу-
чающий разл. структуры, историю развития и тектонич. движе-
ния земной коры, к-рые обусловили создание осн. черт совр.
рельефа Земли.
Несовершенная (гидродинамически) скважина - см. Гидроди-
намически несовершенная скважина.
Нестеров Виктор Иванович (1937) - специалист в области трубо-
проводного транспорта. Окончил Куйбышевский сельскохозяй-
ственный ин-т (1960), Московский нефтяной ин-т (1966), Ака-
демию народного хозяйства (1980). Трудовую деятельность на-
чал в 1960. Старший прораб участка Специализированного
управления № 1 треста «Нефтепроводмонтаж» Главгаза (1960-
1963); старший инженер нефтеперекачивающей станции «Лопа-
тино» Куйбышевского управления нефтепроводами «Дружба»
224
Нефтегазовая энциклопедия
(1963-1966); начальник Полоцкого управления нефтепровода-
ми «Дружба» (1969-1975); начальник Управления магистраль-
ными нефтепроводами Западной и Северо-Западной Сибири
(1975-1978); первый зам. начальника управления «Главтранс-
нефть» (1980-1987); главный специалист сводного отдела эко-
номического регулирования и прогнозов Государственной топ-
ливно-энергетической комиссии аппарата Бюро СМ СССР
(1987-1992); начальник пункта сдачи нефти в Республике
Польша АК «Транснефть» (с 1992). Награжден орденом и ме-
далями СССР.
Несчастный случай - стечение обстоятельств, приводящее к
травме при отсутствии умысла со стороны потерпевшего. Со-
провождается обычно повреждением тканей организма, вы-
званным внезапным воздействием факторов внеш, среды. Вы-
деляют три осн. причины возникновения Н. с. на предприятиях
нефтегазовой пром-сти: плохое состояние оборудования и ра-
бочего места; неблагоприятное психич. состояние человека; ха-
рактер производств, процесса.
Нефтебаза - комплекс сооружений и устройств для приема, хра-
нения, перегрузки с одного вида транспорта на другой и отпус-
ка нефти и нефтепродуктов. Н. различают: по характеру опера-
ций - перевалочные, распределительные, перевалочно-
распределительные и призаводские; по способу снабжения -
водные (морские и речные), железнодорожные, трубопровод-
ные и глубинные, получающие нефтепродукты автотранспор-
том; по номенклатуре хранимых нефтепродуктов и нефтей. В
зависимости от суммарной вместимости резервуаров и тары для
хранения нефти и нефтепродуктов делят на 3 категории (I - св.
100 000 м3, II - от 20 000 до 100 000 м3, III - до 20 000 м3).
Нефтегаз - предложенный Н. Б. Вассоевичем термин для обозна-
чения однофазной системы нефть - газ, которая образуется в
условиях повышенного давления в недрах Земли и отвечает со-
стоянию нефти в период ее первичной миграции.
Нефтегазовая залежь - нефтяная залежь с газовой шапкой; отли-
чается превышением объема нефт. части единой залежи над га-
зовой. В отличие от нефтегазоконденсатной залежи газовая
Том 2 (Н)
225
часть Н. з. практически не содержит жидких углеводородов в
состоянии обратного испарения. Газовые шапки в Н. з. бывают
первичными и вторичными. Последние образуются за счет вы-
деления газа в свободную фазу в процессе разработки нефт. за-
лежей в режиме растворенного газа, когда пластовое давление
становится ниже давления насыщения нефти. Газовая часть Н.
з. характеризуется термобарич, параметрами и составом газа, к-
рый отличается от растворенного газа контактирующей с ней
нефт. части залежи большим содержанием метана и меньшей
концентрацией его гомологов. Осн. параметры нефт. части за-
лежи - давление насыщения, свойства пластовой нефти, газо-
вый фактор и др. Газовые шапки в зависимости от размеров
подразделяют на промышленные или непромышленные. В пер-
вом случае Н. з. разрабатывается с учетом взаимодействия га-
зовых и нефт. частей. Пластовая энергия, заключенная в сжатом
газе газовой шапки, играет большую роль на первой стадии
разработки нефт. части Н. з. (газонапорный режим разработки).
Если газовая шапка непромышленная, залежь разрабатывается
как нефтяная с растворенным газом.
Нефтегазовые смеси - углеводородные многокомпонентные сис-
темы; состоят в осн. из парафиновых, нафтеновых и ароматич.
углеводородов, а также могут содержать азот, двуокись углеро-
да, сероводород, меркаптаны, гелий, серу, кислород, ртуть, па-
ры воды.
Нефтегазовый институт Всероссийский им. акад Крылова А. П.
- расположен в Москве. Осн. в 1943. Осн. науч, направлен-
ность: развитие науч, основ проектирования разработки нефт. и
нефтегазовых м-ний, совершенствование методов и средств по-
вышения нефтеотдачи пластов; анализ, контроль и регулирова-
ние разработки м-ний; создание систем автоматизир. проекти-
рования разработки, совершенствование техники и технологии
эксплуатации скважин.
Нефтегазовый сепаратор - предназначен для отделения нефт.
газа от нефти на нефт. промысле. Н. с. различаются геом. фор-
мой (цилиндрическая, сферическая) и положением в простран-
стве (вертикальные, горизонтальные), характером проявления
226
Нефтегазовая энциклопедия
осн. сил (гравитационные, инерционные и центробежные - т. н.
гидроциклонные), величиной рабочего давления (низкого дав-
ления до 0,6 МПа, среднего - 0,6-2,5 МПа и высокого - более
2,5 МПа) и кол-вом разделяемых фаз (двух- и трехфазные, в по-
следнем случае кроме разделения нефти и газа происходит так-
же отделение от нефти свободной пластовой воды, к-рая добы-
вается попутно с нефтью). Н. с. в зависимости от назначения,
конструкции и объема, а также физ.-хим. свойств продукции
скважин имеют пропускную способность в осн. от 500 до 20
тыс. м3/сут (по жидкости). Применяются гл. обр. горизонталь-
ные сепараторы гравитационного типа. Н. с. имеют четыре сек-
ции: основную сепарационную, где происходит отделение сво-
бодного газа от нефти; осадительную, в которой осуществляет-
ся частичное выделение растворенного газа, а также выделение
из нефти мелких пузырьков свободного ( так называемого ок-
людированного) газа, увлеченных нефтью из сепарационной
секции ( для более интенсивного выделения растворенного и
оклюдированного газа нефть направляют тонким слоем по на-
клонным плоскостям - полкам); секцию, предназначенную для
сбора и вывода нефти из сепаратора, и каплеуловительную -
служит для улавливания мельчайших капель жидкости, уноси-
мых потоком газа. Для повышения пропускной способности
перед входом в Н. с. устанавливают спец, устройства предва-
рит. отбора свободного газа из нефти (депульсаторы).
Нефтегазоконденсатная залежь - нефтяная залежь с газоконден-
сатной шапкой. Отличается превышением объема нефт. части
единой залежи над газовой частью и наличием в последней в
состоянии обратного (ретроградного) испарения определенного
кол-ва бензиново-керосиновых (реже масляных) фракций угле-
водородов. Газоконденсатная часть Н. з. характеризуется: пла-
стовыми термобарич, условиями (Рпл, Т„л), содержанием ста-
бильного конденсата, давлением макс, конденсации (Рмк) при
разл. темп-pax, давлением начала конденсации (Рнк), коэфф,
конденсатоотдачи, составом пластового газа и конденсата и т.
д.; нефт. часть Н. з. - давлением насыщения, свойствами пла-
стовой нефти, газовым фактором и др. параметрами. Содержа-
ние стабильного конденсата в газовой части Н. з. колеблется от
Том 2 (Н)
227
десятков г/м3 до 1000 и более г/м3 (оно выше при близких тер-
мобарич. условиях, чем в газоконденсатных залежах без нефт.
оторочек) и возрастает с повышением Рщ,; параллельно увели-
чивается плотность конденсата, содержание ароматич. углево-
дородов и др. Разработка Н. з. производится с учетом наличия
двухфазной системы и растворенных жидких углеводородов в
газовой ее части.
Нефтегазоматеринские породы - осадочные породы, способные
в определенных геол, условиях выделять свободные углеводо-
родные флюиды, образованные в процессе диа- и катагенетич.
преобразований заключенного в них рассеянного органич. в-ва.
Н. п. отличаются концентрацией органич. вещества (ОВ) и гео-
хим. условиями формирования. Породы с содержанием ОВ до
0,2%, сформировавшиеся в окислит, и субокислит. условиях се-
дименто - и диагенеза, не являются Н. п. Малопродуктивными
Н. п. могут быть почти все литологич. типы пород слабовосста-
новит. и восстановит, геохим. фаций; высокопродуктивными
нефтематеринскими породами - глинистые, глинисто-
карбонатные и карбонатно-глинистые породы восстановит, гео-
хим. фаций; газоматеринскими - глинистые и глинисто-
алевритовые породы слабовосстановительных и восстановитель-
ных фаций. В условиях главной зоны нефтеобразования из неф-
тематеринских пород выделяется жидких углеводородов до
200 кг/т ОВ; из газоматеринских - на порядок меньше. По удель-
ной продуктивности жидких углеводородов Н. п. подразделяют
на очень бедные - до 50 г/м3, бедные - до 100 г/м3, средние - до
250 г/м3, богатые - до 500, очень богатые - до 2500 г/м3, уни-
кальные - до 20 000 г/м3.
Нефтегазонакопления зона - совокупность линейного или пло-
щадного размещения смежных нефт. и газовых м-ний, объеди-
ненных общностью структурных форм (структурные зоны неф-
тегазонакопления) или фазового состояния углеводородов в за-
лежах. Различают следующие структурные Н. з.: антиклиналь-
ные или валообразные (месторождения нефти и газа приуроче-
ны к брахиантиклиналям); погребенных рифовых массивов; со-
ляно-купольных областей (м-ния нефти и газа группируются в
крупные площади при разл. глубине залегания кровли соляного
228
Нефтегазовая энциклопедия
массива, реже - в линейные зоны с близкими глубинами зале-
гания кровли соляного массива); погребенных эрозионных вы-
ступов и зон регионального углового несогласия (м-ния с мас-
сивными залежами нефти и газа или со стратиграфически экра-
нированными залежами); регионального выклинивания коллек-
торов на флексурах или моноклиналях (м-ния с литологически
экранированными залежами нефти); регионального развития
разрывных нарушений (м-ния с тектонически экранированными
залежами нефти); регионального развития песчаных коллекто-
ров линзообразного строения или замкнутых пористых зон в
карбонатных породах ( м-ния с литологически ограниченными
залежами нефти или газа). В плане однотипные Н. з. объединя-
ются в ареалы Н. з. По фазовому состоянию углеводородов в
залежах выделяются зоны со смежными только газовыми или
только нефт. м-ниями. Такие Н. з. могут заключать разл. струк-
турные зоны или части их.
Нефтегазоносная область - совокупность зон нефтегазонакопле-
ния, приуроченных к крупному геоструктурному элементу
(ступени, своду, впадине, мегавалу и др.). Н. о. характеризуется
общностью геол, строения, развития, в т. ч. палеогеогр. и лито-
лого-фациальных условий нефтегазообразования и нефтегазо-
накопления в течение длит, периодов геол, истории. По текто-
нич. признакам выделяют Н. о.: платформенные, подвижных
поясов и переходные. Линейные размеры Н. о. - сотни км,
площади - от десятков тыс. до сотен тыс. км2.
Н. о. могут различаться по: условиям формирования нефт. и га-
зовых м-ний; стратиграфич. диапазону нефтегазоносности; ха-
рактеристике структурных элементов, контролирующих нефте-
газонакопление; фазовому состоянию углеводородов в залежах
и размерам скоплений нефти и газа.
Нефтегазоносная провинция, НГП - территория, объединяющая
совокупность нефтегазоносных областей, приуроченных к од-
ному или группе крупнейших геоструктурных элементов (си-
неклизе, антеклизе, краевому прогибу и др.). НГП имеют ре-
гиональный стратиграфич. диапазон нефтегазоносности, близ-
кие геохим., литолого-фациальные и гидрогеол. условия, зна-
чит. возможности генерации и аккумуляции нефти и газа. Они
Том 2 (Н)
229
ограничены бесперспективными или малоперспективными тер-
риториями, крупными разломами или зонами резкой смены
возраста осадочного чехла. По тектонич. признакам выделяют
НГП платформенных областей, подвижных поясов и переход-
ных областей; по возрасту регионально нефтегазоносных ком-
плексов - мезозойского нефтегазон^копления (напр., Западно-
Сибирская), венд-кембрийского нефтегазонакопления (напр,
Лено-Тунгусская) и др. НГП могут отличаться возрастом кон-
солидации складчатого фундамента (на платформах), возрас-
том формирования складчатости, возрастом и мощностью осн.
мегациклов осадконакопления, фазовым состоянием углево-
дородов и др. Площади НГП варьируют в пределах 350-2800
тыс. км2.
Нефтегазоносная свита - мощная толща переслаивающихся по-
род регионального или ареального распространения, содержа-
щая нефт. и (или) газовые пласты. Мощность Н. с. измеряется
сотнями м, реже больше. Свита включает коллекторы, флюидо-
упоры и часто нефтегазоматеринские породы. Свита может со-
ответствовать ярусу, отделу, системе или охватывать части этих
стратиграфии, подразделений. Н. с. получают названия по мес-
ту их нахождения, особенностям состава, палеонтологии, ха-
рактеристике и др. признакам.
Нефтегазоносный бассейн, НГБ - впадина, сложенная осадоч-
ными породами и выраженная в совр. структуре земной коры,
формирование к-рой сопровождалось образованием углеводо-
родов, аккумуляцией их в залежи и сохранением. Осн. парамет-
ры: площадь (104—106 км2), протяженность (10-13 км), объем
формирующих отложений (103—106 км3), величина нефт. и газо-
вых запасов, фазовое состояние углеводородов в залежах, вер-
тикальная зональность, объемное соотношение нефти и газа.
НГБ занимают области накопления осадочных пород преим.
субаквального происхождения с мощностью св. 1000-1500 м.
По особенностям формирования в них скоплений нефти и (или)
газа различают: НГБ платформенных областей, складчатых об-
ластей и НГБ, расположенные на сочленении платформ и
складчатых областей.
230
Нефтегазовая энциклопедия
Нефтегазоносный пласт - слой или массив пористой
г. п.-коллектора, насыщенный нефтью с растворенным газом.
Слой (массив) может быть полностью (от кровли до подошвы)
насыщен нефтью или частично, подстилаясь водонасыщенной
частью. Н. п. литологически представлены преим. (ок 70%)
песчаниками и алевролитами, различными по структуре извест-
няками и доломитами, реже (в массивах) чередованием карбо-
натных и терригенных пород, а также метаморфич. и др. поро-
дами. Мощность Н. п. меняется от неск. м до неск. десятков
(реже сотен) м. Наиболее распространены Н. п. мощностью от
10 до 20 м; нефтегазоносные массивы карбонатных пород, в ча-
стности рифовых, или терригенно-карбонатных пород эрозион-
ных выступов имеют иногда мощности, превышающие сотни м.
В разрезе нефт. м-ний может находиться неск. десятков Н. п. В
скважинах Н. п. устанавливаются по керну, а также разл. каро-
тажными исследованиями.
Нефтегазоносный район - часть нефтегазоносной области, выде-
ляемая по геоструктурному или иногда по геогр. признаку. Н. р.
объединяет ассоциацию зон нефтегазонакопления, приурочен-
ных: к валообразным поднятиям - на платформах и в переход-
ных областях; к антиклинориям - в подвижных поясах; к зонам
выклинивания нефтегазоносных толщ; зонам развития соляных
куполов или рифов и др. структурам. Осн. характеристич. при-
знаки Н. р.: геоструктурная характеристика, строение приуро-
ченных к нему м-ний (или зон нефтегазонакопления), возраст
нефтегазоносных комплексов, условия накопления и залегания
нефти и газа, фазовое состояние углеводородов в залежах. Н. р.
по соотношению разведанных запасов нефти и газа подразде-
ляют на нефтеносные (нефти св. 90%), газоносные (газа св.
90%), нефтегазоносные и газонефтеносные (по преобладанию
нефти или газа).
Нефтегазопромысловая геология - отрасль нефтяной геологии,
занимающаяся детальным изучением открытых и разрабаты-
ваемых залежей и м-ний углеводородов с целью макс, извлече-
ния из них нефти и газа. К осн. вопросам Н. г. относят: методи-
ку разведки нефт. и газовых м-ний, детальное изучение вещест-
венного состава и типов пород продуктивных отложений, де-
Том 2 (Н)
231
тальное расчленение и корреляцию геол, разрезов, определение
физ. свойств коллекторов, изучение физ.-хим. свойств пласто-
вых жидкостей и газов; изучение энергетич. состояния залежей
углеводородов, условий залегания нефти и газа, изучение неод-
нородности продуктивных пластов, определение параметров
залежей, подсчет запасов нефти и газа, классификацию запасов
углеводородов, обоснование коэфф, извлечения нефти и газа по
данным разведочных работ и разработки м-ний, охрану недр и
окружающей среды, организацию геол, обслуживания разра-
ботки нефт. и газовых м-ний. Нефтегазопромысловое геол, ис-
следование залежей и м-ний осуществляется непрерывно в про-
цессе разведки, освоения, эксплуатац. разбуривания и разработ-
ки вплоть до полного истощения залежей. Этапными целями в
исследовании являются: подсчет запасов нефти и газа по пром,
категориям (этап разведки), подготовка геол, основы для тех-
нол. схемы и проекта разработки (этап проектирования), геоло-
го-промысловый анализ разработки, направленный на макси-
мальное извлечение запасов (этап разработки).
Нефтегазопроявления - следы нефти и продуктов ее превраще-
ния, выходы горючего газа, наблюдаемые на поверхности Зем-
ли или при бурении скважин. Различают макро- и микронефте-
газопроявления. Макропроявления фиксируются визуально,
микропроявления - спец, аппаратурой.
Нефтегеологическое районирование - последовательное деление
крупного геол, объекта (напр., осадочной оболочки Земли, геол,
регионов и др.) на соподчиненные части, характеризующиеся
все более высокой степенью однородности нефтегазогеол, ха-
рактеристик. Осн. цели Н. р.: выделение собственно нефтегазо-
носных объектов разного ранга, потенциально или возможно
нефтегазоносных и бесперспективных для поисков нефти и га-
за; сравнит, дифференциров. оценка перспектив нефтегазонос-
ности разл. частей изучаемых объектов для выбора оптим. на-
правлений поисково-разведочных работ на нефть и газ. Разра-
боткой принципов Н. р. занимались отечественные геологи:
А. А. Бакиров, И. О. Брод, Н. Б. Вассоевич, И. В. Высоцкий,
Г. X. Дикенштейн, Н. А. Еременко, С. П. Максимов,
В. Б. Оленин, Г. Е. Рябухин, А. А. Трофимук, Н. Ю. Успенская,
232
Нефтегазовая энциклопедия
В. Е. Хайн и др., зарубежные - Э. Г. Вудроф, Ч. Шухерт,
Э. Р. Лилли, А. Леворсен, М. Хэлбути, Р. Кинг, А. Бейли,
Т. Томпсон, X. Клемме и др. Н. р. проводится по разным прин-
ципам, что отражает неоднозначность взглядов разл. исследо-
вателей на генетич. аспекты, механизм образования скоплений
нефти и газа и др. вопросы нефтяной геологии.
Нефтеловушка - устройство для улавливания нефти и нефтепро-
дуктов из сточных вод предприятий.
Нефтематеринская, или нефтепроизводящая, свита (форма-
ция) - толща осадочных горных пород с большим содержанием
органического вещества, являющегося исходным материалом
для нефти, в дальнейшем мигрировавшей отсюда и скопившей-
ся в покрывающих (а иногда и подстилающих) пористых или
трещиноватых горных породах - коллекторах. Такие породы
становятся нефтеносными, образуются залежи нефти. При бо-
ковой миграции скопление нефти происходит в том же страти-
графическом комплексе, при условии перехода плотных биту-
минозных пород в пористые, кавернозные и трещиноватые по-
роды. В других случаях рассеянная нефть и особенно газы мо-
гут переместиться из Н. с. не только в коллекторы смежных
толщ, но даже и в пористо-проницаемые зоны в метаморфиче-
ских и магматических породах, образовав там вторичные скоп-
ления нефти.
Нефтематеринские фации - термин, имеющий двоякий смысл: 1)
Н. ф. как геолого-географические обстановки, благоприятные
для накопления нефтематеринских осадков, и 2) Н. ф. как раз-
новидности пород, являющиеся нефтематеринскими.
Нефтеналивное судно, танкер - судно для транспортировки
нефти и нефтепродуктов наливом. Н. с. принадлежат к числу
самых больших трансп. судов. Совр. Н. с. имеют дедвейт
(полная грузоподъемность судна с включением веса всех не-
обходимых для плавания запасов, а также других грузов и лю-
дей) до 500 тыс. т и более, дл. ок. 400 м, шир. св. 60 м, выс.
борта до 35 м, осадку св. 25 м и две паровые турбины мощно-
стью до 30 МВт каждая.
Том 2 (Н)
233
Нефтеналивной причал - комплекс сооружений и устройств,
предназначенных для подхода, швартовки, стоянки и произ-ва
погрузочных операций нефтеналивных судов (танкеров). Н. п.
различаются: по назначению - для обслуживания нефтеперера-
бат. з-дов, магистральных трубопроводов, нефтебаз и морских
м-ний; по расположению относительно береговой линии - бе-
реговые и рейдовые; по характеру крепления к грунту - ста-
ционарные и плавучие; по типу швартовки - швартовка лагом,
одноточечная и многоточечная швартовка; по способу соедине-
ния с береговыми нефтехранилищами - трубопроводами, про-
ложенными по эстакаде, и подводными трубопроводами. По-
грузка нефти, нефтепродуктов и бункеровка нефтеналивного
судна производится береговыми установками, а откачка балла-
ста на береговые очистные сооружения - насосными установ-
ками танкера. Управление всеми грузовыми и вспомогат. опе-
рациями осуществляется дистанционно с диспетчерского пунк-
та, расположенного на берегу. Диспетчерский пункт Н. п. ос-
нащен комплексными системами автоматики и пром, телевиде-
ния с ЭВМ, обепечивающими полную автоматизацию налива с
автоматич. и программной дозировкой, учета, оперативный
контроль из диспетчерского пункта за состоянием технол. обо-
рудования и приборов на причале, контроль за загазованностью
воздушной среды при погрузке танкера, автоматич. сигнализа-
цию и включение насосных установок при пожаре, мгновенное
отсоединение стендеров от танкера в аварийных ситуациях. Для
обеспечения полной мобильности оператора при погрузочных
операциях предусмотрена система радиоуправления погрузоч-
но-разгрузочными операциями со спец, переносного пульта-
передатчика.
Нефтенасыщенная мощность - суммарная толщина нефтена-
сыщ. прослоев, обладающих эффективной пористостью. Н. м. в
однородном пласте-коллекторе, полностью нефтенасыщенном,
определяется произведением разности глубин залегания кровли
и подошвы коллектора на cos его угла падения; в однородном
пласте-коллекторе, нефтенасыщенном только в верх, ч., - раз-
ностью между отметками кровли коллектора и положения ВНК.
При наличии между кровлей коллектора и ВНК прослоев, не
234
Нефтегазовая энциклопедия
обладающих эффективной пористостью, их суммарная мощ-
ность вычитается. В случае газовой шапки Н. м. - суммарная
мощность нефтенасыщенных прослоев между ГВК и ВНК. Н.
м. продуктивных пластов определяется по данным методов ка-
ротажа буровых скважин (электрические, радиоактивные, аку-
стические и др.), подтверждается опробованием продуктивных
участков коллектора.
Нефтенасыщенность пласта - содержание нефти в породе-
коллекторе. Выражается в долях или процентах от объема по-
рового пространства (неполное насыщение нефтью всего поро-
вого пространства обусловлено наличием в нем т. н. остаточ-
ной, или связанной, воды и газа в свободном состоянии). Для
подавляющего числа пород-коллекторов начальная Н. (опреде-
ляется до начала разработки м-ний) зависит от проницаемости
г. п. (чем меньше проницаемость, тем меньше Н.). На практике
Н. определяется по данным геофиз. и гидродинамич. исследо-
ваний скважин, а также на основе анализа керна. Результаты
определения Н. используются для подсчета запасов и контроля
за разработкой м-ния, а также при проведении разл. мероприя-
тий по увеличению нефтеотдачи пласта.
Нефтеотдача нефтяного пласта - характеризует степень извле-
чения нефти из продуктивных пластов в процессе разработки м-
ния. Для количественной оценки Н. используют коэфф. Н. (0) -
отношение добытого кол-ва нефти к нач. запасам (величины
приводятся к стандартным или пластовым условиям); выража-
ется в долях единицы или в процентах. Н. определяется степе-
нью (полнотой) извлечения нефти из объемов продуктивного
пласта (объекта), участвующих в процессе разработки. Наи-
большая нефтеотдача (65 зон 70%) при совр. системах разра-
ботки нефт. м-ний достигается нагнетанием в пласт рабочих
агентов, в большинстве случаев в качестве рабочего агента ис-
пользуется вода.
Нефтеперерабатывающий завод, НПЗ - пром, предприятие,
производящее из сырой нефти жидкие топлива, масла, битум,
кокс, парафин, церезин, ароматич. углеводороды, органич. ки-
слоты, серу или серную к-ту, растворители, сжиженные газы и
Том 2 (Н)
235
нефтехим. сырье. На НПЗ осуществляется обессоливание, обез-
воживание и стабилизация сырой нефти, первичная (атмосфер-
ная и вакуумная) перегонка нефти, селективная очистка, депа-
рафинизация и доочистка масел, деасфальтизация гудрона, ка-
талитич. крекинг, алкилирование изобутана олефинами, изоме-
ризация и газофракционирование.
Нефтепровод магистральный - комплекс сооружений для транс-
портирования нефти от пункта добычи к потребителям (нефте-
перерабат. з-ду или перевалочным нефтебазам). Н. м. сооружа-
ется из стальных труб диаметром до 1220 мм на рабочее давле-
ние от 5,5 до 6,4 МПа, пропускная способность до 90 млн т
нефти в год. Н. м. прокладываются подземным, надземным и
наземным способами и защищаются от коррозии нанесением
изоляционных покрытий, а также с помощью катодной и дре-
нажной защиты. В состав Н. м. входят трубопроводы, линейная
арматура, головная и промежуточные нефтеперекачивающие
станции, линейные и вспомогат. сооружения. Нефтеперекачи-
вающие станции предназначены для повышения давления неф-
ти при ее транспортировке и устанавливаются по трассе Н. м.
через 80-120 км в соответствии с гидравлич. расчетом.
Нефтепродуктопровод магистральный - комплекс сооружений,
предназнач. для транспортировки нефтепродуктов от нефтепе-
рерабат. з-да до перевалочных и распределит, нефтебаз. Н. м.
сооружается из стальных труб диаметром гл. обр. до 500 мм на
рабочее давление до 6,4 МПа (конструкция и состав сооруже-
ний Н. м. близки к нефтепроводу магистральному). Нефтепере-
качивающие станции Н. м. оборудуются, как правило, центро-
бежными насосами с приводом от электродвигателей. По Н. м.
перекачиваются гл. обр. автомобильный бензин, дизельное топ-
ливо и керосин. По большинству Н. м. осуществляется также
последоват. перекачка продукции (в осн. автомоб. бензинов и
дизельных топлив), т. е. перекачка разл. сортов нефтепродуктов
по одному трубопроводу в виде чередующихся партий с раз-
дельным приемом этих нефтепродуктов на конечном пункте.
Для уменьшения кол-ва смеси при при последоват. перекачке
применяют разделители (механические, жидкостные), поме-
щаемые между перекачиваемыми нефтепродуктами, при этом
236
Нефтегазовая энциклопедия
на насосных станциях и конечном пункте Н. м. устанавливают-
ся устройства для запуска и приема разделителей. Механич.
разделители (манжетные, сферические) изготавливаются из
эластичных материалов. В качестве жидкого разделителя ис-
пользуют нефтепродукты, свойства к-рых близки к перекачи-
ваемым. Применяются также полужидкие (гелеобразные) раз-
делители, получаемые загущением одного из нефтепродуктов
или на основе вязко-упругих полимерных материалов.
Нефтепромысловая геология - молодая отрасль нефтяной геоло-
гической науки, впервые оформившаяся как самостоятельная
отрасль нефтяной геологии в СССР. Впервые курс нефтепро-
мысловой геологии был прочитан М. Ф. Мирчинком в г. Баку в
1931. Изучает обширный круг вопросов разведки и разработки
нефтяных и газовых м-ний: геологическое обслуживание про-
цесса бурения скважин, распознавание геологической структу-
ры м-ния и выбор дальнейшего направления разведки, изучение
строения нефте-газосодержащих коллекторов и их физических
свойств, исследование физ.-хим. свойств нефти, газа и воды в
пластовых условиях, изучение природы пластовой энергии,
подсчет запасов нефти и газа и т. д. В комплексе с подземной
гидравликой и отраслевой экономикой Н. г. составляет базу для
проектирования рациональных систем разработки конкретных
м-ний и пластов, для контроля за правильностью эксплуатации
отдельных скважин и залежей в целом, а следовательно, для
планирования добычи нефти и природного газа.
Нефтепромысловой геофизики институт Всероссийский
(ВНИИнефтепромгеофизика) - создан в 1970. Осн. науч, на-
правленность: разработка методов техники и технологии про-
мыслово-геофиз., геол.-технол. и гидродинамич. исследований
скважин; создание методов и аппаратуры для контроля развед-
ки нефт. м-ний и контроля техн, состояния скважин приборами
на кабеле.
Нефтесборщик плавучий - судно или спец, плавающее устройст-
во для сбора пленки нефти и нефтепродуктов с водной поверх-
ности. Н. п. по области применения подразделяют на речные и
морские, по способу передвижения - на самоходные и несамо-
Том 2 (Н)
237
ходные (буксируемые или устанавливаемые на якорь). Само-
ходные Н. п. применяются для очистки акваторий нефтеналив-
ных портов, озер и др. водоемов, где имеется достаточная глу-
бина и нет течения воды. Несамоходные Н. п. с установкой их
на якорь применяются на реках и водоемах в ветреную погоду,
где имеется движение верхних слоев воды. Несамоходные Н. п.,
буксируемые катерами совместно с боновыми ограждениями,
применяются в акваториях портов. Н. п. различают по типам -
переливные, сливные, поплавково-всасывающие, вихревые, с
подвижным собирающим элементом (ленточным, барабанным
и др.), буксируемые нагребающе-собирающие, насосно-
откачивающие; по принципу действия - гравитационные, вса-
сывающие, отсасывающие с поверхности воды, с подъемом
нефти на подвижной поверхности сборщика, с нагребанием
нефти в определенные участки, со сбором сетями сорбента и др.
По производительности Н. п. бывают трех типов: малые (до
8 м3/ч), средние (до 48 м3/ч) и большие (до 159 и более м3/ч).
Производительность сбора зависит от толщины пленки нефти
на водной поверхности. Большие кол-ва нефти с поверхности
воды убирают путем комплексного использования плавучих
боновых заграждений и Н. п.
Нефтехимический комплекс - группа предприятий по произ-ву
органич. и неорганич. продуктов на основе нефт. фракций, при-
родного газа и газов нефтепереработки. Н. к. включает: пункты
приема нефти, сырьевые резервуарные парки, насосные и сме-
сительные станции, реагентное х-во, технол. установки, парки
промежуточных продуктов, технол. трубопроводы, товарные
парки, очистные сооружения, службы водо- и электроснабже-
ния. Осн. виды товарной продукции Н. к.: этилен, аммиак, про-
пилен, бензол, дихлорэтан, этилбензол, толуол, стирол, бутиле-
ны, винилхлорид, бутадиен, ксилолы, этиленгликоль, изопро-
пиловый и этиловый спирты.
Нефтехранилище - комплекс сооружений для хранения нефти и
продуктов ее переработки. В состав Н. входят нефтяные резер-
вуары, напорные и безнапорные трубопроводы, насосные стан-
ции и др. По способу размещения резервуаров различают Н. на-
238
Нефтегазовая энциклопедия
земные, подземные и подводные нефтехранилища. Н. могут
входить в состав нефтепромыслов, нефтебаз, насосных станций
магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, неф-
теперерабат. з-дов и нефтехим. комплексов, а также являться
самостоят. предприятиями. Наземные Н. оборудуются в осн.
стальными вертикальными цилиндрич. резервуарами и резер-
вуарами спец, конструкций (каплевидный, с плавающей кры-
шей, шаровой и др.). Подземные Н. позволяют создавать зна-
чит. запасы нефти и нефтепродуктов при небольших занимае-
мых площадях. В состав подземных Н. входят подземные ре-
зервуары (выработки-емкости, вспомогат. горн, выработки,
скважины и др.), наземные здания и сооружения. Подземные Н.
по конструкции резервуаров подразделяются на шахтные, со-
оружаемые горнопроходч. методами и создаваемые в горн, вы-
работках или отработанных шахтах; бесшахтные, создаваемые
путем размыва кам. соли водой через скважины, используемые
впоследствии при эксплуатации.
Нефть - маслянистая жидкость, обычно бурого до почти черного,
реже буро-красного до светло-оранжевого цвета, обладающая
специфическим запахом. Представляет собой смесь углеводо-
родов метанового, нафтенового и ароматического рядов с при-
месью (обычно незначительной) сернистых, азотистых и кисло-
родных соединений. Распространена в осадочной оболочке
Земли. Является важнейшим п. и. Образуется вместе с газооб-
разными углеводородами обычно на глуб. более 1,2-2 км.
Вблизи земной поверхности Н. преобразуется в густую мальту,
полутвердый асфальт и др. Н. в залежах в разл. степени насы-
щена газом, в осн. легкими углеводородами. Элементный со-
став Н.: С 82,5-87%; Н 11,5-14,5%; О 0,05-0,35, редко до 0,7%;
S 0,001-5,5, редко свыше 8%; N 0,02-1,8%. Ок. 1/3 всей добы-
ваемой в мире Н. содержит свыше 1% S. Хим. состав Н. разл. м-
ний колеблется в широких пределах. В нар. хоз-ве мира нет от-
расли, где бы не применялись нефтепродукты. Н. имеет огром-
ное военно-стратегич. значение. Нефтепродукты используются
как сырье в хим. пром-сти для получения синтетич. каучука,
синтетич. волокон, пластмасс, полиэтилена, белковых веществ,
моющих средств и мн. др. Продукты переработки Н. широко
Том 2 (Н)
239
применяются в машиностроении - универсальные клеи, детали
из пластмасс, смазочные масла, антикоррозийные покрытия и
др., в металлургии - нефт. кокс при электровыплавке алюми-
ния, стали; прессованная сажа в огнестойких обкладках элек-
тропечей; в радиотехн. пром-сти - электроизоляц. материалы;
пищевой - консервирующие средства, кислоты, парафин; в с. х-
ве -у стимуляторы роста, ядохимикаты, протравители семян,
удобрения, белково-витаминные концентраты; в фармацевтич.,
парфюмерной пром-стях, медицине и др. отраслях нар. х-ва. В
перспективе потребление Н. как энергетич. сырья будет умень-
шаться за счет замены ее др. видами (атомная, солнечная и т. п.)
и увеличиваться ее доля в хим. и др. отраслях нар. х-ва.
Нефть асфальтового основания - термин, относящийся к устаре-
лой классификации, разделявшей все нефти на: 1) Н. а. о.,
2) нефти парафинового основания и 3) нефти смешанного осно-
вания. К Н. а. о. относили более тяжелые, смолистые нефти
преимущественно нафтеново-ароматического характера, с ма-
лым содержанием парафина.
Нефть парафинового основания - термин, относящийся к уста-
релой классификации, разделявшей все нефти на: 1) нефти ас-
фальтового основания; 2) Н. п. о. и 3) нефти смешанного осно-
вания. К Н. п. о. относили более легкие, малосмолистые нефти,
преимущественно метанового или метаново-нафтенового ха-
рактера, с высоким содержанием парафина.
Нефть смешанного основания - термин, относящийся к устаре-
лой классификации, разделявшей все нефти на: 1) нефти ас-
фальтового основания, 2) нефти парафинового основания и 3)
Н. с. о. К Н. с. о. относили нефти промежуточного между двумя
другими классами характера или подходящие по одним призна-
кам к одному классу, а по другим к другому.
Нефтяная залежь - естественное единичное скопление нефти в
ловушке, образованной пластом-коллектором и покрышкой,
контролируемое единым водонефт. контактом. Граница между
смежными залежами в одном пласте проводится по изменению
положения ВНК. Н. з. обычно подстилается водой: законтурной
240
Нефтегазовая энциклопедия
(за внеш, контуром нефтегазоносности) или подошвенной (на-
ходящейся под залежью нефти); реже бывает ограничена со
всех сторон непроницаемыми породами и не имеет контакта с
водой (песчаная линза). Осн. параметры Н. з.: площадь, эффек-
тивная мощность, пористость, проницаемость и нефтенасы-
щенность коллектора, пластовая темп-pa, давление, высотное
положение ВНК. По запасам Н. з. подразделяют на уникальные
(св. 300 млн т), гигантские (от 100 до 300 млн т), крупные (от 30
до 100 млн т), средние (от 10 до 30 млн т), мелкие (до 10 млн т)
и непромышленные. Кроме того, Н. з. характеризуют по строе-
нию коллектора в ловушке (пластовые, массивные); по типу
коллектора (поровый, трещинный, кавернозный, смешанный);
по типу экрана в ловушке (сводовые, литологически, страти-
графически, тектонически, гидродинамически экранированные
и др.); по качеству нефти, плотности, вязкости, структурно-
групповому ее составу; кол-ву и составу растворимого в ней га-
за и др. компонентов. Совокупность залежей, приуроченных к
общему участку земной поверхности и подчиненных единой
тектонич. структуре, образует нефт. м-ние.
Нефтяная оторочка - нефт. часть газонефт. или газоконденсатно-
нефт. залежи, размеры и геол, запасы к-рой намного меньше га-
зовой (газоконденсатной) части двухфазной залежи. В зависи-
мости от размеров Н. о. разделяют на промышленные и непро-
мышленные. По условиям залегания относительно газовой час-
ти залежи выделяют подстилающие и окаймляющие Н. о. Зале-
жи с Н. о. разрабатываются как газовые (газоконденсатные) за-
лежи, если оторочка имеет непром, значение; как га-
зо(газоконденсатно)-нефтяные - в случае ее оценки в качестве
промышленной.
Нефтяная промышленность - отрасль топливно-энергетич. ком-
плекса, включающая разведку, разработку, эксплуатацию нефт.
и нефтегазовых м-ний, подготовку нефти, ее транспортировку и
поставку разл. потребителям, а также сбор и переработку нефт.
газа.
Нефтяная скважина - служит для вскрытия нефт. залежи и до-
бычи из нее нефти и попутного газа. Н. с. подразделяются на
Том 2 (Н)
241
добывающие, нагнетательные скважины, оценочные скважины,
пьезометрические и наблюдательные. Конструкция Н. с. выби-
рается, исходя из особенностей геол, строения м-ния, глубины
местонахождения залежи, назначения скважины и др. факторов.
Конструкция и оборудование добывающих скважин, кроме то-
го, зависят от способа добычи нефти. Кол-во и размещение Н. с.
на площади нефт. залежи определяется при составлении проек-
та ее разработки в зависимости от геол, строения залежи,
свойств пород-коллекторов и пластовой нефти, а также от при-
нятой для данных условий системы разработки.
Нефтяная эмульсия - система нефть - вода, в к-рой одна из жид-
костей диспергирована в другой в виде мелких капель (глобул).
Образуется при добыче обводненных нефтей в скважинах, про-
мысловых трубопроводах, а также в аппаратах обессоливания
нефти вследствие интенсивного турбулентного перемешивания
нефтеводяной смеси. При этом на поверхностях раздела фаз
происходит накопление эмульгаторов (поверхностно-активных
веществ), содержащихся в добываемой жидкости (асфальтены,
нафтены, смолы, парафин, соли и др.). В результате поверхно-
стное натяжение на границах раздела нефть-вода понижается,
что способствует диспергированию капель воды (нефти). Осн.
типы Н. э. - эмульсии первого рода, или прямые, когда нефть
диспергирована в воде (типа «масло в воде»), и второго рода,
или обратные, когда вода диспергирована в нефти («вода в мас-
ле»). Н. э., образующиеся при добыче и обессоливании нефти,
относятся в осн. ко второму типу. Разрушение эмульсий (де-
эмульсация) является одним из важнейших процессов промы-
словой подготовки нефти.
Нефтяное месторождение - совокупность залежей нефти, при-
уроченных к одной или неск. ловушкам, контролируемым еди-
ным структурным элементом и расположенным на одной ло-
кальной площади. Границы смежных Н. м. проводятся по кон-
турам смежных залежей соседних площадей. Осн. параметры,
характеризующие Н. м.: геол, строение площади м-ния, распо-
ложение локальйой структуры относительно структур более
высокого порядка, наличие разл. структурных планов, характе-
ристика продуктивных горизонтов и флюидоупоров, типы и
242
Нефтегазовая энциклопедия
кол-во ловушек и залежей, фазовое состояние углеводородов в
залежах, запасы, их плотность по площади и др. Н. м. может
объединять неск. структурных этажей, что очень усложняет его
разведку и разработку и требует изучения соотношений в плане
контуров залежей между собой и с контурами структур. По
числу залежей Н. м. могут быть однозалежными или многоза-
лежными, по фазовому содержанию углеводородов - нефтяные,
газонефтя н ые, газоконденсатно-нефтя ные.
«Нефтяное хозяйство» - ежемесячный науч.-техн. и производств,
журнал. Издается в Москве с 1920 под назв. «Нефтяное и слан-
цевое хозяйство», совр. назв. - с 1925. Публикует статьи по от-
раслевой экономике, технике и технологии бурения скважин,
добыче нефти, использованию нефт. газа и транспорту нефти, а
также по охране окружающей среды и безопасности труда.
Нефтяной газ, нефтяной попутный газ - газ, растворенный в
нефти при пластовых условиях; выделяется при эксплуатации
нефт. залежей в результате снижения пластового давления ниже
давления насыщения нефти. Содержание Н. г. (м3/т) в нефтях
(газовый фактор) колеблется от 3-5 в самых верх, горизонтах
до 200-250 и более в глубокозалегающих пластах при хорошей
сохранности залежей. Состав Н. г., как и газовый фактор, зави-
сит от состава нефти, в к-рой он растворен, условий залегания и
формирования залежей, определяющих устойчивость природ-
ных нефтегазовых систем и возможность их естеств. дегазации.
По составу Н. г. подразделяют на преим. углеводородные (уг-
леводородов 95-100%), углеводородные с примесью углекисло-
го газа (СО2 4-20%), углеводородные с примесью азота (N2 3-
15%), углеводородно-азотные (N2 до 50%); по соотношению ме-
тана и его гомологов - на сухие (СН4 св. 85%, С2Н6 + высшие
10-15%) и жирные (СНд 60-85%, С2Н6 + высшие 20-35%).
Нефтяной пласт - см. Нефтегазоносный пласт.
Нефтяной промысел - технол. комплекс, предназначенный для
добычи и сбора нефти на м-нии, а также обработки продукции
скважин (нефти, нефт. газа, попутной воды) с целью подготов-
ки ее к дальнейшему транспортированию потребителям (нефте-
и газоперерабат. з-дам и др.). Сооружения и коммуникации
Том 2 (Н)
243
Н. п. подразделяются на основные (эксплуатац., нагнетат. и
контрольные скважины, трубопроводы, насосные и газоком-
прессорные станции, установки подготовки нефти и воды, ре-
зервуарные парки и др.) и вспомогательные (объекты энерго- и
водоснабжения, канализации и связи, механич. мастерские,
трансп. сеть и др.). Кол-во нефт. скважин зависит в осн. от раз-
меров м-ния и схемы его разработки. Эффективность работы Н.
п. определяется гл. обр. выбранной при обустройстве м-ния
технол. схемой внутрипромыслового сбора продукции скважин.
Совр. Н. п. характеризуется высоким уровнем автоматизации и
телемеханизации, позволяющим осуществлять контроль и
управление режимами эксплуатации нефт. скважин, систем
сбора и подготовки нефти, газокомпрессорными, нефт. и водо-
насосными станциями.
Нефтяной промышленности институты - учреждения, зани-
мающиеся проектированием и исследованиями в области гео-
логоразведки, добычи, подготовки и транспортирования нефти
(газа), газопереработки в РФ.
Нефтяной резервуар — емкость для хранения нефти и продуктов
ее переработки. Н. р. подразделяются по расположению на
наземные, подземные (включая заглубленные резервуары) и
подводные; по материалам, из к-рых изготовляются, - на ме-
таллические (из сталей, цветных металлов и их сплавов), же-
лезобетонные, каменные, земляные (амбары), деревянные,
стеклопластиковые, пластмассовые, резино-тканевые; по ве-
личине избыточного давления - на резервуары низкого дав-
ления (Ри <0,002 МПа), повышенного (0,002<Ри<0,067 МПа),
высокого (Ри>0,067 МПа) давления; по форме оболочки - на
вертикальные и горизонтальные цилиндрич. резервуары, ка-
плевидные резервуары, шаровые резервуары, прямоуголь-
ные; по состоянию хранимого продукта - для маловязких
нефтей и нефтепродуктов (применяются также резервуары с
гибкими разделит, оболочками - мембранами для хранения
неск. нефтепродуктов в одном Н. р.), для высоковязких и за-
стывающих нефтей и нефтепродуктов, требующих подогрева,
для сжиженных газов; по способу установки - стационарные
244
Нефтегазовая энциклопедия
и передвижные. Наземные Н. р. сооружаются гл. обр. из стали
и железобетона. Выбор конструкции нефтяного резервуара
производится на основе технико-экономич. анализа с учетом
необходимости сокращения потерь хранимых продуктов, их
физ.-хим. свойств и требований, предъявляемых к технологии
хранения.
Нефтяной сборный пункт - предназначен для сбора и промысло-
вой обработки продукции нефт. скважин. Н. с. п. обеспечивает
подготовку нефти и газа к транспортированию, а также хране-
ние нефти и очистку пластовой воды. Кол-во Н. с. п. на нефт.
м-нии различно: на крупных м-ниях создают неск. Н. с. п., на
средних - по одному, на мелких - один сборный пункт обслу-
живает группу м-ний. В состав Н. с. п. входят установки сепа-
рации, обезвоживания и обессоливания нефти, очистки пласто-
вых вод, осушки и очистки газа, резервуарные парки, насосные
станции, газокомпрессорные станции, система технол. трубо-
проводов, факельная система, объекты энерго- и водоснабже-
ния и др.
Нефтяные воды - воды нефтеносных горизонтов; находятся в
тесной взаимосвязи с нефтью и растворенным в ней газом. По
условиям залегания в нефт. пласте и по соотношению с нефт.
залежью различают Н. в.: краевые (контурные) и подошвенные.
Для Н. в. характерен широкий диапазон минерализации, но ча-
ще всего они высокоминерализованные (до 200 г/л и более).
Нефтяные камни - нефт. м-ние, расположенное в акватории Кас-
пийского м., в 100 км восточнее Баку. Входит в Южно-
Каспийскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1949,
разрабатывается с 1951. М-ние многопластовое (св. 25 зале-
жей). Продуктивны отложения ср. плиоцена. Осн. объектами
разработки являются залежи свит НКП, КС, ПК, КаС. В свите
КаС выявлена газовая шапка. Залежи пластовые сводовые, тек-
тонически экранированные. Коллекторы - пески, песчаники,
алевролиты. Пористость 20-27%, проницаемость до 1200 мД.
Тип коллектора - поровый. Глубина залежей 260-1590 м. Эф-
фективная мощность до 100 м. Нач. пластовые давления близки
к гидростатическому, пластовые темп-ры 25-65° С. Нефть со-
Том 2 (Н)
245
держит 13-32% легких фракций, 0,2-2,40% парафина, сера от-
сутствует. Плотность нефти 853-929 кг/м3. М-ние находится в
конечной стадии разработки.
Нефтяные монополии - крупные объединения (тресты, концер-
ны, корпорации), находящиеся в частной (акционерной), гос.
цли смешанной собственности. Н. м. осуществляют контроль
гл. обр. над отраслями нефт. х-ва на основе высокой степени
концентрации произ-ва и капитала с целью извлечения макс,
прибылей. Различают Н. м. национальные (по капиталу, кон-
тролю, сфере деятельности) и международные, имеющие ак-
тивы за рубежом. Большинство междунар. Н. м. относятся к
числу крупнейших пром, транснац. корпораций (ТНК). Список
ТНК с 1979 возглавляет амер, корпорация «Exxon Corporation»
(наз. до 1973 «Standard Oil Company of New Jersey»), за к-рой
следовали 6 др. участников международного нефтяного карте-
ля: англо-нидерл. «Royal Dutch Shell Group», амер. «Mobil
Corporation», англ. «British Petroleum Corporation», амер.
«Texaco Incorporated», амер. «Chevron» (назв. до 1984 «Stan-
dard Oil Company of California») и «Gulf Oil Corporation»; в
1984 «Gulf Oil Corporation» поглощена компанией «Chevron».
Подавляющее большинство H. м. капиталистич. мира распо-
ложено в США.
Нибельское газонефтяное месторождение - находится в Ухтин-
ском р-не Республики Коми и входит в группу антиклинальных
поднятий, расположенных вдоль сев.-вост. складки Тимана.
Нибельская структура представляет собой крупную асиммет-
ричную брахиантиклинальную складку сев.-зап. простирания,
протяженностью около 20 км. В геологическом строении м-ния
принимают участие отложения четвертичного и палеозойского
возраста (средний и нижний отдел карбона и верхний и средний
отдел девона), общей мощностью 1900 м. Промышленная газо-
нефтеносность установлена в отложениях верхнего и среднего
девона. Продуктивные пласты представлены кварцевыми пес-
ками и песчаниками, разделенными прослоями глин и иногда
битуминозных сланцев, аргиллитов. Эффективная мощность
пластов соответственно равна - 2; 3; 3; 12 м. Нефть относится к
типу легких, парафинистых, плотностью 0,852-0,862.
246
Нефтегазовая энциклопедия
Нивелирование - определение высот точек земной поверхности
над уровенной поверхностью. Существуют три вида нивелиро-
вания: 1) тригонометрическое, 2) геометрическое и 3) баромет-
рическое. Тригонометрическое Н. заключается в определении
угла между горизонтальной плоскостью и направлением из
данной точки на удаленный предмет. Выполняется инструмен-
том, снабженным вертикальным кругом. Геометрическое Н. со-
стоит в проведении горизонтальной визирной линии при помо-
щи нивелирного инструмента вперед и назад на установленные
рейки. Разность отсчетов дает разность высот. Барометрическое
Н. - определение высот по величине разности давления возду-
ха. Преимущества барометрического Н. в быстроте определе-
ния высот и портативности инструмента. Недостаток - невысо-
кая точность.
Нигер, Республика Нигер - гос-во в Зап. Африке. Пл. 1267 тыс.
км2. Нас. 10,0 млн чел. (1998). Из полезных ископаемых на терр.
Н. наибольшее значение имеют урановые руды, фосфориты и
жел. руды, известны также м-ния кам. угля, руд меди, вольфра-
ма, молибдена, олова, лития, рудопроявления марганца, хрома,
титана, никеля, свинца, цинка, золота, барита, соды, гипса.
Нигерия, Федеративная Республика Нигерия - гос-во в Зап.
Африке. Пл. ок. 924 тыс. км2. Нас. 106,4 млн чел. (1998). По до-
казанным запасам нефти и газа Н. занимает 2-е место в Африке
(1985). На нач. 80-х гг. в Н. открыто 280 нефтяных и нефтегазо-
вых м-ний и 5 газовых м-ний, входящих в нефтегазоносный
бассейн Гвинейского залива. В осн. м-ния мелкие, лишь
11 м-ний имеют нач. запасы св. 50 млн т (Бому, Имо-Ривер,
Окан, Мерен, Оломоро, Дельта, Дельта-Саут, Экпе, Убит, Йокри
и др.). М-ния многопластовые, глубина залегания продуктив-
ных пластов на суше 1500-2000 м, на шельфе - 2500-3600 м.
Коллекторы нефти и газа - гл. обр. горизонты миоценовых пес-
чаников свиты агбада (пористость 40%), в меньшей степени -
песчаники свиты бенин. Ловушки структурного типа, а также
тектонически экранированные. Мн. м-ния нефти имеют газовые
шапки. Нефти малосернистые, с высоким содержанием пара-
фина, плотность 832-920 кг/м3. Добыча ведется с 1958, экс-
плуатируются ок. 140 м-ний (в т. ч. 29 морских, расположенных
Том 2 (Н)
247
в дельте р. Нигер) со ср. дебитом 133,7 т/сут. и 4 м-ния - св.
6,8 тыс. т/сут. (1982).
«Нижневолжскнефть» - производственное объединение по раз-
ведке и разработке нефт. и газовых м-ний в Волгоградской, Ас-
траханской обл. и Калмыкии (входит в состав ОАО «ЛУКойл»),
Адм. центр - Волгоград. Создано на базе треста «Сталинград-
нефть» (осн. в 1951), объединение - с 1954, совр. назв. - с 1975.
В объединении внедрена технология разработки м-ний с одно-
врем. применением законтурного и внутриконтурного заводне-
ния («барьерное»), разработана техника и технология проводки
скважин в условиях пластичных пород, горизонтов с аномально
высокими пластовыми давлениями, осложненных сероводород-
ной агрессией, кроме того, открыты Волгоградское м-ние би-
шофита и Тенгизское нефт. м-ние в Казахстане.
Нижненндский нефтегазоносный бассейн - расположен в С.-З.
части Индостанского п-ова и С. части Аравийского м. (Паки-
стан, Индия). Пл. 265 тыс. км2, в т. ч. на суше 200 тыс. км2, на
шельфе 40 тыс. км2, остальное - глубоководная часть. Нач.
пром, запасы газа ок. 500 млрд м3, нефти - ок. 4 млн т. Круп-
нейшие м-ния: Суи (244 млрд м3), Мари (110 млрд м3). Геофиз.
работы начаты в 1950-е гг. Первое м-ние (Суи) открыто в 1952,
разрабатывается с 1955. Выявлены (1985): 16 газовых и 7 нефт.
м-ний. Разрабатываются 6 газовых (Суи, Мари, Хунди, Сари-
Синг, Пир-Кох, Кандхкот) и 3 нефт. м-ния (Кхаскели, Лагхари,
Тандо-Аллам). Осадочный чехол сложен палеозойскими, мезо-
зойскими и кайнозойскими преимущественно морскими терри-
генными и карбонатными отложениями общей мощностью св. 8
км. Газоносны известняки эоцена и верх, палеоцена (свиты кир-
тар, лаки, дунган), песчаники ниж. палеоцена - верх, мела (сви-
ты ниж. раникот и паб). Нефтеносны песчаники ниж. мела (сви-
та гору). Ср. глуб. скважин 2,5 км. Глубина залегания продук-
тивных горизонтов 620-2400 м. Нефть высококачественная с
плотностью 835 кг/м3. Состав газа (%): СН4 - 25,5-88,5; С2 Нб -
0,2-2,5; С3Н8 - 0,1-0,8; С4Н]0 + высшие - 0,14-1,2; СО2 - 0,3-
44,7; N2-2,46-3 8.
248 Нефтегазовая энциклопедия
Нижние воды - воды водоносных горизонтов, залегающих ниже
продуктивных нефтегазоносных пластов. Н. в. гидравлически
изолированы от нефтегазоносных пластов. При разработке
нефт. и газовых м-ний в случае аномальных водопроявлений
следует изолировать продуктивные горизонты от Н. в. - наибо-
лее вероятных источников обводнения.
Нижняя Омра газонефтяное месторождение - расположено в
верховьях р. Печоры, на ее левом берегу. Генетически м-ние
связано с группой антиклинальных складок Верхне-Ижемского
р-на, расположенных в зоне перехода сев.-вост. склона Ю. Ти-
мана в область Печорской депрессии. Структура, с которой свя-
заны залежи нефти и газа, представляет собой брахиантикли-
нальную асимметричную складку С.-З. простирания с очень по-
логими углами падения слоев на крыльях и погружении. Длина
складки 30 км. Характерной особенностью структуры является
сильная ее разбитость дизъюнктивными нарушениями. Режим
газо-нефтеносных пластов определен как смешанный - водона-
порный и газонапорный.
Низкотемпературная сепарация газа (НТС) - процесс промы-
словой обработки природного газа с целью извлечения из него
газового конденсата и удаления влаги. Осуществляется при
темп-pax от 0 до -30°С. НТС осуществляется по следующей
схеме. Газ из скважины по шлейфу проходит через сепаратор
первой ступени (для предварит, отделения жидкости, выделив-
шейся в подъемных трубах и шлейфе), затем поступает в газо-
вый теплообменник, где охлаждается встречным потоком отсе-
париров. холодного газа. После теплообменника газ, проходя
через штуцер (эжектор), редуцируется до давления макс, кон-
денсации (или близкого к нему), темп-pa его при этом снижает-
ся (за счет дроссель-эффекта). В сепараторе вследствие измене-
ния термодинамич. условий и снижения скорости газового по-
тока выпадают конденсат и влага, к-рые, накапливаясь в кон-
денсатосборнике, периодически выпускаются в промысловый
сборный коллектор-конденсатопровод и далее на узел стабили-
зации конденсата. При снижении давления газа (в процессе раз-
работки м-ния) до значения, при к-ром не представляется воз-
можным обеспечить заданную темп-ру сепарации за счет энер-
Том 2 (Н)
249
гии пласта, в схему включается источник искусств, холода —
холодильный агрегат. Технол. режим установки НТС определя-
ется термодинамич. характеристикой м-ния, составом газа и
конденсата, а также требованиями, предъявляемыми к продук-
ции промысла.
Низкотемпературный резервуар - емкость для хранения сжи-
женных природных газов, а также смесей сжиженных углево-
дородных газов при темп-ре ниже темп-ры окружающей среды
и, как правило, ниже -4°С. Н. р. состоит из следующих элемен-
тов: основания (фундамент), несущей конструкции стен и пере-
крытия, газонепроницаемой герметизирующей оболочки (обли-
цовка) и теплоизоляции. В резервуаре поддерживается давле-
ние ниже равновесного (при темп-ре окружающей среды) и
обычно не более чем на 0,001-0,005 МПа превышающее атмо-
сферное. Н. р. различаются: по конструкции - металлические,
железобетонные, ледопородные и др.; по способу установки -
надземные, наземные, подземные, заглубленные, шахтные (со-
оружаются в скальных породах); по форме - цилиндрические,
траншейные, шаровые.
Никитин Борис Александрович (1940) - организатор нефтегазово-
го производства. Окончил Саратовский нефтяной техникум
(1958), Московский нефтяной ин-т (1966). Д. т. н. Трудовую
деятельность начал в 1958, начальник нефтеразведки треста
«Дальнефтеразведка», начальник отдела объединения «Саха-
линнефть» (1958-1961, 1966-1976); управляющий Усинским
трестом буровых работ, зам. генерального директора по буре-
нию объединения «Коминефть» (1976-1981); генеральный ди-
ректор объединения «Ухтанефтегазгеология» (1981-1985); зам.
министра геологии РСФСР, зам. министра, первый зам. мини-
стра нефтяной промышленности, вице-президент Корпорации
«Роснефтегаз» (1985-1993); член правления РАО «Газпром»,
генеральный директор акционерного общества «Росшельф» (с
1993); президент Ассоциации буровых подрядчиков (с 1992).
Действительный член Академии горных наук. Награжден орде-
нами СССР, Заслуженный работник народного хозяйства Коми
АССР, Почетный нефтяник.
250
Нефтегазовая энциклопедия
Никишин Александр Алексеевич (1895-1939) - организатор выс-
шего нефтяного образования в стране. Окончил Азербайджан-
ский нефтяной ин-т (1932). Рабочий мехмастерских нефтепро-
мысла (1910-1917); заведующий орготделом, секретарь, пред-
седатель Азербайджанского отдела Совета профсоюза горнора-
бочих (1921-1928); ректор Азербайджанского политехническо-
го и нефтяного ин-тов (1928-1932); зам. директора, директор
НГРИ (1932-1935); зам. директора, директор Московского неф-
тяного ин-та (1935-1938). Награжден орденом СССР.
Николаев Борис Алексеевич (1933) - организатор нефтегазового
производства. Окончил Куйбышевский индустриальный ин-т
(1955). Трудовую деятельность начал в 1956. Инженер, зам. на-
чальника, начальник отдела Гипровостокнефть (1956-1970);
зам. начальника Главного управления проектирования и капи-
тального строительства Миннефтепрома СССР (1970-1991);
зам. директора Департамента капитального строительства кор-
порации «Роснефтегаз», ГП «Роснефть» (1991-1994); зам. на-
чальника Главного управления нефтяной компании АО «СИ-
ДАНКО» (с 1994). Награжден орденом и медалями СССР. По-
четный нефтяник.
Николаевский Николай Матвеевич (1907-1996) - крупный эко-
номист-нефтяник. Окончил Московский нефтяной ин-т (1930).
Д. э. н., профессор. Трудовую деятельность начал в 1930. На-
чальник отдела НГДУ «Азнефть» (1930-1932); старш. научный
сотрудник Ин-та экономики АН СССР (1933-1938); начальник
отдела Госплана СССР (1938-1947); начальник отдела, ведущий
научный сотрудник ВНИИнефть (1947-1989). Награжден меда-
лями СССР, лауреат Государственной премии СССР.
Никомаров Самуил Соломонович (1924-1986) - выдающийся ин-
женер-механик, создатель винтового забойного двигателя.
Окончил Азербайджанский индустриальный ин-т (1947). К. т. н.
Инженер, начальник конструкторского бюро по турбобурам
Кунгурского машиностроительного завода (1947-1964); на-
чальник отдела турбобуров, начальник отдела винтовых забой-
ных двигателей Пермского филиала ВНИИБТ (1964-1986). На-
гражден орденами и медалями СССР.
Том 2 (Н)
251
Никулин Николай Евсеевич (1924) - организатор нефтегазового
производства. Окончил Таганрогский строительный техникум
(1949), Куйбышевский индустриальный ин-тут (1954). Трудо-
вую деятельность начал в 1949. Главный инженер Бугульмин-
ского управления высоковольтных сетей объединения «Тат-
нефть» (1955); старший инженер ин-та «Татнефтепроект»
<"(1955-1958); старший инженер-энергетик Главнефтеснаба
РСФСР (1958-1963); главный энергетик треста «Альметьевбур-
нефть» (1964-1967); зам. главного энергетика объединения
«Татнефть» (1968-1972); главный энергетик управления «Тат-
нефтегаз» объединения «Татнефть» (1972-1984). Награжден
орденами и медалями СССР.
Никарагуа, Республика Никарагуа - гос-во в Центр. Америке.
Пл. 130 тыс. км2. Нас. 4,8 млн чел. (1998). Столица - Манагуа.
Осн. значение для экономики страны имеют м-ния золота, се-
ребра, полиметаллов, нерудных строит, материалов и др. Име-
ются геол, предпосылки открытия м-ний нефти и газа на В.
страны в пределах Москитового берега и прилегающей шель-
фовой зоны Карибского м.
Нитрификация - бактериальный процесс образования нитратов
(солей азотной кислоты) из аммиака через нитриты (соли азоти-
стой кислоты). Процесс осуществляется в две фазы: окисление
аммиака до нитритов и нитритов до нитратов
NH3 -> HNO2 -> HNO3
Нитроглицерин, глицеринтринитрат - высокочувствит. мощное
жидкое ВВ, представляющее собой полный эфир глицерина и
азотной кислоты. Чистый (жидкий) Н. опасен в обращении и
поэтому на взрывных работах не применяется. В загущенном
состоянии используется в виде 93%-го раствора в нитроклет-
чатке («гремучий студень»). Н. широко используется во мн.
странах в качестве составной части нитроглицериновых пром.
ВВ и баллиститных бездымных порохов. Перевозка Н. запре-
щена, используется для заводского изготовления нитроглице-
риновых ВВ.
252
Нефтегазовая энциклопедия
Нитроглицериновые взрывчатые вещества - пром, взрывчатые
вещества, содержащие нитроглицерин. По содержанию нитро-
глицерина Н. в. в. подразделяют на низкопроцентные, средне-
процентные и высокопроцентные; по консистенции - на порош-
кообразные, полупластичные и пластичные (последние две груп-
пы наз. динамитами). В РФ применяют Н. в. в., состоящие из
труднозамерзающей смеси нитроглицерина и нитродиэтиленгли-
коля, за рубежом - смеси нитроглицерина с нитрогликолем.
«НЛ Индастрис» («NL Industries Inc.») - промышленная компа-
ния США. Осн. в 1891 в шт. Нью-Джерси под назв. «National
Lead Со.». Совр. назв. с 1971. Контролирует и имеет долевое
участие в 57 компаниях. Специализируется на предоставлении
услуг в сфере разведки и добычи нефти и газа, поставок обору-
дования для нефтегазовой пром-сти, а также в произ-ве цвет-
ных металлов, химикатов для изготовления пластмасс, красок,
смазочных масел, фармацевтич. товаров. Занимается изготов-
лением буровых растворов, сдачей в аренду и продажей обору-
дования для удаления шлама из буровых растворов, поставляет
буровые трубы, проводит ремонт и восстановление скважин,
оборудования для шельфового бурения, выпускает спец, хими-
каты, используемые при бурении, добыче и переработке нефти,
включая борьбу с коррозией, разделение сырой нефти и воды,
контроль за содержанием парафина в скважине и т. д.
Новиков Михаил Михайлович (1910-1988) - организатор нефте-
газового производства. Окончил Московский нефтяной ин-т
(1935). К. т. н. Трудовую деятельность начал в 1929. Инженер
технического отдела, начальник отдела добычи Главвосток-
нефтедобычи (1942-1950); главный инженер, начальник объе-
динения «Дальнефть» (1950-1953); начальник производственно-
го отдела по добыче нефти и газа Главвостокнефтедобычи
(1953-1955); эксперт, старший эксперт Госкомитета Совета Ми-
нистров СССР по внешнеэкономическим связям (1958-1961);
начальник отдела научных основ разработки нормативов мате-
риальных ресурсов и запасов ВНИИОЭНГ (1966-1974); заве-
дующий лабораторией Всесоюзного научно-исследовательского
института комплексных технико-экономических проблем при
Госплане СССР (1974-1978); руководитель лаборатории, стар-
Том 2 (Н)
253
ший научный сотрудник ВНИИОЭНГ (1978-1988). Награжден
орденами и медалями СССР. Лауреат Государственной премии
СССР.
Ново-Дмитриевка - нефтяное м-ние, расположенное в 25 км к Ю.
от г. Краснодар. В строении Ново-Дмитриевской складки при-
нимают участие отложения, начиная от четвертичных до фора-
миниферовых (эоцен), вскрываемых скважинами. Промышлен-
ная нефтеносность связана с песчаными прослоями среднего
отдела майкопской свиты (олигоцен) и кумским горизонтом
фораминиферовых слоев. Нефти кумского горизонта и майкоп-
ской свиты относятся к категории сравнительно легких (0,850—
0,870). М-ние вступило в разработку в 1953.
Новоелховское месторождение нефтяное - расположено в 60 км
от Бугульмы (Татария). Входит в Волго-Уральскую нефтегазо-
носную провинцию. М-ние открыто в 1951, разрабатывается с
1958. Продуктивны песчаники и алевролиты верх, девона (па-
шийский, кыновский горизонты), ниж. карбона (бобриковский,
тульский горизонты) и карбонатные отложения ниж. и ср. кар-
бона (турнейский, башкирский и московский ярусы). Коллекторы
- порового и порово-трещинного типа с пористостью 15-25% и
проницаемостью 97-2000 мД. Мощность коллекторов 1-53 м.
Залежи пластовые сводовые, структурно-литоло-гические и
массивные. ВНК от -522 м до -1518 м, высота залежей до 140 м.
Нач. пластовое давление ниж. залежи 17,9 МПа, пластовая
темп-pa 40°С. Плотность нефти 862-924 кг/м3, вязкость 2Г10'6
м2/с при 20°С, содержание S 1,2-3,1 %, парафина 3,7-4,1 %.
М-ние разрабатывается с законтурным заводнением. Способ
эксплуатации - насосный.
Новохатский Дмитрий Федорович (1930) - специалист в области
бурения и крепления скважин. Окончил Грозненский нефтяной
ин-т (1954). Д. т. н. Трудовую деятельность начал в 1954. Старший
буровой мастер (1954-1958); старш. научный сотрудник лабора-
тории Ставропольского филиала ГрозНИИ (1958-1965); заведую-
щий сектором, заведующий отделом (1965-1977); заведующий от-
делом ВНИИКРнефть (1979-1983); ученый секретарь, главный
научный сотрудник ВНИИКРнефть, НПО «Бурение» (с 1986). На-
254
Нефтегазовая энциклопедия
гражден орденом и медалью СССР, лауреат премии Совета Мини-
стров СССР.
Ново-Степановское газонефтяное месторождение - расположе-
но в 3—4 км к 3. от г. Бугуруслан (Оренбургская обл.). В геоло-
гическом строении принимают участие пермские, каменно-
угольные и девонские отложения, образующие обширную ан-
тиклинальную складку платформенного типа. Промышленная
газонефтеносность связана с верхнепермской так наз. Калинов-
ской свитой казанского яруса. Коллекторами являются трещи-
новатые мергели и известняки. Начальные дебиты нефтяных
скважин достигали 50-80 т в сутки, составляя в среднем
10-15 т. Начальные свободные дебиты газа доходили до 400-
500 тыс. м3 в сутки. Н.-С. г.-н. м, начатое эксплуатацией в 1940,
по своему промышленному значению относится к категории
средних.
Номограмма - графическое изображение функциональной зави-
симости между несколькими переменными, которое служит для
нахождения численной величины одной из них по заданным
значениям других.
Норвегия, Королевство Норвегия - гос-во в Сев. Европе, на
Скандинавском п-ове. Пл. 324 тыс. км2. В состав терр. Н. вхо-
дят о-ва Ян-Майен и Буве и особая адм. единица архипелаг
Шпицберген (включая о. Медвежий). Нас. 4,42 млн чел. (1998).
Н. располагает значит, запасами нефти, природного газа, руд
железа, титана, ванадия, цинка. Имеются м-ния руд свинца, ме-
ди, нерудного сырья - апатитов, графита, нефелинового сиени-
та. Большая часть нефтяных и газовых м-ний приурочена к от-
ложениям палеогена и юры Северного м. (грабены Вайкинг и
Центральный). Наиболее крупные по запасам м-ния: Статфьорд
(317 млн т), Тролль (50 млн т нефти и 1287 млрд м3 газа), Озе-
берг (145 млн т нефти и 60 млрд м3 газа), Фригг (225 млрд м3 га-
за). Поисково-разведочные работы на нефть и газ проводятся
кроме акватории Северного моря в Норвежском м., где получе-
ны промышленные притоки газа в районах Хальтенбанкен и
Тромсе. Добыча нефти в Н. началась в 1971, газа - в 1972. В ре-
зультате открытия и последующего ввода в эксплуатацию ряда
Том 2 (Н)
255
новых м-ний добыча нефти и газа последовательно наращива-
лась. За десятилетие (к 1981-1982) добыча нефти возросла до
25 млн т в год, газа - до 26 млрд м3 в год. Добычей нефти в Н.
заняты три гос. нефтегазовые компании, главная из к-рых -
«Statoil». Осн. р-н добычи нефти - м-ние Экофиск, располо-
женное в Северном м., примерно в 270 км от побережья на
глуб. 72 /М. Вокруг м-ния Экофиск на глубинах, не превышаю-
щих 80 м, на расстояниях до 80 км от Экофиска открыты и вве-
дены в эксплуатацию еще 6 м-ний. Все эти м-ния образуют
крупный нефтегазодоб. комплекс, на к-ром установлено
18 больших платформ, а также ряд вспомогат. платформ для
сооружения перекачивающих станций. Добыча нефти на м-ниях
комплекса Экофиск в 1983 достигла 12,4 млн т. Нефть высоко-
качественная, с низким содержанием серы (макс. 0,2%), плот-
ность ок. 850 кг/м3. По объему добываемой нефти выделяется
м-ние Статфьорд, расположенное в 282 км от Ставангера на
глуб. 145 м. Часть этого м-ния находится в терр. водах
Великобритании. Добыча нефти на м-нии началась в 1980.
Содержание серы в добываемой нефти 0,27%, плотность ок.
830 кг/ м3. На м-нии установлены три железобетонные
платформы. Добываемая нефть транспортируется танкерами,
нефт. газ вновь закачивается в пласт. В 1983 в разработку
введено м-ние Валхалл. Необходимо отметить, что в
соответствии с норв. законом, направленным на сохранение
ресурсов нефти и газа в стране, общая добыча в год не должна
превышать 90 млн т углеводородов.
Нормальные углеводороды - алифатические углеводороды с
прямой открытой цепью, без замкнутых циклов и без
разветлений цепи. Напр., бутан СНз-СН2-СН2-СН3.
Углеводороды с разветленной открытой цепью наз.
изоуглеводородами. Напр., изобутан
СН3
\
СН-СНз
/
СН3
256
Нефтегазовая энциклопедия
Нормальное магнитное поле (в учении о земном магнетизме) -
магнитное поле однородно намагниченного земного шара при
условии однородности его состава. Оно вычисляется либо ана-
литически, либо графически, путем многократного сглаживания
наблюденных данных. Различие между «нормальным» полем и
данными наблюдений наз. магнитной аномалией.
Нормирование расхода материальных ресурсов - установление
плановой меры производств, потребления материальных ресур-
сов на изготовление, добычу единицы продукции или произ-во
единицы работ. В процессе произ-ва выделяют нормы расхода
сырья и осн. материалов, вспомогат. материалов и топливно-
энергет. ресурсов.
Ноткнн Давид Ильич (1908-1973) - организатор нефтегазового
производства. Окончил Московский нефтяной ин-т (1930). Ра-
бота на инженерных должностях на нефтеперерабатывающих
заводах (1930-1939); зам. начальника, начальник Планово-
экономического управления Народного Комиссариата топлив-
ной промышленности, Миннефтепрома (1939-1954); зам. на-
чальника, начальник отдела нефтяной и газовой промышленно-
сти Госплана СССР, Госэкономсовета СССР (1954-1973). На-
гражден орденами и медалями СССР, Почетный нефтяник.
Ноу-хау - передача на договорной основе разл. знаний и опыта
науч., техн., производств., адм., финансового или иного харак-
тера, практически применяемых в деятельности предприятия
или в проф. деятельности, но к-рые еще не стали всеобщим
достоянием. Понятие Н.-х. имеет широкое содержание, охваты-
вая всевозможную информацию, необходимую для эффектив-
ной организации произ-ва и сбыта определенной продукции. К
Н.-х. могут относиться и техн, решения, выполненные на уров-
не изобретений, к-рые в силу ряда причин не были запатенто-
ваны. Одним из осн. признаков Н.-х. следует считать элемент
конфиденциальности.
Нурутдннов Дамир Махмутович (1937) - передовик производства.
Герой Социалистического труда. Трудовой путь начал в 1958.
Помощник бурильщика, бурильщик, буровой мастер Альметь-
евского управления буровых работ объединения «Татнефть»,
Том 2 (Н)
257
акционерного общества «Татнефть - Альметьевбурнефть»
(1958-1995). Награжден орденами и медалями СССР, Заслу-
женный нефтяник Татарской АССР, Почетный нефтяник, За-
служенный работник Минтопэнерго РФ.
Нуршанов Всеволод Алиевич (1916-1980) - организатор нефтега-
зового производства. Окончил Азербайджанский индустриаль-
ный ин-т (1940). Трудовой путь начал в 1937. Техник по экс-
плуатации, главный инженер, директор конторы бурения треста
«Нефтечаланефть» объединения «Азнефть» (1937-1948); на-
чальник производственного отдела, зам. начальника Главбур-
нефти, зам. начальника Главвостокнефтедобычи Миннефте-
прома (1948-1957); зам. председателя Оренбургского СНХ
(1957-1963); начальник отдела по использованию глубинного
тепла Земли, зам. начальника Главного управления по добыче
газа, зам. начальника Управления по бурению газовых и газо-
конденсатных скважин Мингазпрома (1963-1978). Награжден
орденами и медалями СССР, Почетный нефтяник.
258
Нефтегазовая энциклопедия
О
Обвал - 1. При формировании рельефа О. - это быстрое смеще-
ние оторвавшейся массы горных пород вниз по склону к по-
дошве возвышенности. Причинами О. могут служить различ-
ные процессы выветривания, деятельность подземных и по-
верхностных вод, действие силы тяжести и некоторые другие
причины, нарушающие связность горных пород. О. происхо-
дят на высоких крутых и обрывистых берегах морей и рек и в
горных ущельях. 2. О. скважины или в скважине - это нару-
шение целостности стенок скважины, сопровождаемое выпа-
дением отделившихся кусков пород в ствол скважины. Прак-
тика буровых работ отмечает причины О. как следствие воз-
действия свободной воды на некоторые разновидности глин и
сланцев, как результат неустойчивости отдельных пород в
проходимом разрезе, а также нарушения монолитности пород
в зоне тектонических нарушений.
Обводнение нефтеносного горизонта (пласта) - а) постепенное
заполнение нефтяного пласта водой, содержащейся в этом пла-
сте за контуром нефтеносности; вследствие истощения нефтя-
ного пласта или горизонта вода постепенно замещает собой
нефть; б) затопление нефтеносного пласта водой, проникшей в
скважину из вышележащих или нижележащих водоносных пла-
стов вследствие плохого тампонажа.
Обессоливание нефти - процесс удаления из нефти солей, кото-
рые находятся в ней или в виде взвеси, или в виде эмульсии
пластовой воды. Эти соли вызывают сильную коррозию нефте-
заводской аппаратуры. Обессоливание осуществляется про-
мывкой водой или электрическим способом.
Область питания водоносного горизонта - часть земной поверх-
ности, питающая данный водоносный горизонт выпадающими
Том 2 (О)
259
на нее атмосферными осадками. Область питания охватывает и
площадь поглощения, т.е. полосу земной поверхности, где об-
нажается поглощающая воду часть водоносного пласта.
Обломочные породы - породы, состоящие нацело или в основ-
ном из продуктов физического (механического) разрушения
обычно каких-либо материнских пород (нормальноосадочные
обломочные породы), а иногда - из материалов вулканических
выбросов (туфы и туфобрекчии). Различают а) грубообломоч-
ные породы или псефиты, представленные галечниками, грави-
ем, щебнем и дресвой, а также цементированными разностями -
конгломератами и брекчиями; б) псаммиты, выраженные пес-
ками и песчаниками; в) алевриты и алевролиты; г) пелиты. Соб-
ственно обломочными породами являются нецементированные
их разности, т.е. галечники, гравий, щебень, дресва, пески и
алевриты. Конгломераты, брекчии, песчаники и алевролиты
представляют, строго говоря, сложные породы, частью обло-
мочные, частью биохимические. К ним примыкают песчани-
стые и алевритовые известняки, песчанистые глины и т.п. по-
роды.
Обнажение - выход коренных пород на дневную поверхность. По
О. геологи производят описание вскрытых горных пород и от-
бор их образцов для камеральных (лабораторных) исследова-
ний. По плоскостям напластования определяют элементы зале-
гания. Все О. должны быть нанесены на полевые карты. Быва-
ют О. естественные и искусственные. Естественные О. приуро-
чены к обрывам, оврагам, ущельям и т.н. изрезанности земного
рельефа. Искусственными О. служат всевозможные горные вы-
работки, вскрывшие коренные породы неглубоко от дневной
поверхности, как напр., карьеры, канавы, колодцы, туннели,
штольни, шахты.
Обносов Андрей Дмитриевич (1905-1977) - организатор нефтега-
зового производства. Окончил Азербайджанский индустриаль-
ный ин-т (1933). Трудовую деятельность начал в 1920; управ-
ляющий трестом «Востокнефтемаш» Наркомнефти, главный
механик объединения «Башнефть» (1941-1947); директор кон-
торы, управляющий трестом «Альметьевбурнефть», начальник
260
Нефтегазовая энциклопедия
НПУ «Альметьевнефть» (1947-1963); зам. председателя Сред-
не-Волжского СНХ (1963-1966); начальник Главного управле-
ния по ремонту нефтяного оборудования и инструмента Мин-
нефтепрома СССР (1966-1976). Награжден орденами и медаля-
ми СССР. Заслуженный деятель науки и техники РСФСР. По-
четный нефтяник.
Обручев Владимир Афанасьевич (1863-1956) - выдающийся гео-
лог и географ. Окончил Горный ин-т в Петербурге (1886). Ака-
демик АН СССР. Герой Социалистического Труда. Профессор
Томского технол. ин-та (1901-1912), Таврич. ун-та в Симферо-
поле (1918-1921) и Моск. горн, академии (1921-1929). Пред.
Комиссии (К-та) по изучению вечной мерзлоты (1930-1939),
директор Ин-та мерзлотоведения АН СССР (1939-1956) и од-
новременно акад.-секретарь Отделения геол.-геогр. наук АН
СССР (1942-1946). О. - один из первых исследователей Сибири
и Центр. Азии. Разрабатывал общие вопросы тектоники и тек-
тонич. строения Сибири (обосновал значение вертикальных
движений земной коры в неоген-четвертичное время, предло-
жил термин «неотектоника»). О. развил эоловую теорию проис-
хождения лесса (различал первичный лесс, имеющий эоловое
происхождение, и вторичные лессовидные отложения, имею-
щие разл. генезис). Заложил основы науки о вечной мерзлоте.
Изучал геологию коренных и россыпных м-ний золота в Сиби-
ри. О. - автор науч.-популярных книг, описаний путешествий, а
также науч.-фантастич. романов. За труды по изучению Центр.
Азии О. удостоен премии им. Н.М. Пржевальского, большой
золотой медали Рус. геогр. об-ва (1901) и премий им. П.А. Чи-
хачева от Парижской АН (1898, 1925). Удостоен первой медали
им. А.П. Карпинского (1947). Премия им. В.И. Ленина (1926),
Гос. пр. СССР (1941, 1950) - за многотомные труды «Геология
Сибири» (1935-1938) и «История геологического исследования
Сибири» (1931-1949). За лучшие работы по геологии Сибири в
АН СССР была учреждена премия им. В.А. Обручева (1938).
Именем О. названы: горн, хребет в Тувинской АССР, потухший
вулкан в басе. р. Витим, ледник в Монгольском Алтае, оазис в
Антарктиде и др. геогр. объекты; минерал обручевит (разно-
видность пирохлора).
Том 2 (О)
261
Обрушение - сдвижение горных пород с отделением от массива
кусков, глыб, блоков и т.п. Наступает из-за ослабления сил сце-
пления между отд. частями массива, к-рый из состояния покоя
переходит в состояние движения. О. может быть вызвано при-
нудительным воздействием на массив (посредством взрыва, ме-
ханическим и гидравлическим); относительно долговременным
влиянием на массив или часть его естеств. природных факторов
Этаких, как вода, темп-pa, выветривание; кратковрем. воздейст-
вием подземных толчков при горн, ударах, внезапных выбросах
угля, газа, пород и землетрясениях.
Обрядчиков Сергей Николаевич (1903-1951) - крупный ученый в
области нефтегазового производства. Окончил Нижегородский
ун-т (1927). Д. т. н., профессор. Трудовую деятельность начал в
1927; доцент, заведующий кафедрой технологии нефти Мос-
ковского нефтяного ин-та (1932-1951). Награжден орденами
СССР.
Обсадные трубы - специальные виды труб, применяемых для
крепления буровых скважин. К О. т. предъявляются требования
повышенной прочности и плотности соединений. Трубы изго-
товляются из сталей различных марок, имеют различный диа-
метр с различной толщиной стенок для подбора колонн обсад-
ных труб, соответствующих глубинам и условиям бурения
скважин.
Обсадная колонна - предназначена для крепления буровых сква-
жин, а также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуа-
тации; составляется из обсадных труб путем последовательного
их свинчивания (иногда сваривания).
Объединенные арабские эмираты, ОАЭ - государство на С.-В.
Аравийского п-ова, у берегов Персидского и Османского зали-
вов. Пл. 83,6 км2. Нас. 2,3 млн чел. (1998). Административное
деление - 7 эмиратов. Важнейшее природное богатство страны
- нефть и газ, разведанные запасы к-рых на нач. 1986 составля-
ли 4334 млн т и 2813 млрд м3 соответственно. Осн. запасы угле-
водородов сосредоточены в эмиратах Абу-Даби и Дубай. Тер-
ритория ОАЭ с прилегающей акваторией располагается на
платформенном склоне Персидского залива нефтегазоносного
262
Нефтегазовая энциклопедия
бассейна. В стране открыто 29 нефтяных, 5 газонефтяных, 6 га-
зовых и газоконденсатных м-ний. Преобладающее кол-во м-ний
выявлено в Абу-Даби: 25 нефтяных и 4 газонефтяных. В Дубае
имеется 3 нефтяных, 1 газонефтяное и 1 газоконденсатное м-
ние. В Шардже - 1 нефтяное, 1 газовое и 1 газоконденсатное м-
ние. В Аджмане - 1 газоконденсатное. В эмиратах Рас-эль-
Хайма и Умм-эль-Кайвайн - по одному газоконденсатному м-
нию. Крупнейшие м-ния на суше - Мурбан-Баб, Мурбан-Бу-
Хаса, Асаб, Сахиль; на континентальном шельфе - Умм-Шаиф,
Закум. Глубина залегания продуктивных горизонтов в меловых
отложениях от 1650 до 3200 м, юрских - от 3300 до 4000 м,
пермских от 4500 до 4700 м. Нефти м-ний ОАЭ легкие, серни-
стые, преим. метановые. Перспективы открытия новых м-ний
нефти и газа связывают с малоизученными р-нами «абудабий-
ской пустыни» и глубокозалегающими продуктивными гори-
зонтами выявленных м-ний. Б. ч. добываемой в ОАЭ нефти
экспортируется. Осн. импортеры нефти из эмиратов - Япония,
страны Зап. Европы, США. Транспортировка нефти с м-ний
осуществляется по сети нефтепроводов, соединенных с порта-
ми Персидского залива. Осн. порт-терминал Джабель-Данна.
ОАЭ - единств, страна на Бл. и Ср. Востоке, экспортирующая
сжиженный природный газ. Отгрузка его осуществляется из
порта-терминала на о. Дас (Персидский залив). ОАЭ распола-
гают двумя нефтеперерабат. з-дами: в г. Умм-эн-Нар мощно-
стью 0,75 млн т/г. и в Рувайсе мощностью 6 млн т/г. Действует
2 газоперерабат. з-да - в Рувайсе (мощность 4,8 млн т/г.) и на о.
Дас (мощность 2,3 млн т сжиженного нефтяного газа).
Объемная емкость горной породы - объем пустот горной поро-
ды, определяемый произведением объема породы на коэффи-
циент ее пористости. В процессе разработки нефтеносных пла-
стов благодаря снижению в залежи пластового давления, вызы-
вающего расширение частиц породы за счет объема пор, О. е.
г. п. уменьшается, и часть нефти, насыщающей поры, вытесня-
ется из породы.
Объемно-генетический метод подсчета запасов нефти - осно-
ван на теории происхождения нефти с учетом понятия о неф-
тесборной площади, введенного И.М. Губкиным. Подсчет запа-
Том 2 (О)
263
сов нефти объемно-генетическим методом производится для
определения перспективных запасов категории С2 и исходит из
рассмотрения сложных и разнообразных вопросов, связанных с
генезисом нефти и образованием нефтяных и газовых залежей.
При современном состоянии теории происхождения нефти ко-
личественная оценка ряда факторов часто затруднительна.
Объемно-статистический метод подсчета запасов нефти - явля-
ется вариантом объемного метода. При отсутствии данных о
коэффициентах насыщения и отдачи в формулу обычного объ-
емного метода вводится коэффициент использования объема
пор, величина которого устанавливается в зависимости от ре-
жима нефтяной залежи и по опыту эксплуатации пластов, нахо-
дящихся в довыработке и близких к истощению.
Объемный анализ - метод количественного химического анализа.
Основой его являются быстро и до конца протекающие реакции
между веществом, кол-во которого надлежит определить, и
раствором реактива, концентрация которого точно известна.
Раствор реактива, имеющий точно известную концентрацию,
наз. титрованным (или стандартным) раствором; он содержит
определенное число эквивалентов реактива в литре. Искомое
кол-во вещества определяют по объему израсходованного на
реакцию реактива. Этот процесс наз. титрованием.
Объемный вес - см. Плотность.
Объемный коэффициент пластовой нефти - показывает изме-
нение объема нефти в пластовых условиях в результате изме-
нения условий давления и температуры, но главным образом в
результате выделения из нефти растворенного газа. Напр., О. к.
п. н. равен 1,32 - означает, что в пластовых условиях нефть с
растворенным в ней газом имеет увеличенный объем на 32% по
сравнению с объемом дегазированной нефти. О. к. п. н. приме-
няется при подсчетах запасов нефти объемным методом и ме-
тодом материальных балансов. Аналогичный объемный коэф-
фициент пластового газа применяется в формулах материаль-
ных балансов и означает уменьшение объема газа в газоносных
пластах, газовой шапке и газовой фазе газо-нефтяной зоны пла-
ста по сравнению с объемом поверхности.
264
Нефтегазовая энциклопедия
Объемный метод - определение коэффициента абсолютной по-
ристости сравнением объема образца породы с объемом со-
ставляющих его зерен. Особенно распространены: 1) метод
Мельчера - при определении пористости слабо сцементирован-
ных пород, когда требуется высокая точность определения;
2) объемный способ, применяемый при массовых определениях
пористости плотных пород: по изменению объема жидкости в
сосуде при внесении в него насыщенного керосином образца и
размельченного ненасыщенного образца определяют объемы
образца и составляющих его зерен.
Объемный метод подсчетов запаса газа - базируется на установ-
лении геологических границ распространения залежи и харак-
тера порового пространства. В формуле объемного метода для
подсчета запасов газа учитывается также коэффициент возмож-
ных потерь, так как в связи с малой вязкостью и большой под-
вижностью газа возникают иногда значительные потери по-
следнего при опробовании и пробной эксплуатации скважин,
даже если приняты меры по их герметизации. Другими особен-
ностями подсчета запасов газа по объемному методу являются:
учет отклонения углеводородных газов от законов, выведенных
для идеальных газов, и поправки на пластовую температуру.
Наконец, необходимо иметь в виду, что после извлечения запа-
сов газа и падения давления на устьях скважин до атмосферно-
го в недрах остается еще некоторое остаточное давление, кото-
рое следует учитывать при подсчете промышленных запасов
газа.
Объемный метод подсчета запасов нефти - основан на геомет-
рических представлениях о нефтеносном пласте и на данных о
его пористости, нефтенасыщенности и отдаче нефти. Объем
пласта обычно определяется как произведение площади нефте-
носности на эффективную мощность пласта. Затем в подсчеты
вводят коэффициенты пористости нефтесодержащих пород, на-
сыщения пласта нефтью, отдачи, объемный коэффициент пла-
стовой нефти и плотность нефти. Определение численных зна-
чений коэффициентов, особенно насыщения и отдачи, часто
весьма затруднительно и требует специального отбора кернов и
тщательного исследования их в лаборатории. Основным недос-
Том 2 (О)
265
татком объемного метода является неопределенность в отно-
шении данных о возможном отборе запасов во времени. Под-
считанные цифры запасов не характеризуют также возможной
дебитности скважин.
Ованесов Гурген Павлович (1909-1993) - крупный геолог-
нефтяник. Окончил Азербайджанский политехнический ин-т
(1931). Д. г.-мин. н. Трудовую деятельность начал в 1925.
Старший геолог «Азнефтекомбината», главный геолог трестов
«Азнефтеразведка», «Кировобаднефть» объединения «Аз-
нефть» (1931-1952); главный геолог, зам. начальника объеди-
нения «Башнефть» (1952-1963); зам. начальника, главный гео-
лог Управления нефти и газа СНХ РСФСР (1963-1965); на-
чальник Главного геологического управления, член Коллегии
Миннефтепрома СССР (1965-1980); заведующий лабораторией
- консультант ИГиРГИ (1980-1992). Первооткрыватель нефтя-
ных м-ний Нефтяные камни в Азербайджане, Шкаповского и
Арланского в Башкирии. Лауреат Государственной премии
СССР. Награжден орденами и медалями СССР. Заслуженный
деятель науки и техники РСФСР. Почетный нефтяник.
Овершот - ловильный инструмент, используемый для ловли ос-
тавленных в скважине бурильных труб путем захвата их под
торец замка. О. представляет собой стальной цилиндр с направ-
ляющей воронкой внизу. Внутри цилиндра находятся отогну-
тые планки, которые при спуске отжимаются в верхней части,
пропуская замок трубы. Затем планки прижимаются к телу тру-
бы и при подъеме подхватывают ее за муфту или торец замка.
Оганов Сергей Аванесович (1927) - крупный специалист в облас-
ти бурения нефтяных и газовых скважин. Окончил Азербай-
джанский индустриальный ин-т (1950). Д. т. н., профессор.
Трудовую деятельность начал в 1950. Главный инженер конто-
ры бурения нефтегазодобывающего управления им. Серебров-
ского объединения «Каспморнефтегаз» (1958-1969); доцент,
профессор кафедры бурения ин-та «Азнефтехим» (1969-1989);
главный научный сотрудник, зав. лабораторией ВНИИОЭНГ
(с 1989). Лауреат Государственной премии Азербайджанской
ССР. Почетный работник газовой промышленности.
266
Нефтегазовая энциклопедия
Одновременно-раздельная эксплуатация скважины - совмест-
ная эксплуатация двух и более продуктивных пластов одной
скважиной. Применяется для добычи нефти (газа), а также для
закачки воды - при заводнении нефт. пластов, рабочих агентов
- для повышения нефте- и конденсатоотдачи, газа - в процессе
создания подземных хранилищ газа и др. В скважину спускают
спец, оборудование (установки), обеспечивающее транспорти-
рование продукции каждого пласта на поверхность (или закач-
ку с поверхности в каждый пласт) по самостоятельным (или со-
вместному) каналам, независимое регулирование и отработку
пластов, а также проведение исследований, операций по освое-
нию и глушению каждого пласта, технол. воздействие на его
призабойную зону. О.-р. э. с. позволяет сократить затраты на
разбуривание, обустройство и эксплуатацию м-ний. Технол.
схемы О.-р. э. с. классифицируют по кол-ву эксплуатируемых
пластов; установки О.-р. э. с. - по конструктивному оформле-
нию: с концентрическими, параллельными и одноколонными
рядами насосно-компрессорных труб (НКТ), а также с регули-
рованием отбора или закачки продукции по каждому пласту.
Условия эксплуатации (величина газового фактора, содержание
газового конденсата, уровень пластовых давлений и темп-p, со-
став добываемой или закачиваемой продукции, наличие агрес-
сивных примесей, песка, парафина, минеральных солей и т.д.)
влияют на конструктивные особенности установок и технол.
схемы О.-р. э. с. Различают установки по добыче и по закачке.
Первые в зависимости от способа добычи подразделяются на
установки по добыче нефти и газа фонтанным или газлифтным
(внутрискважинный газлифт) способами, а также добычи нефти
глубиннонасосным или фонтанным и глубиннонасосным спо-
собами одновременно. Установки по закачке бывают с регули-
рованием расхода на устье или на забое скважины. Добыча
нефти из двух и трех пластов фонтанным способом осуществ-
ляется установками с концентрич. и параллельными рядами
НКТ. Добычу газа из двух, трех и более пластов фонтанным
способом осуществляют установками с параллельными рядами
НКТ. О.-р. э. с. осуществляется также при газлифтной добыче
нефти и газа (см. Газлифт), для чего скважину оборудуют уста-
новками внутрискважинного газлифта. Одновременно-
Том 2 (О)
267
раздельная добыча нефти глубиннонасосным способом с ис-
пользованием штанговых или электроцентробежных насосов
осуществляется установками с параллельными рядами НКТ
(или один ряд НКТ) по схемам с последовательно или парал-
лельно соединенными насосами, а также с одним насосом (в за-
висимости от условий эксплуатации предусмотрены многочис-
ленные модификации установок). О.-р. э. с. (нефтяных) одно-
( временно фонтанным и глубиннонасосным способами осущест-
вляют по схемам «фонтан - насос» (ниж. пласт фонтанирует) и
«насос - фонтан» (верх, пласт фонтанирует).
Одножидкостиой поток - поток однородной жидкости постоян-
ной вязкости.
Одномерный поток - поток жидкости или газа в пористой среде,
при котором совокупность всех траекторий состоит из парал-
лельных прямых линий, причем в каждом плоском течении,
перпендикулярном к направлению движения, скорости фильт-
рации во всех точках этого сечения не только параллельны, но
и равны друг другу. При одномерном движении сжимаемой
жидкости или газа в один и тот же момент времени в разных
сечениях скорости фильтрации будут различными.
Одоризациониая установка - предназначена для ввода одоранта
в поток газа. Различают О. у. капельные, фитильные и барбо-
тажные. В капельных О. у. одорант из емкости поступает не-
посредственно в газопровод каплями или тонкой струей через
сопло, установленное за диафрагмой на газопроводе. В фитиль-
ных О. у. одоризация осуществляется пропуском части потока
газа через емкость с одорантом, в к-рую частично погружены
матерчатые полосы (фитили). Газ проходит между фитилями
(над поверхностью одоранта), насыщается, а затем поступает в
газопровод, где смешивается с осн. потоком газа. В барбатаж-
ных О. у. часть потока газа через барботажное сопло поступает
в барботажную камеру (проходит через слой жидкого одоран-
та). Изменение концентрации одоранта в фитильных и барбо-
тажных О. у. достигается регулированием поступающего в них
потока газа и изменением темп-ры жидкого одоранта.
268
Нефтегазовая энциклопедия
Озексуатское нефтяное месторождение - расположено в В. части
Ставропольского края, в пределах так наз. Затеречной равнины.
Выявлено сейсморазведкой в 1950-1951. Приурочено к круп-
ному, пологому поднятию платформенного типа Предкавказ-
ской герцинской платформы. В геологическом строении м-ния
принимают участие вскрываемые скважинами юрские, меловые
и третичные отложения. Промышленная нефтеносность связана
с отложениями юры, нижнего мела и хадумским горизонтом
майкопской свиты. В отложениях нижнего мела установлена
промышленная нефтеносность IX и XIII пластов. Наиболее
производительным и постоянным является IX пласт, сложен-
ный песчаниками, отличающийся хорошими коллекторскими
свойствами и высокими начальными дебитами скважин: 150—
200 т нефти в сутки. XIII пласт, представленный песчаниками,
алевролитами и глинами, непостоянен по простиранию. В связи
с этим нефтенасыщенность и продуктивность XIII пласта не-
равномерны. При опробовании скважин, вскрывших юрские
слои, были получены фонтанные притоки нефти до 150 т/сут.
Залежь нефти в хадумском горизонте относится к литологиче-
скому типу, крайне непостоянна и имеет небольшое промыш-
ленное значение. Нефть О. н. м. легкая, плотность 0,815-0,822,
отличается высоким содержанием парафина-до 20%. Глубины
залегания нижнемеловых IX и XIII эксплуатируемых пластов от
3300 до 3400 м. О. н. м. начато эксплуатацией в 1954. В районе
Озексуата открыты м-ния Зимняя Ставка и Величаевка анало-
гичного типа.
Озеров Виктор Иванович (1929) - организатор нефтегазового про-
изводства. Герой Социалистического труда. Трудовую деятель-
ность начал в 1951. Буровой мастер, инженер по бурению Се-
верной, Абинской, Восточной контор бурения, нефтеразведки
треста «Краснодарнефтеразведка» (1951-1960); буровой мастер
Кущевской, Каневской, Темиргоевской нефтеразведок (1960—
1965); мастер по сложным работам, начальник буровой, началь-
ник Темиргоевской Районной инженерно-технологической
службы (1965-1980); старший инженер отдела, зам. начальника
отдела, начальник отдела Краснодарского управления буровых
работ объединения «Кубаньгазпром» (1984-1997). Награжден
орденом и медалями СССР.
Том 2 (О)
269
Озокерит (горный воск) - минерал нефтяного происхождения,
представляющий собой природную смесь твердых углеводоро-
дов парафинового ряда (СпН2п+2) с большим или меньшим кол-
вом жидких нефтяных масел и смолистых веществ. Цвет от
светло-желтого до почти черного. Консистенция от мягкой,
пластичной до твердой, хрупкой. Плотность 0,85-0,95. Элемен-
тарный состав: 83-85% С, 12,5-14,5% Н. Известно большое
кол-во местных названий озокерита и его разновидностей: гум-
бед, киндебаль, цитризикит, бориславит, нефтегиль и др.
о <
Окаремское месторождение нефтегазоконденсатное — располо-
жено в Туркмении, входит в Южно-Каспийскую нефтегазонос-
ную провинцию. Открыто в 1956, разрабатывается с 1962. Осн.
центр добычи - г. Небит-Даг. Приурочено к брахиантиклинали
размером 10x4,5 км и амплитудой 300 м. М-ние многопласто-
вое (2 залежи нефти, 8 - газоконденсата и нефтегазоконденса-
та). Залежи пластовые сводовые, нек-рые литологически огра-
ниченные. Коллекторы порового типа (пески, песчаники, алев-
ролиты), с пористостью 19,5%, проницаемостью 17-80 мД.
Глубина залегания продуктивных горизонтов 2500-2850 м, эф-
фективная мощность от 4,2 до 20 м. Нач. пластовое давление
часто превышает гидростатическое в 1,2-1,5 раза, темп-ра 73-
80°С. Нефть малосернистая (0,24%), высокопарафинистая (до
30%), плотностью 842-894 кг/м3. Состав газа (%): СН4 97,3-
97,8; С2Н6 + высшие 1,7-2,7; N2 1,4. Плотность газа 575 кг/м3 .
Содержание стабильного конденсата 221-267 г/м3 . М-ние
разрабатывается с применением законтурного заводнения.
Способы эксплуатации: газлифт и насосный.
Океанография - учение об океанах и морях и о происходящих в
них (преимущественно в их водной среде) различных процессах
и явлениях. Эту науку наз. также океанологией.
Окисление нефти (в природной обстановке) - изменение нефти
под действием кислорода (в условиях поверхностного залега-
ния) или некоторых кислородсодержащих соединений (в недрах
земли).
Окислы - химические соединения различных химических элемен-
тов с кислородом, напр., окись алюминия А12О3:
270
Нефтегазовая энциклопедия
0 = Al-О-Al = О.
О. делятся на пять групп: 1) кислотные О. или ангидриды, обра-
зующие с водой кислоты. Пример: серный ангидрид в соедине-
нии с водой дает серную кислоту SO3 + Н2О = H2SO4; 2) основ-
ные О., образующие с водой основания. Пример: окись кальция
в соединении с водой дает щелочь СаО + Н2 О = Са(ОН)2; 3)
амфотерные О., проявляющие и кислотные и основные свойст-
ва (напр., окись алюминия А12 О3); 4) индифферентные (безраз-
личные) О. - те, которые не проявляют ни кислотных, ни ще-
лочных свойств (напр., окись азота NO, окись углерода СО и
др.); 5) солеобразные О., по своему строению и свойствам яв-
ляющиеся солями. Напр., Fe3O4 - это железная соль железистой
кислоты HFeO2.
Окклюзия - растворение или поглощение газа твердыми или рас-
плавленными веществами, отличающееся от адсорбции тем, что
при О. газ распределяется во всем объеме поглощающего его
вещества, тогда как при адсорбции поглощение происходит
только в поверхностном слое адсорбента. Таким образом О. по-
добна адсорбции. Частным случаем О. является растворение
(поглощение) газов твердыми или расплавленными металлами,
напр., один объем палладия способен поглотить около 700 объ-
емов водорода. Явление О. используется в промышленности
при необходимости извлечь из раствора какое-либо вещество.
Оконтуривание нефтяного месторождении - производственный
процесс, начинающийся с оконтуривания структуры, к которой
приурочено данное м-ние. Оконтуривание структуры произво-
дится по выдержанному на разведываемой площади стратигра-
фическому горизонту с помощью детальной геологической
съемки, обычно с применением горных работ, в том числе и не-
глубокого механического бурения. Детальной геологической
съемке нередко предшествуют (или производятся одновремен-
но) детальные геофизические работы, затем переходят к глубо-
кому разведочному бурению, на основе которого производят
первое схематическое О. н. м. Точное О. н. м. возможно лишь
после проведения достаточного кол-ва разведочных скважин.
При многопластовом м-нии для каждого нефтяного пласта бу-
дут свои контуры нефтеносности, в плане обычно не совпа-
Том 2 (О)
271
дающие друг с другом. Внешний контур, охватывающий гра-
ницы нефтеносности всех пластов, и будет контуром нефтенос-
ности м-ния в целом.
Оконтуривающие разведочные скважины - разведочные сква-
жины, проводимые специально на определенный промышлен-
но-нефтеносный пласт с целью подготовки его к промышленной
разработке. Бурением О. р. с. должны быть выяснены детали
геологического строения пласта, уточнено местоположение тек-
тонических нарушений, разведаны контуры нефтеносности, до-
казано ^наличие или отсутствие газовой шапки, установлены ве-
личина и степень однородности физических параметров пласта,
выделены аномальные поля, изучен хим. состав и напор краевых
вод, уточнены продуктивность скважин и режим пласта.
Оксиасфальты - богатые кислородом асфальты.
Оксигуминовые кислоты - растворимые в водных щелочах тем-
но-окрашенные продукты выветривания горючих ископаемых
как угольного, так и нефтяного ряда, имеющие характер гуми-
новых кислот.
«Оксидентал петролеум» («Occidental Petroleum Corp.») - неф-
тяная монополия США. Осн. в шт. Калифорния в 1920; имеет
32 дочерние компании. Занимается добычей нефти, газа, угля,
произ-вом нефтепродуктов, пром, химикатов, пластмасс, ме-
таллопокрытий, с.-х. химикатов и удобрений, сбывает нефть и
газ в США (штаты Техас, Луизиана, Канзас, Калифорния, Ок-
лахома), Канаде (пров. Альберта, Онтарио, Саскачеван, Брит.
Колумбия), британском секторе Северного м. (м-ния Пайпер и
Клеймор), Ливии, Перу, Боливии.
Оксикислоты - органические соединения, содержащие карбок-
сильную (СООН) и гидроксильную (ОН) группы и обладающие
поэтому одновременно свойствами кислот и спиртов. Пример:
оксимасляная кислота СН3- СНОП - СН2- СООН.
Октан -жидкий углеводород С8 Н|8 метанового ряда. Состав:
84,2% С, 15,8% Н. Существует 18 структурных изомеров О.
Нормальный О. имеет т-ру кипения + 125,6°, плотность 0,703. В
272
Нефтегазовая энциклопедия
нефтях доказано присутствие пяти изомеров О., в том числе
нормального.
Октановое чнсло - показатель, служащий характеристикой дето-
национной стойкости легких моторных топлив и равный чис-
ленно процентному (по объему) содержанию изооктана в смеси
его с нормальным гептаном, обладающей одинаковыми с ис-
следуемым топливом детонационными свойствами. Высокими
О.ч. обладают ароматические и изометановые углеводороды.
Нормальные метановые углеводороды отличаются низкими О. ч.
Олефиновые углеводороды (олефины) - непредельные углево-
дороды с открытой цепью общей формулы СпН2п; содержат од-
ну двойную связь, обусловливающую их способность к реакци-
ям присоединения и полимеризации. К О. у. относятся этилен
С2Н4 (или СН2 = СН2), пропилен С3Н6 (или СН3 - СН = СН2), бу-
тилен C4Hg и т.д. Соединения, содержащие несколько двойных
связей, наз. полиолефинами (диолефинами, триолефинами и т.
д. в зависимости от кол-ва двойных связей). О. у. в сырых неф-
тях, по-видимому, не встречаются. Нахождение их в нефтепро-
дуктах объясняется реакциями термического разложения.
Ом (Q) - удельная единица для измерения величины электриче-
ского сопротивления, равная сопротивлению при 0° ртутного
столба длиной 106,3 см и поперечным сечением 1 мм2, при мас-
се 14, 4521 г.
Оман, Султанат Оман (Султанат Уман) - государство на В.
Аравийского п-ова. Пл. 212,4 тыс. км2 (сухопутные границы О.
проходят по пустыням и четко не определены). Нас. 2,4 млн
чел. Недра О. богаты нефтью и природным газом. Почти вся
терр. О. входит в нефтегазоносный бассейн Персидского зали-
ва, и лишь узкая полоса побережья Оманского зал. с прилегаю-
щим шельфом относятся к Омано-Мекранскому нефтегазонос-
ному басе., в к-ром м-ний нефти и газа пока не обнаружено. В
стране открыто 45 нефт. и газонефт. и 3 газовых м-ния. Наибо-
лее крупные: Фахуд, Йибаль, Эль-Хувайса, Натих, Мармуль,
Рима. М-ния сосредоточены в трех р-нах: северном (группа Фа-
худ), центральном (группа Габа) и юго-западном (м-ния Дофа-
Том 2 (О)
273
ра). В сев. р-не нефтеносны карбонатные отложения палеоцен-
эоцена, а также серий васия и тамама мелового возраста. Глу-
бина залегания продуктивных горизонтов 900-1200 м. В ценр.
р-не продуктивны песчаники серии хауши (карбон - ниж.
пермь) и отложения серии маррат(ниж. юра) на глуб. 1200-1500
м; в юго-зап. р-не - отложения серии хауши на глуб. 2500-3400
м. Нефти разнообразны по плотности: в сев. и центр, р-нах пре-
обладают легкие, на Ю.-З. - преим. тяжелые, сернистые. Пер-
спективы открытия новых м-ний нефти и газа связываются с
юго-вост, и юж. р-нами, где установлена продуктивность па-
леозойских отложений. Интерес представляют также прибреж-
ные р-ны и шельф Оманского зал. (Оман-Маскатское побере-
жье) и Аравийского м., пока практически не изученные.
Опары - газовое м-ние, расположенное в 18 км на С.-З. от
г. Стрый (Зап. Украина). В геологическом строении принимают
участие отложения сарматского и тортонского ярусов третич-
ного возраста. Тектонически м-ние приурочено к пологой бра-
хиантиклинальной складке, вытянутой в С.-С.-З. направлении,
имеющей в плане грушевидную форму, значительно расширя-
ясь в Ю.-В. части. Ю.-З. крыло падает под углами 4-5° ,С.-В. -
3°. В разрезе тортона выделяется 12 газоносных продуктивных
песчаных пластов, общей мощностью до 400 м. Наиболее про-
изводительными являются I, IV, V и VI пласты. О. м. вступило
в разработку в 1940; за весь период эксплуатации добыто около
6 млрд м3 газа. Средняя производительность скважин составля-
ет около 30 тыс. м3 газа в сутки, а суммарная ежесуточная до-
быча м-ния достигает 1200 тыс. м3.
Опорная геодезическая сеть - система отдельных точек, закреп-
ленных на местности, координаты и высотные отметки которых
известны. Опорная геодезическая сеть служит геодезической
основой для топографических съемок и перенесения проекта
буровых скважин (или других сооружений) в натуру и оконча-
тельного определения их координат. О. г. с. бывает плановая и
высотная. Плановая сеть состоит из отдельных опорных точек
(пунктов триангуляции или полигонометрии), координаты ко-
торых известны с достаточно высокой точностью. Высотная
274
Нефтегазовая энциклопедия
сеть состоит из отдельных точек, называемых реперами, абсо-
лютные отметки которых известны.
Опорная сеть - в геофизике система относительно редко, но на-
дежно измеренных гравитационных или магнитных пунктов,
определяемая в начальном периоде съемки и используемая впо-
следствии для привязки и контроля всей системы полевых гео-
физических измерений.
Опорное бурение - бурение глубоких скважин по всей террито-
рии страны с целью изучения закономерностей пространствен-
ного распределения нефтегазоносных фаций, определяющих
условия распространения нефтяных и газовых залежей в новых
районах, не изученных бурением. Инициатором и автором ме-
тода опорного бурения был акад. И.М. Губкин. О. б. позволяет
перейти к плановому, систематическому, научно обоснованно-
му проведению поисково-разведочных работ на горючие полез-
ные ископаемые. В платформенных областях О. б., как правило,
ведут до вскрытия кристаллических пород фундамента, а в об-
ластях глубокого залегания фундамента - до технически воз-
можной глубины. О. б., проведенное в СССР в совокупности с
глубоким разведочным бурением, позволило выяснить законо-
мерности изменения фаций и мощностей отложений, произве-
сти геотектоническое районирование крупных площадей в от-
ношении перспектив их нефтегазоносности.
Опорное горное давление - горное давление в массиве пород,
возникающее в результате создания (или естественного образо-
вания) в нем полостей (разл. выработок, расслоений и т. п.).
Представляет собой нормальные к пласту сжимающие напря-
жения, действующие вблизи опорного контура (на массивы, це-
лики п. и., закладку, обрушенные породы и крепь) по всему его
периметру (периметру обнажения). Возникает вследствие пере-
распределения напряженного состояния г. п. при нарушении
сплошности массива и создается совместным действием веса
покрывающей породной толщи и суммой изгибающих момен-
тов, зависающих над выработанным пространством или др. по-
лостью пород.
Том 2 (О)
275
Опорные скважины - глубокие скважины, проводимые в р-нах,
не изученных бурением, и имеющие своей задачей изучение
геологического строения недр в целях определения направле-
ния поисково-разведочных работ для подготовки резервных за-
пасов нефти и газа. Закладываются как в платформенных, так и
в геосинклинальных областях с целью изучения закономерно-
стей пространственного распределения нефтегазоносных фа-
ций, определяющих условия распространения нефтяных и газо-
вых залежей в пределах структур I и II порядка.
Опорный (маркирующий) горизонт - пласт (или комплекс про-
пластков), обладающий какими-либо характерными постоян-
ными признаками и имеющий более или менее широкое рас-
пространение, а потому могущий служить опорой при струк-
турных построениях.
Опорный электрический горизонт - слой или комплекс слоев
горных пород, прослеживающийся на всем участке электриче-
ской разведки, обладающий более или менее постоянным
электр. сопротивлением и достаточно отчетливо отмечающийся
на кривых электрического зондирования. Изучение поведения
такого горизонта является основной задачей электроразведки.
Определение проницаемости пласта по промысловым данным
- можно произвести, зная дебит скважины и соответствующую
ему депрессию давления, вскрытую и общую мощность пласта,
вязкость нефти в пластовых условиях, радиус скважины и рас-
стояние до контура питания, принимаемое при работе группы
скважин как среднее значение из половин расстояний между
данной скважиной и ближайшими окружающими. Подставляя
эти значения в формулу Дюпюи и вводя поправку на несовер-
шенство скважины, вычисляют осредненное значение коэффи-
циента проницаемости пласта вокруг исследуемой скважины.
Опрессовка скважин - испытание обсадных колонн буровой
скважины на герметичность. Проводится в процессе стр-ва или
капитального ремонта скважин после цементирования затруб-
ного пространства колонны. Заключается в создании давления в
стволе скважины (нагнетанием в колонну обсадных труб жид-
кости, реже газа) и контроле его на устье скважины (последнее
276 Нефтегазовая энциклопедия
оборудуется спец, опрессовочной головкой и манометром). При
этом величина устьевого давления должна быть на 20% выше
ожидаемого макс, давления в скважине, но не ниже следующе-
го: 5 МПа для диаметра колонны 370—426 мм, 6 МПа для 273-
324 мм, 7 МПа для 219-245 мм, 7,5 МПа для 178-194 мм,
8 МПа для 168 мм, 10 МПа для 140-146 мм и 12МПа для 114—
127 мм. Результаты О. с. считаются положительными, если
давление в течение 30 мин. не снижается, или снижается не
более чем на 0,5 МПа (при давлении на устье выше 7 МПа), или
не более чем на 0,3 МПа (при давлении на устье ниже 7 МПа), а
также, если после замены бурового раствора водой отсутствует
перелив жидкости на устье скважины (в случае нефтеносных
или водоносных продуктивных пластов), или выделение из
жидкости газа (газоносные пласты).
Опробование новых нефтяных и газовых пластов - в поиско-
вых разведочных скважинах может производиться: а) в процес-
се бурения скважин по мере встречи нефтяных и газовых пла-
стов (сверху вниз) при помощи соответствующей конструкции
пакеров или спуска специальной промежуточной колонны;
б) после окончания бурения скважины, спуска и цементажа об-
садной колонны снизу вверх путем последовательной перфора-
ции обсадной колонны против каждого нефтяного и газового
пласта при раздельном испытании. В процессе опробования
пластов должно быть обеспечено установление продуктивности
скважины, т. е. определение дебитов нефти, газа (и воды) при
нескольких режимах, производство замеров пластового и за-
бойного давлений, отбор проб нефти, газа и воды как в поверх-
ностных условиях, так и на забое скважины.
Опрокинутая складка - антиклинальная или синклинальная
складка, у которой оба крыла наклонены в одну сторону; при
этом осевая плоскость обычно значительно наклонена в ту же
сторону. В опрокинутых, как и в лежачих, складках различают:
верхнее - сводовое крыло, среднее - подвернутое крыло и ниж-
нее - мульдовое крыло.
Оптимальный дебит скважины - максимально возможный дебит
скважины, обеспечивающий как безаварийную работу ее, так и
рациональную разработку залежи в целом.
Том 2 (О)
277
Оптимальный технологический режим скважин - работа сква-
жины при таком дебите, который может быть получен при мак-
симальном снижении забойного давления в данной скважине
без ущерба для залежи и скважины.
Опытная эксплуатация разведочных скважин - предваритель-
ная добыча нефти на открытом новом нефтяном м-нии или но-
вом нефтяном пласте с целью ознакомления с промышленной
характеристикой нефтяного пласта, установления режима его ра-
боты, степени взаимодействия скважин и получения количест-
венных данных о параметрах (свойствах) пласта, необходимых
для полноценного проектирования системы разработки м-ния.
Организация стран-экспортеров нефти, ОПЕК - межправитель-
ственная организация, координирующая и унифицирующая
нефт. политику стран-членов и разрабатывающая пути и мето-
ды защиты их интересов как на индивидуальной, так и на кол-
лективной основе. Осн. в 1960 Ираном, Ираком, Кувейтом,
Саудовской Аравией, Венесуэлой. Впоследствии к ОПЕК при-
соединились Катар (1961), Индонезия и Ливия (1962), эмират
Абу-Даби (1967), Алжир (1969), Нигерия (1971), Эквадор (1973)
и Габон (на правах ассоциированного члена с 1973, полное
членство с 1975). В ноябре 1962 ОПЕК зарегистрирован в Сек-
ретариате ООН как полноправная межправительственная орг-
ция. В 1965 установила офиц. отношения с Экономическим и
Социальным советом ООН по торговле и развитию. Высший
орган ОПЕК - Конференция стран-участниц, созываемая, как
правило, 2 раза в год. Конференция решает вопросы приема но-
вых членов, утверждает состав Совета управляющих, бюджет и
финансовый отчет, назначает председателя Совета управляю-
щих, генерального секретаря, его заместителей и ревизора. Со-
вет управляющих подготавливает вопросы для Конференции,
руководит работой Секретариата, являющегося постоянно дей-
ствующим органом. Секретариат проводит исследования и го-
товит предложения для Совета управляющих и Конференции,
осуществляет контроль за исполнением принятых решений, со-
ставляет проекты ежегодных бюджетов ОПЕК. В его состав
входят административный, экономический, юридический, ин-
формационный и технический отделы. Цель ОПЕК - обеспече-
278
Нефтегазовая энциклопедия
ние участия гос-ва в эксплуатации своих нефт. ресурсов, обес-
печение стабильности цен на мировом рынке нефти и устойчи-
вых доходов участников, регулярных поставок нефти в страны-
потребители. Членом ОПЕК может стать страна, являющаяся
крупным нетто-экспортером нефти и признающая цели и зада-
чи орг-ции.
Организации, экономики и управления нефтегазовой про-
мышленности институт Всероссийский (ВНИИОЭНГ) -
ОАО, расположен в Москве. Основан в 1965. В 2003 лауреат
Золотой медали Ассоциации содействия промышленности (Па-
риж, Франция). Основные виды деятельности: справочно-
информационное и нормативно-техническое обслуживание;
экономическая оценка запасов нефти и газа; составление про-
гнозов и схем развития нефтегазоносных провинций и регио-
нов; разработка стратегии развития нефтяных компаний; эконо-
мический анализ эффективности инвестиций в нефтегазовый
бизнес; разработка различного рода технико-экономических
обоснований: предлицензионных (для получения лицензии на
право поиска и разработки м-ний нефти и газа), для различных
стадий разработки м-ний (пробной эксплуатации, опытно-
промышленной эксплуатации, промышленной разработки), для
комплексного обустройства м-ний нефти и газа, для строитель-
ства отдельных объектов и комплексов для разработки м-ний,
целесообразности и экономической эффективности инвестиций
с оценкой возможных источников финансирования; составле-
ние технологических схем и проектов при проведении анализа
текущего состояния разработок м-ний; разработка проектов со-
глашений по разделу продукции (СРП); экологические иссле-
дования; техническое нормирование, нормирование труда и по-
требления материально-технических ресурсов; экспертиза.
Ордината - ось «у» в прямоугольной (декартовой) системе коор-
динат.
Орел Владимир Емельянович (1928) - ученый в области нефтяной
геологии. Окончил Азербайджанский индустриальный ин-т
(1954). Д. г.-мин. н., профессор. Трудовую деятельность начал в
1947. Старший научный сотрудник, руководитель лаборатории
Том 2 (О)
279
Украинского научно-исследовательского ин-та газовой про-
мышленности (1963-1969); зам. директора по научной работе в
области геологии ВНИИгаз (1969-1974); зам. директора по на-
учной работе Ин-та геологии и разработки горючих ископае-
мых (1979-1988); командировка в Индию (1988-1991); главный
научный сотрудник Ин-та геологии и разработки горючих ис-
копаемых (с 1991). Награжден медалями СССР. Заслуженный
деятель науки РСФСР.
«Оренбурггазпром» - пром, объединение по добыче газа в Орен-
бургской обл. Адм. центр в Оренбурге. В газовых м-ниях про-
дуктивны карбонатные отложения пермского и каменноуголь-
ного возраста. Залежи массивного типа или литологически от-
граниченные пластовые приурочены к пологим антиклинальным
складкам, контактируют с подошвенными водами хлоркальцие-
вого типа или имеют нефт. оторочку. Режим залежей упругово-
донапорный или газовый, разрабатываются в режиме истоще-
ния. С 1984 ведется добыча нефти из нефт. оторочек. Газ мета-
новый с большим содержанием сероводорода, конденсата. Сис-
тема сбора и транспорта газа и конденсата герметизированная.
Продукция с промысла направляется на газоперерабат. з-д. За-
пасы и наличие в газе ценных компонентов обусловило созда-
ние в этом районе газохим. комплекса. В «О.» разработаны и
внедрены: методика добычи газа и конденсата из неоднородных
карбонатных коллекторов большой мощности, комплекс техн,
решений по интенсификации добычи серосодержащих газов.
«Оренбургнефть» - производственное объединение по разведке
и разработке нефт. и газовых м-ний в Оренбургской обл. Адм.
центр в Оренбурге. «О.» разрабатывает преимущественно мно-
гопластовые м-ния. Продуктивны терригенные и карбонатные
отложения девонского, каменноугольного и пермского возрас-
та. Осн. залежи приурочены к пологим антиклинальным склад-
кам, иногда тектонически экранированные. М-ния контактиру-
ют с краевыми и подошвенными водами углекислокальциевого
состава. Режим залежей упруго-водонапорный. Б. ч. залежей
разрабатывается с поддержанием пластового давления путем
закачки воды (св. 81% добываемой нефти). С комплексно авто-
матизир. промыслов добывается 95% нефти. Система сбора и
280
Нефтегазовая энциклопедия
транспорта нефти - герметизированная однотрубная. Увеличе-
ние объемов добычи нефти связано с вводом в разработку но-
вых м-ний, уплотнением сетки скважин, совершенствованием
систем заводнения и интенсификацией добычи нефти.
Оренбургское месторождение газоконденсатное - расположено
на юж. окраине г. Оренбург. Входит в Волго-Уральскую нефте-
газоносную провинцию. Открыто в 1966, разрабатывается с
1971. М-ние приурочено к асимметричному валообразному
поднятию широтного простирания подсолевых нижнепермских
отложений. Размеры вала 100x22 км, амплитуда 700 м. Выявле-
но три залежи (две с нефт. оторочками) в карбонатных отложе-
ниях - артинско-среднекаменноугольная (основная), филиппов-
ская (в подошве кунгурского яруса) и среднекаменноугольная.
Первая залежь массивная, этаж нефтегазоносности 523 м, ГНК
на отметке - 1750 м. Коллектор порово-трещинного типа с по-
ристостью 6-13% и проницаемостью 0,1-24,1 мД. Нач. пласто-
вое давление 20,9 МПа, темп-pa 27°С. Состав газа (%): СЬЦ -
81,5-88; С2Н5 - 3,1-5,4; С2Н6 + высш. - 1,9-9,2; СО2 - 0-5,4;
N2 - 2,5-8,8; H2S - 1,3—4,5. Нач. содержание стабильного кон-
денсата 76,3 г/м3, плотность 698-715 кг/м3, содержание S 1,2%.
Вторая залежь - пластовая сводовая, литологически ограничен-
ная. Коллектор - «плойчатые» доломиты с пористостью 11%.
Этаж газоносности 504 м. Нефт. оторочка окаймляет 3. часть
залежи. Размеры оторочки 1,8x35 км. ГНК на отметке -1690,
ВНК на отметке -1760 м. Нач. пластовые давления 19,1 МПа,
темп-pa 20°С. Состав газа (в %): СН4- 88,2; С2Нб - 3,1; С3Нб +
высшие-4,1; СО2 - 0,7; H2S - 2,7; N2 - 1,2. Третья залежь (глу-
бина 2076-2359 м) массивная. Пористость коллектора 11%.
Нач. пласт, давление 23-25 МПа, нач. содержание стабильного
конденсата 91,5 г/м3.
Оринокскнй нефтегазоносный бассейн - расположен в пределах
Вост. Венесуэлы, гос-ва Тринидад и Тобаго (о. Тринидад),
включает акваторию залива Пария и атлантич. шельф о. Трини-
дад. Пл. 223 тыс. км2 (в т.ч. 86 тыс. км2 акватории). Нефтепоис-
ковые работы начаты с 1866, разработка с 1909. Открыто 240
нефт. и 17 газовых м-ний (18 и 14 соответственно в акватории).
Нач. пром, запасы 3049,3 млн т нефти и 1675,2 млрд м3 газа
Том 2 (О)
281
(в акватории 204 млн т и 343 млрд м3). Крупнейшие м-ния неф-
ти с запасами св. 100 млн т: Кирикире, Мата, Гуара, Нипа, Офи-
сина. Обрамлением басе, служат на Ю. Гвианский щит, на С.
Карибская складчатая система, на 3. свод Эль-Бауль, на В. зона
выклинивания осадочных образований у континентального
подножья. Выполнен б. ч. терригенными отложениями мезо-
кайнозоя, мощностью св. 9 км. Нефтегазоносны песчаники ме-
лового, олигоцен-миоценового и плиоценового возраста. Глуб.
залегания продуктивных горизонтов от 85 до 5100 м. М-ния
многопластовые. Залежи пластовые сводовые, тектонически эк-
ранированные; литолого-стратиграфические - в русловых и
дельтовых песчаниках, в зонах регионального выклинивания
коллекторов. Пластовое давление б. ч. залежей превышает гид-
ростатическое на 10-30%. Диапазон пластовых темп-р 30-140°С.
Плотность нефтей 766-1044 кг/м3, содержание S 0,08-4%. В С.
части басе. - газовые и газоконденсатные м-ния. В структурных
залежах - нефти легкие, малосернистые (мел, олигоцен-миоцен),
в неструктурных - нефти ср. плотности, с повыш. содержанием
S; тяжелые и высокосернистые - в залежах, экранированных гря-
зевыми диапирами и в Оринокском поясе тяжелых нефтей. Ре-
жим б. ч. м-ний водонапорный. Накопленная добыча 1592,3 млн
т нефти и 768,2 млрд м3 газа ( в т. ч. на акватории соответственно
139 млн т и 72,9 млрд м3). В эксплуатации находилось 5718 скв.,
из к-рых 1124 фонтанных и 4594 насосных. Годовая добыча в
пределах 28 млн т нефти и 23,5 млрд м3 газа (в т. ч. на акватории
соответственно 7,5 млн т и 6,8 млрд м3).
Оринокский пояс тяжелых нефтей - гигантское скопление тя-
желых нефтей, связанное с юж. платформенным бортом Ори-
нокского НГБ; протягивается вдоль сев. берега р. Ориноко
(600x90 км). Нефтепоисковые работы начаты в 1936. Первое
м-ние обнаружено в 1956. Наиболее крупные: Хобо, Моричаль.
Продуктивны неуплотненные дельтовые и прибрежно-морские
пески нижнего - среднего миоцена (свита Офисина) мощно-
стью от 15 до 130 м (глуб. от 150 до 1350 м) с пористостью
30-34% и проницаемостью до 1 Д. Залежи многопластовые.
Пластовые давления близки к гидростатическим. Пластовые
темп-ры 35-75°С. Плотность нефти от 934 до 1044 кг/м3, вяз-
282
Нефтегазовая энциклопедия
кость 100-20000 мПа • с, содержание S 2-4%. Ср. газонасыщен-
ность 11,6 м3/м3, нек-рые залежи - с газовыми шапками. Ресур-
сы нефти 150 млрд т, из которых 100 млрд т рентабельны для
освоения. Коэфф, извлечения 5-8%, при применении парона-
гнетания может быть увеличен до 24-30%. В эксплуатацию
введены горизонты, содержащие нефть плотностью 986-996
кг/м3. М-ния эксплуатируются как первичными методами, так и
с закачкой горячей воды и пара. Дебит скважин от 12,3 до 34,4 т
в сутки.
Орлов Александр Владимирович (1930-1987) - специалист и уче-
ный в области бурения нефтяных и газовых скважин. Окончил
Куйбышевский индустриальный ин-т (1954). К. т. н. Трудовую
деятельность начал в 1954. Старший инженер, руководитель
группы, главный инженер проекта, заведующий лабораторией,
зам. директора по научной работе, заведующий отделом техно-
логии строительства скважин ВНИИБТ (1958-1987). Награжден
медалью СССР.
Орлов Виктор Александрович (1936-1996) - специалист в области
бурения скважин. Окончил Московский нефтяной ин-т (1960).
Трудовую деятельность начал в 1960. Главный специалист от-
дела нефтяной и газовой промышленности Госплана СССР
(1975-1987); начальник подотдела отдела нефтяной, газовой и
угольной промышленности Госплана СССР (1989-1991); зам.
начальника отдела материально-технического обеспечения, на-
чальник Главного управления материально-технических ресур-
сов и сервиса, директор Департамента материально-
технического обеспечения Государственного предприятия
«Роснефть» (1991-1994).
Орлов Вячеслав Сергеевич (1929-1978) - ученый в области разра-
ботки и эксплуатации нефтяных м-ний. Окончил Сызранский
нефтяной техникум (1948) и Московский нефтяной ин-т (1953).
Д. т. н. Трудовую деятельность начал в 1953. Руководитель ла-
боратории методики проектирования разработки нефтяных м-
ний, старший научный сотрудник лаборатории ВНИИнефть
(1960-1975); доцент кафедры разработки и эксплуатации неф-
тяных месторождений Московского нефтяного ин-та (1975—
1978). Награжден медалями СССР.
Том 2 (О)
283
Орография - полное описание рельефа земной поверхности.
Оруджев Сабит Атаевич (1912-1981) - выдающийся организатор
нефтегазовой промышленности. Окончил Азербайджанский
индустриальный ин-т (1936). Д. т. н., член-корр. Академии наук
АзССР. Герой Социалистического Труда. Трудовую деятель-
ность начал в 1936. Управляющий трестом «Орджоникидзе-
нефть», зам. начальника Азнефтекомбината, главный инженер -
зам. начальника объединения «Азнефть» (1936-1946); главный
инженер - зам. начальника объединения «Краснодарнефть»,
начальник объединения «Азнефтеразведка» (1946-1949); на-
чальник Главморнефти, Главзападнефтедобычи, зам. министра
Миннефтепрома СССР (1949-1957); Председатель СНХ АзССР
(1957-1959); постпред СМ АзССР при СМ СССР (1959-1962);
первый зам. министра Миннефтепрома СССР (1965-1972); ми-
нистр газовой промышленности Мингазпрома СССР (1972—
1981). Награжден орденами и медалями СССР. Лауреат
Ленинской премии, дважды лауреат Государственной премии
СССР. Почетный нефтяник. Почетный работник газовой
промышленности.
Оруджева Диляра Сабитовна (1933) - ученая в области геологии
нефтяных и газовых м-ний. Окончила Московский нефтяной
ин-т (1958). Д. г.-мин. н., профессор. Трудовую деятельность
начала в 1958. Старший научный сотрудник Ин-та геологии и
разработки горючих ископаемых (1968-1969); старший науч-
ный сотрудник, заведующая сектором, заведующая лаборатори-
ей Ин-та геологии и разработки горючих ископаемых (с 1970).
Награждена орденом и медалями СССР. Почетный работник га-
зовой промышленности РСФСР.
Осадочные месторождения - м-ния полезных ископаемых, при-
уроченные к осадочным породам. К таким м-ниям относятся м-
ния нефти, различных углей, фосфоритов, боксита, калийных
солей, гипса и др., а также россыпного золота.
Осадочные породы - горные породы, являющиеся продуктами
разрушения любых горных пород, жизнедеятельности организ-
мов и выпадения из водной или воздушной среды минеральных
284
Нефтегазовая энциклопедия
частиц и последующего их уплотнения и изменения - во всех
случаях при давлении и температуре, свойственных поверхно-
стным частям земной коры.
Осветительные масла - группа нефтяных погонов, разделяющая-
ся по плотности на дистиллаты: керосиновый (плотность 0,784-
0,864) и соляровый (плотность 0,864-0,892).
Освоение скважин - комплекс работ, проводимых в скважинах по
окончании их бурения с целью получения нефти и газа в про-
мышленных кол-вах или осуществления закачки рабочего аген-
та (для нагнетательных скважин): герметизация устья скважи-
ны, спуск подземного оборудования, установка надземного
оборудования, вызов притока жидкости (газа) из пласта, за ко-
торыми в некоторых случаях следуют мероприятия по интен-
сификации притока (обработка соляной кислотой, торпедиро-
вание). В нагнетательных скважинах после вызова притока из
пласта следует опытная закачка рабочего агента. Во многих
случаях нагнетательные скважины не принимают закачиваемую
воду и, чтобы добиться закачки воды в требуемых объемах,
приходится осуществлять дополнительный комплекс работ по
приведению ствола и забоя скважин в особо чистое состояние и
по улучшению проницаемости пласта: вызов усиленного при-
тока жидкости, термокислотные обработки призабойной зоны
пласта, дострел дыр, торпедная перфорация, торпедирование,
разрыв пласта и т. п. Этот комплекс работ является весьма
сложным и продолжительным, вследствие чего термин «освое-
ние нагнетательных скважин» обычно связывается с описанным
дополнительным комплексом работ.
Осипов Михаил Григорьевич (1907-1970) - окончил Ин-т инже-
неров железнодорожного транспорта (1936). К. т. н. Начальник
сектора, управляющий Всесоюзной конторой «Востокнефте-
проект» (1939-1946); директор Гипровостокнефть (1946-1970).
Организатор первого Государственного комплексного ин-та по
научным исследованиям и проектно-изыскательским работам
нефтегазодобывающей промышленности. Награжден орденами
и медалями СССР. Лауреат Ленинской премии. Почетный неф-
тяник.
Том 2 (О)
285
Остаточная нефтенасыщенность - кол-во нефти в пласте, ос-
тающееся после ее вытеснения водой или газом и вообще по
окончании эксплуатации данного пласта. Величина О. н. зави-
сит от капиллярного давления, существующего в отдельных
мелких поровых каналах, в которых находится нефть. О. н. рав-
на единице минус коэффициент нефтеотдачи; вводится в фор-
мулу объемного метода при подсчетах остаточных запасов неф-
ти в пластах, предназначенных к шахтной разработке.
Остаточный битум - остаток от перегонки тяжелой смолистой
нефти, пригодный для использования в дорожном строительстве.
Остров Артема - нефтяное м-ние, расположенное на острове того
же наименования и в акватории Каспийского моря к С. и Ю. от
острова. Остров входит в состав Апшеронского архипелага, от-
деляясь от вост, побережья Апшеронского п-ова узким проли-
вом шириной 4-2 км. В настоящее время остров соединен с ма-
териком дамбой, по которой проложена шоссейная дорога.
Промышленная нефтеносность связана с продуктивной толщей.
Основное промышленное значение имеют подкирмакинский
горизонт (ПК), а также V и Va пласты кирмакинской свиты
(КС). Нефти о-ва Артема тяжелые, плотностью 0,903-0,940,
смолистые (до 25%). Разработка С. складки была начата в 1904,
но до 1930 в эксплуатации находились лишь пласты кирмакин-
ской свиты (КС). Впоследствии вступил в разработку основной
подкирмакинский горизонт (ПК), а, начиная с 1934, было нача-
то освоение морской части складки, где был создан первый в
СССР морской нефтяной промысел. Разработка и эксплуатация
Ю. складки начата в 1932-33. Начальные дебиты скважин дос-
тигали 100-150 и даже 200 т нефти в сутки при глубине залега-
ния до 1000-1100 м, однако в среднем они колебались в преде-
лах 15-30 т.
Остров Песчаный - газонефтяное м-ние, расположенное в 3 км к
Ю. от южного побережья Апшеронского п-ова (Азербайджан) в
Каспийском море. Остров представляет узкую полоску суши,
длиной около 2 км, вытянутую в широтном направлении. В
геологическом строении острова и территории моря как к С.,
так и к Ю. от него принимают участие отложения продуктив-
286
Нефтегазовая энциклопедия
ной толщи среднего плиоцена, а также акчагыльского и апше-
ронского ярусов верхнего плиоцена. Основное промышленное
значение имеет южная, отделенная сбросом часть м-ния, где ус-
тановлена высокая продуктивность целого ряда нефтяных пла-
стов продуктивной толщи, начиная (сверху вниз) от балахан-
ской свиты верхнего ее отдела и кончая калинской свитой, за-
легающей в основании продуктивной толщи. Таким образом м-
ние О. П. является многопластовым, характеризующимся бога-
тым нефтенасыщением разреза продуктивной толщи. В 1958
м-ние вступило в разработку и эксплуатацию.
Осушка газов - удаление влаги из газов и газовых смесей. Пред-
шествует транспорту природных газов по трубопроводу, низко-
температурному разделению газовых смесей на компоненты и
др. Обеспечивает непрерывную эксплуатацию промыслового
оборудования и газопроводов, предотвращает образование га-
зогидратных пробок и др. Осн. методы - конденсационный
(конденсация паров воды при сжатии или охлаждении), абсорб-
ционный (промывка влажного газа жидким поглотителем) и ад-
сорбционный (поглощение паров воды твердым гранулирован-
ным адсорбентом). Наиболее широко используемые абсорбенты
- ди- и триэтиленгликоли; их регенерацию проводят в отд. ап-
парате - десорбере. В качестве адсорбента применяют силика-
гель, активный А12 Оз , цеолиты.
Осциллограф - аппарат для автоматической записи изменения
электрического тока или напряжения процессов. В геофизиче-
ской разведке О. применяется при сейсмической, электрической
разведке, а также при промысловых геофизических исследова-
ниях скважин. Основные части О.: зеркальные гальванометры,
осветитель и лентопротяжный механизм; в последнем переме-
щается фотобумага, на которой записываются колебания зеркал
гальванометра.
Отбензинивание газа - извлечение из углеводородных газов эта-
на, пропана, бутана и компонентов газового бензина (С5 + выс-
шие). Осуществляется на промыслах и газоперерабат. з-дах.
Отбор газовых проб - отбор образцов газа из естественных их
выходов, из почвы или подпочвы, кернов, глинистых растворов,
Том 2 (О)
287
газопроводов, заводских установок, шахт и т. п. с целью после-
дующего анализа для определения состава газа. Отбираемые
пробы обычно помещают в герметичную стеклянную тару (бу-
тылки, трубки) или в металлические баллоны под давлением.
Отметчик глубин - прибор для отметок глубин в скважине при
полуавтоматической регистрации во время каротажных работ.
Отпарная колонна - тепломассообменный аппарат для выделе-
ния из жидких смесей легколетучих примесей, напр., раство-
ренных газов. Колонна работает следующим образом. Сырье
подается в верх, часть колонны, снабженной массообменными
контактными устройствами-тарелками, на к-рых происходит
его взаимодействие с поступающим снизу паром (образующим-
ся в испарителе-кипятильнике или подаваемом извне). Освобо-
жденная от примесей легколетучих компонентов жидкость
(осн. продукт) выводится снизу колонны, а сверху выводят
примеси легколетучих компонентов, содержащих также потери
осн. продукта. Регулирование режима работы О. к. осуществ-
ляют изменением кол-ва тепла, расходуемого для образования
пара. В нефт. и газовой пром-сти О. к. используют при стабили-
зации нефти и газового конденсата, а также при дегазации на-
сыщенного абсорбента на маслоабсорбционных установках.
При этом в качестве осн. продуктов получают стабильные
нефть, конденсат или регенерированный абсорбент. Гл. недос-
таток технологии с использованием О. к. - примеси с легколе-
тучими примесями осн. продукта. В нефт. и газовой пром-сти
О. к. используют также на установках осушки при регенерации
водных растворов гликолей.
Отражающий горизонт - поверхность, отражающая сейсмиче-
ские волны. Обычно О. г. совпадает с определенным страти-
графическим горизонтом в осадочной толще, акустическая же-
сткость которого отличается от таковой вышележащего слоя.
Для того, чтобы геологическая граница (условный горизонт)
являлась отражающей, необходимо выполнение следующих ус-
ловий: 1) акустическая жесткость должна меняться достаточно
резко; 2) не должно быть неровностей порядка полуволны, соз-
дающих рассеивание энергии; 3) соотношение физических
288
Нефтегазовая энциклопедия
свойств вдоль границы должно выдерживаться на достаточно
большом протяжении.
Отстойник Лысенко - прибор полевого и лабораторного контро-
ля, служащий для определения в глинистом растворе кол-ва
песка и нераспустившихся частиц выбуренной породы.
Отт Виктор Иоганесович (1948) - крупный организатор нефтега-
зового производства. Окончил Куйбышевский политехниче-
ский ин-т (1972). Трудовую деятельность начал в 1966. Глав-
ный инженер - зам. начальника нефтегазодобывающего управ-
ления «Черногорнефть», главный инженер - первый зам. гене-
рального директора, генеральный директор объединения «Ниж-
невартовскнефтегаз» Главтюменнефтегаза (1975-1989); главный
инженер - зам. генерального директора объединения «Тенгиз-
нефтегаз» (1989-1991); вице-президент Корпорации «Роснефте-
газ» (1991-1993); председатель Комитета нефтяной промышлен-
ности Минтопэнерго, первый вице-президент Государственного
предприятия - Нефтяной компании «Роснефть» (1983-1996);
первый зам. министра топлива и энергетики (1996). Награжден
орденом и медалью СССР. Почетный нефтяник.
Оттаивание грунта (породы) - процесс перехода грунта из мерз-
лого состояния в талое в связи с фазовым переходом лед - вода
при нагревании до темп-ры оттаивания (ок. 0°С). При фазовом
переходе подземного льда в воду поглощается тепло и сущест-
венно изменяются механич., физ.-хим., теплофиз., электрич.
свойства водной компоненты и самого грунта. Вследствие этих
изменений происходят перестройка структуры грунта и резкое
снижение прочностных и деформационных характеристик, что
диктует необходимость изучения О. как в естественных, так и
техногенных условиях. В естеств. условиях О. происходит
вследствие воздействия природных источников тепла (солнеч-
ной радиации, воздушных масс и атм. процессов, поверхност-
ных, грунтовых и термальных вод). В этих условиях различают
сезонное и многолетнее О. При техногенных воздействиях раз-
личают О.: под влиянием естеств. источников тепла в техноген-
ноизмененных условиях теплообмена на поверхности грунтов
(напр., при удалении растительности, торфяного слоя, затопле-
Том 2 (О)
289
нии площадки) и под воздействием техногенных (искусствен-
ных) источников тепла (тепловыделяющих сооружений, сброса
промстоков и др.).
Охинское нефтяное месторождение - расположено в Охинском
р-не Сахалинской обл., на вост, побережье Сахалина. В строе-
нии м-ния принимают участие третичные и четвертичные от-
ложения. Третичные отложения - средний миоцен (дагинская
свита) и верхний миоцен (окобыкайская свита) - сложены пес-
чано-глинистыми образованиями. Промышленные залежи неф-
ти приурочены к отложениям окобыкайской свиты. Всего от-
крыто и эксплуатируется 14 промышленно-нефтеносных пла-
стов, общей мощностью до 360 м. Наиболее продуктивными из
всех пластов являются III, IV и VII пласты. Глубина залегания
пластов от 20-30 до 800-900 м. Физико-химические свойства
нефти изменяются как по разрезу, так и в пределах одного пла-
ста по блокам. Промышленная разработка м-ния начата в 1925
и продолжается до сих пор.
Охлаждение горных пород - процесс изменения температурного
режима массива горн, пород, сопровождающийся изменением
теплового поля минеральной массы без образования льдоце-
мента в ее порах и пустотах. В кон. 50-х - нач. 60-х на охлаж-
денные г.п. было обращено особое внимание в связи с развити-
ем подземной добычи п. и. и расширением объемов пром, и
гражданского стр-ва в районах многолетней мерзлоты. Охлаж-
денные г. п. в природных условиях распространены на значит,
территории Российской Федерации (ок. 50%) и встречаются как
в зоне многолетней мерзлоты, так и в высокогорных р-нах. Ох-
лажденные г. п. имеют разновидности: не содержащие воды
(морозные породы), содержащие воду (гигроскопическую или
пленочную), содержащие растворы солей при темп-ре выше
точки замерзания раствора.
Охотская нефтегазоносная провинция - расположена в преде-
лах Камчатской обл., Сахалинской обл. и Хабаровского края
Российской Федерации. Пл. 1,2 млн км2. Первое м-ние газа
(Охинское) открыто на Сев. Сахалине в 1923, на Камчатке в
1980; разработка на Сев. Сахалине начата в 1930. Осн. центр
290
Нефтегазовая энциклопедия
добычи - г. Оха. Разрабатывается 47 преим. нефт. и газокон-
денсатных м-ний. Наиболее известные: Охинское, Шхунное,
Одоптинское, Чайвинское, Катанглинское. О. н. п. приурочена
к С. части Вост.-Тихоокеанского геосинклинального пояса. Ог-
раничена на С. и 3. Вост.-Азиатским вулканогенным поясом, на
В. кайнозойскими складчатыми системами Камчатки, на Ю.
Курильской геосинклинальной котловиной. Мощность осадоч-
ного чехла до 7 км в прогибах и до 6-8 км в мегантиклинории.
В разрезе осадочного чехла прогибов выделяют 3 осн. струк-
турных этажа: нижний - геосинклинальные и орогенные фор-
мации палеогенового, раннемиоценового возраста, в нек-рых р-
нах позднемелового возраста; средний - орогенные формации
средне-позднемиоценового возраста; верхний - терригенно-
кремнисто-диатомовые отложения плиоцен-четвертичного воз-
раста, развитые преим. в экваториальной части. Размеры ло-
кальных поднятий в прогибах 2x5-8x18 км. Регионально неф-
тегазоносен комплекс неогеновых отложений. Осн. продуктив-
ность связана с песчано-глинистыми породами окабыкайской и
дагинской свит миоцена и нутовской свиты плиоцена. Мощ-
ность коллекторов до 60 м, пористость 20-25%. Б. ч. м-ний со-
средоточена в сев. и центр, частях о. Сахалин. М-ния, гл. обр.
многопластовые, содержат от 8 до 14 продуктивных пластов.
Залежи пластовые сводовые и тектонически экранированные с
элементами литологич. ограничения. На 3. Камчатки выявлено
2 продуктивных горизонта в этолонской (ср. миоцен) и эрма-
новской (верх, миоцен) свитах на глуб. 1131-1521 м. Коллекто-
ры - песчаники, туфопесчаники и туфоалевролиты с пористо-
стью 23-33% и газопроницаемостью до 760 мД. Залежи пласто-
вые сводовые и литологически экранированные. Перспективы
Зап. Камчатки связывают с отложениями неогена и возможно
верх. мела. Плотность нефти 800-920 кг/м3, преобладают тяже-
лые нефти с содержанием бензина 1,2%. Нефти Сахалина мало-
сернистые, парафинистые, по углеводородному составу нафте-
новые, нафтенометановые и ароматическо-нафтенометановые.
Охрана окружающей среды - комплекс мероприятий по оптими-
зации или сохранению окружающей природной среды. Цель
О. о. с. - противодействие негативным изменениям в ней, к-рые
имели место в прошлом, происходят сейчас или предстоят.
Том 2 (О)
291
Охрименко Николай Михайлович (1909-1988) - организатор и
ученый в области нефтегазового производства. Окончил Гроз-
ненский нефтяной ин-т (1935). Трудовую деятельность начал в
1927. Управляющий трестом «Укрнефтедобыча» (1939-1941);
главный инженер, управляющий трестом «Прикамнефть»
(1941-1943); главный инженер трестов «Саратовгаз», «Укргаз»
(1943-1946); зам. директора, главный инженер Центральной
научно-исследовательской лаборатории треста «Союзгазраз-
ведка» (1946-1950); начальник отдела треста № 54, зам. главно-
го инженера ВНИИгаз (1951-1953); руководитель лаборатории,
заведующий сектором, ведущий научный сотрудник ВНИИ-
бурнефть, ВНИИБТ (1953-1987). Награжден орденами и меда-
лями СССР. Заслуженный изобретатель РСФСР. Почетный
нефтяник.
Оценка месторождения полезных ископаемых - определение
пром, значимости проявлений и м-ний полезных ископаемых с
помощью комплекса геол, методов (геол, оценка) и экономии,
расчетов (экономии, оценка). Проводится на всех стадиях их
изучения, разведки и пром, освоения - от регионального про-
гнозирования до полной отработки, однако осн. значение она
приобретает непосредственно после выявления м-ния (с целью
решения вопроса о целесообразности организации на нем раз-
ведочных работ), при переходе от предварит, разведки к де-
тальной, перед передачей м-ния для пром, освоения и накануне
завершения отработки выявленных и разведанных залежей п. и.
Оценочные скважины - скважины, закладываемые в пределах
оконтуренной нефтяной залежи с целью уточнения деталей
геологического строения и степени неоднородности пласта,
знание которого необходимо для составления проекта до разра-
ботки м-ния (прослеживание отдельных продуктивных пропла-
стков, установление нулевых линий этих пропластков - линий
выклинивания), контуров нефтеносносности и физических па-
раметров (свойств) нефтесодержащего пласта.
Очистка газа - извлечение компонентов, осложняющих исполь-
зование газа в качестве топлива и сырья или загрязняющих ок-
ружающую среду. К таким компонентам относятся H2S, СО2,
292
Нефтегазовая энциклопедия
SO2, меркаптаны, COS, CS2 и др. По мировым стандартам со-
держание H2S в используемом природном газе допускается до
5,7 мг/м3, общей серы до 50 мг/м3, СО2 до 3-5% по объему, в га-
зах, выпускаемых в атмосферу, общее содержание вредных
примесей допускается до 500 ppm (частей на миллион). Эти
компоненты являются ценным хим. сырьем. Технол. процесс
О. г. включает абсорбцию (адсорбцию) и десорбцию. Абсорб-
ционные методы О. г. (см. Абсорбционная очистка газа) осно-
ваны на поглощении примесных компонентов растворителями с
образованием легкоразложимых хим. соединений (хим. абсорб-
ция) или физ. растворов (физ. абсорбция). Адсорбционные ме-
тоды (см. Адсорбционная очистка газа) основаны на поглоще-
нии примесных компонентов поверхностью твердых веществ -
адсорбентов. В процессе десорбции выделяются поглощенные
компоненты и восстанавливается поглотит, способность сор-
бентов.
Том 2 (П)
293
Павленко Владимир Иванович (1944) - к.т.н., чл.-корр. Академии
электротехнических наук. Окончил Московский авиационный
ин-т им. Серго Орджоникидзе (1962). Более тридцати лет рабо-
тал в разных должностях на Московском агрегатном з-де «Дзер-
жинец». С 2000 - директор Инновационно-технологического
центра акционерного общества «Российская инновационная то-
пливно-энергетическая компания» (ОАО «РИТЭК»). Руководи-
тель и участник разработки и внедрения в ТЭК ряда конверси-
онных программ. Награжден орденами и медалями СССР и РФ.
Почетный авиастроитель.
Пак Юрий Владимирович (1916-1992) - крупный финансист в об-
ласти нефтегазового производства. Окончил Всесоюзный фи-
нансовый институт (1958). Начальник финансового отдела объ-
единения «Среднеазнефть», гл. бухгалтер объединения «Казах-
станнефть» (1948-1957); гл. бухгалтер Управления нефтяной
пр-ти Татарского СНХ, объединения «Татнефть» (1957-1987).
Награжден орденом и медалями СССР. Почетный нефтяник.
Заслуженный экономист РСФСР.
Паккер, или сальник - уплотняющее приспособление в буровой
скважине, предназначенное для разобщения друг от друга раз-
личных частей кольцевого пространства ствола скважины. П.
позволяет проводить раздельное испытание различных гори-
зонтов на притоки нефти, газа или воды как в обсаженных, так
и в необсаженых скважинах. П. применяется также и при раз-
дельной эксплуатации двух горизонтов. П. представляет собой
резиновый армированный брезентом манжет, расширяющийся
в скважине при нажиме колонной вышерасположенных труб.
Пакля - короткое, спутанное, непрядомое волокно, сильно загряз-
ненное кострой. Получается как отход при первичной обработ-
294
Нефтегазовая энциклопедия
ке (мятье и трепание) льна и конопли. Часто перерабатывается в
ленту, пропитываемую смолами деревьев хвойных пород с до-
бавлением керосина (пакля смоленая ленточная). Используется
в строительстве и на технические нужды.
Палванташ - газонефтяное м-ние, расположенное в вост, части
Ферганской долины (Узбекистан). В геологическом строении
принимают участие меловые, третичные и четвертичные отло-
жения, образующие брахиантиклинальную складку, длиной 15
км, шириной 6 км. М-ние вступило в разработку и эксплуата-
цию в 1943. В 1945-1950 по добыче нефти оно являлось веду-
щим в Ферганской долине (Узбекистан).
Палеобиогеография - наука, изучающая географическое распро-
странение ископаемых животных и растений и его изменения с
течением геологического времени.
Палеобиология - наука об образе жизни ископаемых организмов
и о внешних условиях, в которых существовали эти организмы.
Нередко термину П. придается более широкий смысл и П. рас-
сматривается как наука об организмах прошлых геологических
эпох, т. е. как синоним палеонтологии.
Палеоботаника (палеофитология) - наука об ископаемом расти-
тельном мире и его развитии; палеофитология входит в состав
палеонтологии.
Палеогеография - наука, изучающая распределение и рельеф ма-
териков и водных бассейнов и вообще изменения физико-
географических условий в минувшие геологические эпохи. П.
основывается на исследовании петрографических, палеонтоло-
гических и геохимических особенностей отложений и общей
геологической истории изучаемой области. П. устанавливает
физико-географические и биогеохим. обстановки (фации), мор-
фологию суши и дна водных бассейнов, их очертания, области
питания терригенным и др. материалом и климат.
Палеонтология - наука о развитии органического мира Земли,
изучающая животных и растений прошлых геологических эпох
по их остаткам и следам жизнедеятельности, сохранившимся в
Том 2 (П)
295
земной коре. По отношению к органическому миру геологиче-
ского прошлого П. ставит перед собой те же задачи, что и био-
логия при изучении современных организмов. Относясь таким
образом к разряду биологических наук, П. в то же время нераз-
рывно связана с геологией, для которой имеет большое значе-
ние, так как на основании палеонтологических данных устанав-
ливается возраст и условия образования горных пород.
Палеонтологический метод - метод определения относительного
возраста осадочных толщ земной коры по сохранившимся в них
ископаемым остаткам организмов. Используется для решения
задач стратиграфии. Основоположник метода - английский ин-
женер У. Смит (1769-1839). Нередко геологический возраст от-
ложений определяют по так называемым руководящим иско-
паемым. Недостаток такого подхода в том, что руководящие
роды и виды при определенных условиях могут появляться на
ином, не свойственном им уровне. Более надежно выяснение
возраста отложений по комплексам ископаемых организмов.
Палий Виктор Остапович (1949) - видный организатор нефтегазо-
вого производства. Окончил (1971) Московский ин-т нефтехи-
мической и газовой промышленности им. И. М. Губкина, в 1992
- Академию народного х-ва при Правительстве РФ. К.т.н., ака-
демик Академии технологических наук. Трудовую деятель-
ность начал в 1971, с 1978 работал в Западной Сибири на раз-
личных инженерных и руководящих должностях. Непосредст-
венный участник освоения и разработки тридцати восьми неф-
тяных м-ний, главное из которых - Самотлор. Награжден меда-
лью СССР. Заслуженный работник нефтяной и газовой про-
мышленности РФ. Почетный нефтяник.
Палий Петр Автономович (1918) - крупный производственник и
организатор науки. Окончил Грозненский нефтяной ин-т (1940).
К.т.н. Трудовую деятельность начал в 1940: старший инженер
цеха бурения, гл. инженер нефтепромысла, треста «Ставро-
польнефть», гл. инженер, начальник НПУ «Первомайнефть»
объединения «Куйбышевнефть» (1945-1971); директор Гипро-
востокнефть (1971-1981), там же руководитель группы, ученый
секретарь (1981-1994). Награжден орденами и медалями СССР.
296
Нефтегазовая энциклопедия
Заслуженный работник нефтяной и газовой пр-ти РСФСР, лау-
реат премии им. акад. И. М. Губкина.
Палий Поликарп Автономович (1912-1996) - крупный организа-
тор науки в области бурения нефтяных и газовых скважин.
Окончил Московский нефтяной ин-т (1946). Трудовую деятель-
ность начал в 1928. Инженер-конструктор Гипронефтемаша,
инженер, старший инженер, зам. начальника отдела Техниче-
ского управления Миннефтепрома СССР (1946-1957); старший
инженер Отдела нефтяной и газовой промышленности Госпла-
на СССР (1957-1962); старший инженер, гл. специалист Управ-
ления нефтяной и газовой пр-ти СНХ СССР (1962-1964); зам.
директора по научной работе ВНИИБТ (1964-1979). Награжден
орденами и медалями СССР. Почетный нефтяник. Заслужен-
ный работник нефтяной и газовой пр-ти РСФСР.
Палыгорскит, аттапульгит - глинистый минерал, цепочечно-
слоистый силикат. Образуется в корах выветривания за счет
магнезиальных силикатов (напр., серпентина); распространен в
доломитах, известняках, мергелях, глинах и в почвах пустынь.
Реже встречается гидротермальный П. на полиметаллич.
м-ниях, в виде тонких налетов и пленок. Известны м-ния П. на
Украине, в США, Франции, Испании, в нек-рых странах Афри-
канского континента. П. используется совместно с монтморил-
лонитовыми глинами в приготовлении буровых растворов, как
теплоизоляционный и звукоизоляционный материал, как сор-
бент и катализатор в нефтехим., металлургии., атомной пр-сти,
а также в качестве суспендирующих и стабилизирующих доба-
вок при произв-ве ядохимикатов, удобрений, наполнителей в
пигментах, красках, лаках и др.
Память ЭВМ - совокупность технических устройств и процессов,
обеспечивающих запись, хранение и воспроизведение инфор-
мации в ЭВМ. П. - основная часть любой вычислительной сис-
темы или отдельной вычислительной машины. Она реализуется
аппаратурно - в виде комплекса взаимосвязанных запоминаю-
щих устройств_(ЗУ) - и программными средствами. Макси-
мальное количество информации, которое может храниться в П.
ЭВМ (емкость), определяется суммарной емкостью всех ЗУ, а
Том 2 (П)
297
быстродействие П. ЭВМ зависит как от быстродействия от-
дельных ЗУ, так и от принципов их организации в единую сис-
тему памяти и способов обмена информацией внутри этой сис-
темы. С увеличением емкости П. ЭВМ ее быстродействие, как
правило, снижается за счет возрастания времени, необходимого
для поиска нужной информации в больших массивах, а также
вследствие увеличения времени пробега импульсов по электри-
ческим цепям.
Панков Александр Васильевич (1948) - крупный специалист в
области бурения нефтяных и газовых скважин. Окончил Гроз-
ненский нефтяной ин-т (1972). Трудовую деятельность начал в
1972, прошел путь от помощника бурильщика до директора
предприятия буровых работ дочернего предприятия «Астра-
ханьгазпром», филиала «Астраханьбургаз» дочернего общества
«Буровая компания РАО «Газпром» (1985). Награжден орденом
СССР, Почетный работник газовой промышленности.
Панков Юрий Федорович (1932) - окончил Московский нефтяной
ин-т (1956). Трудовая деятельность началась с 1956. Работал на
различных инженерных должностях. С 1966 по 1991 старший
инженер, гл. технолог, начальник отдела, зам. начальника, на-
чальник Управления экспертизы проектов и смет Миннефте-
прома СССР; начальник Отдела экспертизы ВНИИОЭНГ
(1991).
Пантометр - геодезический прибор, соединяющий в себе буссоль
и экер. Служит для измерения горизонтальных углов и накло-
нов; применяется при землемерных работах.
Панхандл-Хьюготон - нефтегазовое м-ние в США (шт. Канзас,
Оклахома и Техас), одно из крупнейших в мире. Первые газо-
вые и нефт. залежи в юж. части (Панхандл) открыты соответст-
венно в 1918 и 1921; первая газовая залежь в сев. части (Хьюго-
тон) - в 1922. К началу 30-х установлено, что это единое ги-
гантское м-ние дл. 490 км при шир. 13-91 км, с пл. нефтегазо-
носности 23,2 тыс. км2. Эксплуатация отдельных скважин нача-
лась в 1922, планомерная разработка - с начала 30-х Нач. пром,
запасы газа 2039 млрд м3, нефти 190 млн т.
298
Нефтегазовая энциклопедия
Панченков Георгий Митрофанович (1909-1982) - крупный уче-
ный в области физической и коллоидной химии. Окончил Мос-
ковский государственный университет (1930). Д.х.н., профес-
сор, заведующий лабораторией физической и коллоидной хи-
мии, профессор кафедры физической химии Московского госу-
дарственного университета (1931-1943); профессор, заведую-
щий кафедрой физической и коллоидной химии Московского
нефтяного ин-та (1943-1982). Лауреат Государственной премии
СССР. Награжден орденами и медалями СССР. Заслуженный
деятель науки и техники РСФСР.
Папин Юрий Семенович (1937) - ученый в области палеонтоло-
гии и стратиграфии. Окончил Томский государственный уни-
верситет им. В. В. Куйбышева (1960). Д.г.-мин.н., профессор. С
1985 возглавляет кафедру геологии и петрографии в Тюмен-
ском государственном нефтегазовом университет. Награжден
медалью СССР.
Папировский Леонид Тимофеевич (1912-1976) - создатель буре-
ния на шлангокабеле. Окончил Куйбышевский индустриальный
ин-т (1936). Трудовую деятельность начал в 1932. Прошел путь
от бурильщика до директора конторы бурения НПУ «Чапаевск-
нефть», управляющего трестом буровых работ № 2 объедине-
ния «Куйбышевнефть» (1956-1962). В период 1962-1976 руко-
водитель сектора, руководитель отдела ВНИИТнефть (Куйбы-
шевНИИНП). Награжден орденом СССР.
Параметрическое бурение - проходка скважин на региональном
этапе исследований территорий с целью выявления и получе-
ния геол.-геофиз. параметров зон нефтегазонакопления, наибо-
лее перспективных для постановки поисковых работ. Осн. зада-
чи П. б.: уточнение данных о стратиграфич. расчленении разре-
за и, в первую очередь, регионально-нефтегазоносных толщ
(определение геол, возраста вскрытых пород, их литологич. со-
става, фаунистич. и палинологич. характеристик, мощности
отд. статиграфич. комплексов); получение геол .-геофиз. пара-
метров для литолого-стратиграфич. привязки поверхностей
геофиз. разделов (отражающих, преломляющих, плотностных,
электромагнитных и др.) и исходных данных о физ. свойствах
Том 2 (П)
299
пород, необходимых для обоснованной интерпретации сейсмо-,
электро-, грави-, магниторазведочных и промыслово-геофиз.
исследований; выяснение в сочетании с данными геофиз. работ
условий залегания пород и уточнение тектоники р-на с выявле-
нием глубинных структур, благоприятных для скопления нефти
и газа; выявление возможных региональных зон литолого-
фациального замещения и стратиграфии, несогласий (выклини-
вания, срезания и т. д.); изучение коллекторских и петрофизич.
свойств пород (пористости, проницаемости, трещиноватости и
др.) с выделением пластов-коллекторов и флюидоупоров; ис-
следование гидрогеол. условий региона, хим. состава и динами-
ки пластовых вод, газонасыщенности, состава и упругости во-
дорастворенных органич. веществ; изучение сингенетич. и ми-
грационного органич. вещества для установления нефтегазо-
продуцирующих пород разреза и масштабности аккумуляцион-
ных процессов; выявление прямых и косвенных признаков неф-
тегазоносности пород разреза, выделение потенциально про-
дуктивных свит и горизонтов, обеспечение качественной и ко-
личественной оценок перспектив нефтегазоносности. От поис-
кового, разведочного и др. видов бурения П. б. отличается воз-
можностью заложения скважин без предварит, детальной под-
готовки площади, значительно повышенными требованиями к
отбору керна и объему исследований. Параметрич. скважины
закладываются в разл. структурных условиях, по возможности
в наиболее оптимальных, вследствие чего региональные гео-
физ. работы должны, как правило, опережать бурение. Исклю-
чением являются скважины, необходимые для получения дан-
ных о физ. параметрах разреза. Проектная глубина параметрич.
скважин, как правило, должна обеспечивать вскрытие пород
кристаллич. фундамента или быть максимально технически
возможной. Во всех случаях они должны вскрывать все извест-
ные в регионе потенциально продуктивные толщи и марки-
рующие геофиз. горизонты. Проходка скважин с отбором керна
составляет 10-20% от общей их глубины.
Параметры для подсчета запасов нефти и газа методом карт
изобар - находим из сопоставления следующих данных на ряд
дат разработки пласта: Р - средние пластовые давления, вычис-
300
Нефтегазовая энциклопедия
ляемые по картам изобар, Qs - суммарные дебиты нефти с на-
чала разработки пласта, W - то же воды, g - то же газа. Из
предположения линейной связи между добычей нефти (или
жидкости) и газа с текущими пластовыми давлениями состав-
ляется уравнение Р = а - bQs, где а и b - параметры, определяе-
мые из системы этих уравнений, параметр а равен начальному
пластовому давлению Ро, а параметр b показывает отбор нефти
(или газа) при падении давления на 1 атм. Отсюда начальные
промышленные запасы нефти (или газа) равны q^371 — —.
b
Параметры метода материальных балансов углеводородов
(при подсчете запасов нефти и газов) - определяются из со-
поставления следующих данных: на несколько дат эксплуата-
ции пласта регистрируется суммарно с начала разработки пла-
ста - добыча нефти Qs, воды w, газа g и, если это имело место,
обратная закачка в пласт воды (wj) и газа (g,); вычисляется
средний суммарный газовый фактор (гр) и по картам изобар оп-
ределяются соответствующие средние пластовые давления (Р).
По карте разработки пласта вычисляется отношение площадей
газовой шапки к нефтеносной площади (гл); по расчетам опреде-
ляется количество воды, вступившей в пласт при извлечении
нефти, воды и газа; определяется по измерениям начальное сред-
нее пластовое давление (Ро). По данным лабораторных анализов
пластовой нефти, отобранной с забоев скважин, в соответствии с
заданными наперед значениями давлейий (Ро - начальное, Pq -
давление насыщения, Р - давления промежуточные от Ро до Р [> и
ниже) определяются объемные коэффициенты пластовой нефти
(ио - начальный и и - текущий) и газа (v0 - начальный и v - те-
кущий), а также растворимость газа в нефти (г0 - начальная и г -
текущая). Все перечисленные величины подставляются в обоб-
щенную формулу уравнения материального баланса в целях по-
лучения начальных абсолютных запасов нефти:
na6c _ Qs[u+(rp-r0)v]-(W + W1 -w)-g,v
vo-------------------7~~i •
u-u0 +mu0(v/v0 -1)
Приведенная формула варьирует в зависимости от режима неф-
тяной залежи; например, при отсутствии газовой шапки m = 0 и
Том 2 (П)
301
знаменатель дроби упрощается. Аналогично могут быть рас-
считаны начальные абсолютные запасы свободного газа. Мето-
дом материальных балансов могут быть также рассчитаны за-
пасы сопутствующего газа, растворенного в нефти, и подсчита-
на эффективность закачки в пласт воды и газа и ряд других
данных по разработке пласта.
Параметры метода подсчета свободного газа (в газовых пла-
стах) - по падению давления определяются из сопоставления
следующих данных: q, и q2 - фактической суммарной добычи
газа на две даты эксплуатации с начала разработки пласта; Р, и
Р2 - средних пластовых давлений на те же даты с поправками а,
и а2 на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-
Мариотта. Остаточные балансовые запасы газа:
^бал _ (т ~Ч1) (Р?а2 ~Ростаост)
Р|а, - Р2а2
где Рост - конечное среднее остаточное давление в залежи после
извлечения промышленного запаса газа и установления на
устье скважины давления равного 1 ат.; аост - соответствующая
поправка на отклонение от закона Бойля-Мариотта.
Параметры объемно-генетического метода подсчета запасов
нефти - SH/c6 - нефтесборная площадь; Н - общая мощность
нефтематеринских свит; d - средний уд. вес нефтематеринских
пород; Vo -% первоначального содержания в нефтематеринских
породах органического углерода; ц< - % выхода нефти в залежи
(от количества начального углерода в нефтематеринских поро-
дах). Произведение этих коэффициентов дают абсолютные на-
чальные запасы нефти в целом по месторождению:
Qo* = ^н/сбНбцсУо,
где SH/c6Hd - вес нефтематеринских пород в пределах нефтес-
борной площади; Цс - % выхода нефти (по расчетам А. Д. Ар-
хангельского, П. Д. Траска и др. составляет около 2%).
Параметры объемного метода подсчета запасов нефти - S -
площадь нефтеносности, h - эффективная мощность, к - эффек-
тивная пористость, а - нефтенасыщение, и0 - объемный коэф-
302
Нефтегазовая энциклопедия
фициент пластовой нефти, d - уд. вес нефти, 0 - отдача. Произ-
ведения этих коэффициентов дают начальные промышленные
(балансовые) запасы нефти:
= Shkad0 —,
uo
где S h k — объем пор пласта; 0 - отдача нефти (колеблется от
0,2 до 0,8 в зависимости от режима залежи). Запасы нефти ис-
числяются в тысячах тонн.
Параметры объемного метода подсчета запасов свободного га-
за - (в газовых пластах, газовых шапках) следующие: S - пло-
щадь газоносности, h - эффективная мощность, к - пористость,
Р и Ркон - средние пластовые давления на дату подсчета и ко-
нечное, а и Эост- поправки на отклонение углеводородных газов
от закона Бойля-Мариотта, m - температурная поправка при
переводе объема газа в стандартные условия, х - коэффициент
использования (с учетом отдачи и потерь при опробовании и
пробной эксплуатации скважин). Остаточные промышленные
(балансовые) запасы газа:
G6ajl = Shk(Pa-Нконакон) тх,
где Shk - объем пор пласта; х - коэффициент использования
(устанавливается в зависимости от возможных потерь газа даже
в случае проведенных мероприятий по герметизации скважин).
Запасы газа исчисляются в миллионах кубических метров.
Параметры подсчета запасов газа, растворенного в нефти (со-
путствующего) - Q о& - абсолютные начальные запасы нефти,
г0 - растворимость газа в нефти (м3/м3) при начальном пласто-
вом давлении (начальный газовый фактор), 0 - отдача (устанав-
ливается обычно около 0,8). Произведение этих коэффициентов
дает начальные промышленные (балансовые) запасы газа, рас-
творенного в нефти и извлекаемого на поверхность земли:
Сбил _ х^абс „ п
о = Qo го₽ •
Параметры статистического метода подсчета запасов нефти -
вариант кривых производительности скважин основан на ис-
числении среднемесячных коэффициентов падения дебитов,
Том 2 (П)
303
которые по данным корреляционного анализа могут быть пред-
ставлены в таблице:
Исходные дебиты q, т/сут. Среднемесячный коэффициент падения, К
а,...а2 к.
a2...min а к2
По этой таблице находим суммы членов бесконечно убываю-
щих геометрических прогрессий в интервале дебитов
а1 “ а2 К1
S. = —-----—-.
1-К,
Суммируя их, находим средний суммарный дебит на скважину
при исходном дебите ар qs = 30(S! + S2 ...+ Sn); остаточные
промышленные (балансовые) запасы нефти по данной группе
п скважины (или скважино-точек) равны
Q6aJ, = qsn.
Вариант кривых суммарных дебитов малодебитных скважина
основан на сопоставлении суммарных дебитов (qs) скважин,
достигших к моменту подсчета предельных текущих дебитов
(от 0,5 до 0,01 т/сут.), с их начальными дебитами (q). По факти-
ческим данным q и qs определяются параметры уравнения (а и
b): qs = aqb, после чего для любой группы п скважин с исходным
дебитом q = Э| вычисляются остаточные промышленные (ба-
лансовые) запасы нефти
Q6aJ, = qsn.
Парасюк Александр Степанович (1925) - организатор нефтегазо-
вого производства. Окончил Грозненский нефтяной инет.
(1952). Трудовую деятельность начал в 1952. Прошел путь от
слесаря до зам. начальника Главтюменнефтегаза. В этой долж-
ности пребывал с 1971 по 1987. Лауреат Государственной пре-
мии СССР и премии Совета Министров СССР. Награжден ор-
денами и медалями СССР. Заслуженный работник нефтяной и
газовой промышленности РСФСР. Почетный нефтяник.
304
Нефтегазовая энциклопедия
Парафин - смесь высших углеводородов, главным образом мета-
нового ряда, твердых при комнатной т-ре. Белая, воскоподобная
масса, плавящаяся при нагревании и переходящая в бесцветную
прозрачную жидкость. Различные сорта П. обладают т-рой
плавления, колеблющейся в пределах от 40 до 60 °C в зависи-
мости от молекулярного веса и структуры входящих в смесь
компонентов.
Парафин по Гольде (с деструкцией) - метод количественного
определения парафина в нефти не непосредственно, а после
разрушения примесей, затрудняющих определение, путем пере-
гонки нефти. Исследуемый материал подвергают перегонке до
кокса, и фракции выше 300° используют для осаждения пара-
фина. Получаемые цифры ниже содержания П. в сыром про-
дукте, вследствие частичного разложения (деструкции) высших
церезинов.
Парафинизация нефтепровода - неравномерное отложение
плотного слоя из парафинов, церезинов, асфальтосмолистых
веществ и механич. примесей на внутр, поверхности трубопро-
вода при перекачке парафинистых нефтей и нефтепродуктов,
охлажденных ниже т-ры выпадения парафинов. П. н. происхо-
дит в промысловых и магистральных трубопроводных системах
транспорта, что уменьшает поперечное сечение трубопровода и
снижает его пропускную способность. Очистка нефтепроводов
от парафинистых отложений проводится механич. способом с
помощью очистных устройств - скребков разл. конструкции.
Скребок вводится в трубопровод и, продвигаясь вместе с пото-
ком нефти, очистными элементами разрушает парафинистые
отложения на внутр, поверхности трубопровода, к-рые уносятся
потоком нефти.
Парафинистые нефти - нефти, содержащие значительное коли-
чество растворенных парафинов. Все нефти содержат в своем
составе нек-рое количество парафинов, содержание их колеб-
лется от 0,2 до 30% массы и более. Нефть как сырье для полу-
чения топлива и масел по содержанию парафинов подразделя-
ется на 3 вида: малопарафинистые (до 1,5% парафинов), пара-
финистые (от 1,5 до 6,0%) и высокопарафинистые (св. 6,0%).
Том 2 (П)
305
Парафины ограниченно растворимы в нефтях. На их раствори-
мость больше всего влияет т-ра, с ростом к-рой возрастает рас-
творимость. Кроме т-ры, на растворимость парафинов влияют
давление, состав нефти, кол-во и состав растворенного газа, со-
став парафинов. Важной характеристикой нефти является т-ра
насыщения ее парафинами, при к-рой из нефти начинают выде-
ляться первые кристаллы парафина. Методы определения т-ры
насыщения основаны на изменении определенных характери-
стик нефти при появлении в ней твердой фазы (парафинов); ис-
пользуют визуальный, рефрактометрии., термографии., ультра-
звуковой, фильтрационной и др. методы. Выпадение парафинов
из раствора отрицательно сказывается при разработке нефтя-
ных м-ний. Для достижения высоких значений нефтеотдачи по
залежам с парафинистыми нефтями помимо традиционного
поддержания пластового давления необходимо поддерживать и
пластовую т-ру не ниже начальной. Разработка нефт. м-ний с
поддержанием пластовой т-ры путем закачки в залежи горячей
воды впервые применена в СССР в 1960-е гг.
Парафиновая пробка - отложения парафина с примесью смол и
масел, образующиеся иногда в стволе буровых скважин и в
нефтепроводах на м-ниях парафинистых нефтей. Образование П.
п. объясняется выпадением парафина из раствора при охлажде-
нии. П. п. используется для получения парафина и церезина.
Парафиновые углеводороды - см. Метановые углеводороды.
Парафиновый Гач - промежуточный продукт в производстве па-
рафина. Получается из парафинового дистиллата нефтей по-
средством отделения на фильтр-прессе от масел кристаллов па-
рафина, выпавших при охлаждении. П. г. содержит 70% и
больше парафина, из которого масла затем окончательно уда-
ляются выпотеванием.
Паровая машина - поршневой первичный двигатель, предназна-
ченный для преобразования потенциальной тепловой энергии
(давления) водяного пара в механическую работу. Рабочий
процесс П. м. обусловлен периодическими изменениями упру-
гости пара в полостях ее цилиндра, объем которых изменяется в
306
Нефтегазовая энциклопедия
процессе возвратно-поступательного движения поршня. Пар,
поступающий в цилиндр П. м., расширяется и перемещает
поршень. Возвратно-поступательное движение поршня преоб-
разуется с помощью кривошипного механизма во вращательное
движение вала. Впуск и выпуск пара осуществляются системой
парораспределения. Для снижения тепловых потерь цилиндры
П. м. окружаются паровой рубашкой.
Парциальное давление - давление отдельных компонентов газо-
вой смеси, которое каждый из них имел бы после удаления всех
остальных газов из сосуда (см. закон Дальтона).
Паук - ловильный инструмент, применяемый для извлечения из
скважины мелких частей металла, оставленного в скважине. П.
представляет собой отрезок трубы, нижний торец которой
снабжен вырезами, образующими длинные острые зубья. При
спуске П. расположенные на забое мелкие предметы попадают
внутрь П. При надавливании весом труб зубья П. сходятся,
удерживая захваченные предметы.
Паукер Лев Викторович (1954) - окончил в 1977 Азербайджан-
ский ин-т нефти и химии им. М. Азизбекова по специальности
«Бурение нефтяных и газовых скважин», квалификация - гор-
ный инженер. После окончания ин-та более двадцати лет рабо-
тал на различных инженерных должностях в объединении «Са-
халинбургазразведка» и «Сахалинморнефтегаз». В 1998 пере-
ходит в акционерное об-во «Краснодарнефтегаз-Бурение».
С 2001 - зам. генерального директора по бурению ОАО «Рос-
нефть-Краснодарнефтегаз».
Паушкин Ярослав Михайлович (1913-1996) - окончил Москов-
ское военное училище (1931), Московский химико-
технологический ин-т (1938). Д.т.н., профессор, действитель-
ный член АН Белоруссии, заслуженный Соросовский профес-
сор. Трудовую деятельность начал в 1932. Доцент, профессор
органической химии и химии нефти, зав. кафедрой технологии
нефтехимического синтеза Московского нефтяного ин-та
(1945-1970); зав. отделом нефтехимии Ин-та физико-
органической химии АН Белорусской ССР (1970-1974); кон-
Том 2 (П)
307
сультант АН Белорусской ССР (1974-1976); старший научный
сотрудник - консультант Института геологии и разработки го-
рючих ископаемых (1976-1996). Награжден орденами и меда-
лями СССР. Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.
Пейганович Александр Иванович (1942) - окончил Днепропет-
ровский химико-технологический ин-т (1967). Трудовую дея-
тельность начал в 1960. Зам. начальника, главный инженер, на-
чальник Полоцкого управления нефтепровода «Дружба» (1963—
1989); начальник управления магистральных нефтепроводов
«Дружба» (1989-1991); директор, генеральный директор ПО
МН «Дружба», АООТ МН «Дружба» (с 1991). Награжден орде-
ном и медалью СССР. Почетный нефтяник.
Пек - остаток от перегонки различных дегтей. Различают П. ка-
менноугольный, торфяной, древесный, нефтегазовый и др.
Применяется при производстве толя, при заливке аккумулято-
ров, в качестве изолятора. Очень мягкие сорта П. наз. иногда
«препарированной смолой».
Пена в буреннн - система, состоящая из пузырьков газа (пара),
разделенных пленками жидкости; применяется для промывки
скважин. Соотношение газовой и жидкой (и твердой) фаз в П.
определяется степенью аэрации жидкости (а), равной отноше-
нию расходов газа (V*) при атм. давлении. При а > 50 дисперс-
ная система считается П. Жидкая фаза содержит поверхностно-
активные вещества (ПАВ) - пенообразователи (анионактивные,
неионогенные или их композиции) от 0,2 до 0,5%; стабилизато-
ры - хим. реагенты (карбоксиметилцеллюлоза, полиакриламид,
гидролизованный полиакрилонитрил, акриловый сополимер М-
14 и др.) до 0,25-0,5%, глинопорошок (до 5%), смазывающие,
ингибирующие (до 3%), противоморозные (до 10-15%) и др.
добавки, выбор и концентрация к-рых определяются конкрет-
ными условиями бурения. Пенополимерные композиции соз-
даются на основе жестких и эластичных полимерных материа-
лов и смол (изоцианат, полиуретан, эпоксидные смолы и т.д.).
Пеноцементные тампонажные композиции содержат разного
рода ускорители твердения (СаСЬ, Na2SiO3, FeCl3 и др.), вводи-
мые в кол-ве от 0,5 до 2% и более, а также наполнители (рези-
308
Нефтегазовая энциклопедия
новая и полимерная крошки, опилки и др.) - от 5 до 10 кг/м3 и
более. П. применяют для очистки забоя при бурении на твер-
дые, жидкие и газообразные п. и. при вращательном, ударно-
вращательном способах (в т. ч. с отбором керна), при сооруже-
нии скважин спец, назначения (напр., шахтных стволов), при
проходке зон поглощений в безводных труднодоступных р-нах
(Крайний Север, гористая местность, бездорожье и т. п.), буре-
нии в многолетнемерзлых породах, при ремонте и очистке экс-
плуатац. скважин.
Пенетрация - характеристика вязкостных свойств битумов, вы-
раженная в условных единицах (градусах). П. измеряется глу-
биной погружения в испытуемый образец стандартной иглы
прибора (пенетрометра) в стандартных условиях температуры,
времени погружения и величины нагрузки. Определение П.
применяется главным образом для характеристики озокеритов,
церезинов и дорожных битумов.
Пенетрометр - прибор для определения пенетрации.
Пептизация - распад агрегатов (комков, хлопьев, сгустков), обра-
зованных скоплением слипшихся коллоидных частиц, на агре-
гаты меньших размеров или отд. первичные частицы. П., или
самопроизвольная дезагрегация, - процесс обратной коагуля-
ции. Наглядные проявления П. - «коллоидное растворение»
выпавшего в осадок коагулянта (коагеля), объемное разжиже-
ние высокодисперсной структурированной суспензии. П. воз-
можна только при коагуляционных контактах между частица-
ми, т. е. при соединении их в агрегаты или пространственную
структурную сетку силами межмол. взаимодействия через тон-
кую прослойку дисперсионной среды. П. происходит при уве-
личении заряда частиц и (или) лиофилизации (гидрофилизации)
их поверхности. Вещества, введение к-рых вызывает эти эф-
фекты. наз. пептизаторами. Ими могут быть электролиты и
ПАВ. П. - часто нежелат. процесс, напр., при взаимодействии
бурового раствора с глинистыми породами, слагающими стенки
ствола пробуриваемой скважины, при очистке воды коагулян-
тами.
Том 2 (П)
309
Первичная нефть - 1. Нефть, находящаяся в первичном залега-
нии. В узком смысле «первичное залегание» понимается как
нахождение залежи в том самом месте, где нефть образовалась.
В более широком смысле понятие первичности залегания тол-
куется как образование нефти в пределах того пласта или сви-
ты, в которых в настоящее время находится залежь, но при ус-
ловии скопления нефти в результате миграции. Понятие П. н. в
этом смысле употребляется для противопоставления понятию
вторичных по залеганию нефтей, залежи которых образовались
за счет миграции из другого пласта или свиты. 2. Синоним тер-
мина «протонефть».
Первичное залегание нефти - нахождение нефти в тех же стра-
тиграфических отложениях, в которых она образовалась.
Первичные поры (пустоты) в горной породе - пустоты, воз-
никшие одновременно с образованием самой породы.
Первоначальное залегание - такое залегание горных пород, ко-
торое сохраняется неизменным со времени образования этих
пород.
Переводник (переходник) - короткая штанга или короткий пат-
рубок с разной резьбой на противоположных концах для соеди-
нения концов штанг или труб различных диаметров или с раз-
личной резьбой.
Перегонка (разгонка) нефти - фракционированная перегонка
нефти, при которой получаются дистилляты, отвечающие раз-
личным пределам температур кипения и перерабатываемые за-
тем на соответствующие нефтепродукты - бензин, керосин,
масла. Схема переработки в части разгонки определяется тех-
ническими качествами сырья и требованиями промышленно-
сти, особенно в отношении масляных компонентов. «Светлые
фракции» (бензин, керосин и выделяемый иногда лигроин) от-
бираются при атмосферном давлении, масла - в вакууме или
перегонкой с водяным паром или нейтральным газом.
Передаточное отношение - одна из основных характеристик ме-
ханизмов, в том числе передач вращательного движения, опре-
310
Нефтегазовая энциклопедия
деляемая как отношение угловых скоростей или частот вра-
щения звеньев. Обычно имеется в виду отношение угловой
скорости ведущего звена передачи к угловой скорости ведо-
мого звена.
Передаточное число - отношение числа зубьев колеса к числу
зубьев шестерни в зубчатой передаче, числа зубьев колеса к
числу заходов червяка в червячной передаче, числа зубьев
большой звездочки к числу зубьев малой в цепной передаче, а
также диаметра большего шкива или катка к диаметру меньше-
го в ременной передаче и фрикционной передаче (нерегулируе-
мой).
Передвижная буровая установка - комплект бурового оборудо-
вания (подъемный механизм, ротор, насосы, глиномешалки, си-
ловые установки, вышка и другое оборудование, смонтирован-
ные в одном или нескольких блоках). В ряде случаев для буре-
ния скважин применяются самоходные П. б. у.
Перенос фронта нагнетания воды - мероприятие, проводимое с
целью поддержания высокой эффективности заводнения пла-
стов. При законтурном и внутриконтурном заводнении пластов
наступающая вода обводняет последовательно один за другим
ряды эксплуатационных скважин. В связи с этим расстояние
между нагнетательным и внешним рядом скважин, эксплуати-
рующимся в данный момент, от этапа к этапу увеличивается. С
увеличением расстояния возрастают сопротивления для движе-
ния жидкости в пласте и эффективность поддержания давления
за счет закачки воды падает. Перенос фронта нагнетания воды
вновь сокращает расстояние между нагнетательными и экс-
плуатационными скважинами и восстанавливает эффектив-
ность заводнения.
Пересыщенные растворы - растворы, характеризующиеся тем,
что содержание в них растворенного вещества больше, чем со-
ответствует его нормальной растворимости при данных услови-
ях. П. р. может образоваться, напр., в результате охлаждения
раствора, насыщенного при более высокой т-ре. При встряхи-
вании подобного раствора или прибавлении к нему малейшей
Том 2 (П)
311
частички твердого вещества весь избыток растворенного веще-
ства тотчас выкристаллизовывается.
Перилен - конденсированный ароматический углеводород С20Н12.
Желтое кристаллическое вещество. Т-ра плавления 264-274°.
Растворяется в хлороформе, сероуглероде, хуже - в бензоле,
нерастворим в бензине.
Период полураспада - время, в течение которого распадается по-
ловина данного радиоактивного элемента. Для полного же рас-
пада этого элемента требуется период времени в десять раз
больший, чем П. п.
Периодическая система элементов Д. И. Менделеева - система
хим. элементов, созданная великим русским химиком
Д. И. Менделеевым. Основанием для Периодической системы
послужил открытый Д. И. Менделеевым в 1869 периодический
закон элементов, который гласил: «Свойства простых тел, так-
же формы и свойства соединений элементов находятся в перио-
дической зависимости... от величины атомных весов элемен-
тов». В современной формулировке периодический закон гла-
сит: «Физические и химические свойства элементов, а также
образуемых ими соединений находятся в периодической зави-
симости от величин зарядов атомных ядер элементов». Для та-
кой более содержательной формулировки периодического за-
кона послужили открытия последнего времени.
Переменного тока электродвигатель - машина переменного то-
ка, предназначенная для работы в режиме двигателя. П. т. э.
подразделяют на синхронные и асинхронные. Синхронные
электродвигатели применяют в электроприводах (в тех случаях,
когда требуется постоянство частоты вращения при отсутствии
значительных перегрузок на валу двигателя), а также для ком-
пенсации реактивной мощности в сети. Из асинхронных элек-
тродвигателей наиболее распространены трехфазные асинхрон-
ные П. т. э. с короткозамкнутым ротором; асинхронные элек-
тродвигатели с фазным ротором применяются значительно ре-
же, применяют также однофазные П. т. э. - конденсаторные
асинхронные двигатели. Разновидность П. т. э. - линейный дви-
312
Нефтегазовая энциклопедия
гатель, который, в отличие от обычных (вращающих) двигате-
лей, преобразует электрическую энергию переменного тока в
механическую энергию движения по незамкнутой линии.
Периодическая эксплуатация скважин - способ эксплуатации
малодебитных скважин, основанный на чередовании периодов
извлечения нефти на забое. При П. э. с. период простоя может
колебаться в широких пределах - от 30 мин до 2 ч и дольше и
зависит от коэфф, продуктивности скважины. Применяется на
поздней стадии разработки м-ний, когда поступление нефти из
пласта происходит крайне медленно. В этом случае осуществ-
ляют: штанговую скважинную насосную эксплуатацию в осн. в
неглубоких скважинах (до 1500 м) с низким коэфф, продуктив-
ности (до 2 т/сут-МПа) и малыми дебитами (до 3-5 т/сут); пе-
риодич. газлифт - когда нагнетаемый в скважину от распреде-
лительного узла газ подается через определенные промежутки
времени, устанавливаемые автоматически по мере накопления
столба жидкости в скважине. П. э. с. газлифтным способом
имеет неск. разновидностей: с отсечкой газа на поверхности
(обычный газлифт), при этом расход газа завышается (10-20%
на подъем 1 т нефти); с установкой концевого рабочего клапана
и пакера, изолирующего межтрубное пространство, что позво-
ляет снизить расход газа на 10-15%; с установкой камеры за-
мещения, одного ряда насосно-компрессорных труб и пакера,
что также дает возможность снизить расход газа; с применени-
ем плунжера (летающего клапана), поднимаемого вместе с
жидкостью сжатым газом, подаваемым в межтрубное простран-
ство. Последняя разновидность П. э. с. газлифтом применяется
в скважинах до глуб. 1500 м. Методы П. э. с. работают в цикли-
ческом режиме, сущность к-рого заключается в следующем:
первый цикл - накопление столба жидкости в скважине, в этом
случае при штанговой скважинной насосной добыче станок-
качалка не работает, а при газлифте не подается сжатый газ в
затрубное пространство скважины; второй цикл - подача жид-
кости, начинается с пуска станка-качалки, а при газлифте - с
подачи сжатого газа в затрубное пространство, в результате че-
го жидкость с помощью насосов или сжатого газа поднимается
на поверхность.
Том 2 (П)
313
Пермский нефтегазоносный бассейн - наз. по одноименной си-
неклизе - осн. структуре бассейна, в к-рой отложения пермско-
го возраста достигают 5 км, или ок. 60% всей мощности оса-
дочного чехла. Расположен в США, в пределах штатов Техас,
Нью-Мексико и Оклахома. Пл. ок. 370 тыс. км2. Потенциальные
извлекаемые ресурсы 6,4 млрд т нефти и 3,8 трлн м3 газа. Пер-
вое нефт. м-ние открыто в 1904, газовое в 1907. интенсивное
пром, освоение началось с 20-х гг. Наиболее крупные нефт. м-
ния: Йейтс (264 млн т), Уоссон (227 млн т), Келли-Снайдер (182
млн т), Слотер (140 млн т); газовые - Гомес (283 млрд м3),
Джалмат-Юмонт (232 млрд м3), Пакетт (184 млрд м3), Локридж
(103 млрд м3), Кояноса (100 млрд м3). Выявлено ок. 6000 нефт.
и более 1500 газовых м-ний.
Пермяков Александр Павлович (1940) - организатор буровых ра-
бот. Окончил Московский нефтяной ин-т (1967). Трудовой путь
начал в 1967. Прошел путь от старшего инженера участка до
начальника Осинского управления буровых работ объединения
«Пермнефть» (1967-1996). С 1996 генеральный директор ак-
ционерного общества «ЛУКойл-Бурение-Пермь». Награжден
орденом и медалями СССР. Почетный нефтяник. Заслуженный
работник Минтопэнерго РФ.
Пермяков Илья Григорьевич (1901-1983) - ученый в области
нефтегазовой геологии. Окончил Азербайджанский нефтяной
институт (1930). К.г.-мин. н., профессор. Трудовой путь начал в
1926. Работал в буровой бригаде (1926^-1930), затем зам. дирек-
тора геологоразведочной конторы, главным геологом объеди-
нения «Эмбанефть» (1930-1938); преподаватель в Грозненском
нефтяном ин-те, Кокандском нефтяном техникуме (1942-1948);
начальником отдела БашНИПИнефть (1948—1966); преподава-
телем в Уфимском нефтяном ин-те (1966-1983). Награжден ор-
деном и медалями СССР.
Перов Анатолий Васильевич (1929) - крупный специалист в об-
ласти бурения нефтяных и газовых скважин. Окончил Грознен-
ский нефтяной ин-т (1953). Трудовой путь начал в 1953. Про-
шел путь от дублера бурового мастера до начальника Упрбур-
нефти, члена коллегии Миннефтепрома (1953-1986). Работа во
314
Нефтегазовая энциклопедия
Вьетнаме (1987-1990). С 1990 старший научный сотрудник
ВНИИОЭНГа. Награжден орденами и медалями СССР. Почет-
ный нефтяник.
Персидского залива нефтегазоносный бассейн - расположен на
терр. Бахрейна, Иордании, Ирака, Юго-Зап. Ирана, Катара, Ку-
вейта, ОАЭ, Омана, Саудовской Аравии, б. ч. Сирии, юго-вост.
Турции; включает Аравийский п-ов и акваторию Персидского
залива; один из крупнейших в мире. Пл. 2,93 млн км2, в т. ч. ок.
290 тыс. км2 акватории. П.з.н.б. - область уникальной концен-
трации нефти и газа. С нач. 40-х гг. занимает лидирующее по-
ложение среди нефтедобывающих регионов мира. Начальные
пром, запасы 53,6 млрд т нефти и 26,7 трлн м3 газа. Первое
нефт. м-ние (Месджеде-Солейман) открыто в 1908, разрабаты-
вается с 1911, первое газовое м-ние (Парс) открыто в 1965. Вы-
явлено 371 нефт. и газонефт. и 55 газовых м-ний (из них в аква-
тории Персидского залива 55 нефт., 6 газонефт. и 3 газовых м-
ния), в т. ч. 36 нефт. и 6 газовых м-ний-гигантов с начальными
пром, запасами св. 300 млн т нефти и 500 млрд м3 газа. Круп-
нейшие нефт. м-ния: Большой Бурган (9140 млн т), Гавар
(10136 млн т), Румайла и Сев^ Румайла (3783 млн т), Саффания-
Хафджи (3451 млн т); газовые - Кенган (820 млрд м3), Парс
(2120 млрд м3), Северное (до 6000 млрд м3).
Перфоратор - 1. Аппарат для пробивания дыр в эксплуатацион-
ной обсадной колонне буровой скважины. Обычно пробивание
дыр в обсадной колонне производится прострелом при помощи
электрического перфоратора, в котором воспламенение порохо-
вого заряда ВВ производится при помощи электровоспламени-
теля. Применяются перфораторы пулевые, снарядные и беспу-
левые. П. спускается в скважину на каротажном кабеле, обычно
одножильном. 2. П. - механизм для бурения шпуров, приме-
няемый в рудничном деле. В зависимости от того, чем П. для
бурения шпуров приводится в действие, различают ручной,
пневматический и электрический П. По способу действия П.
делятся на ударные и вращательные. 3. Экстракционный аппа-
рат для жидких веществ.
Перфоратор пулевой - распространенный тип перфоратора для
прострела дыр в обсадной колонне и цементном кольце. Про-
Том 2 (П)
315
стрел производится пулей, действующей от порохового заряда.
П. п. состоит из отдельных секций, соединенных между собой.
Каждая секция состоит из камеры со штуцерным отверстием
для подводки кабеля к запальнику. Камера заряжается порохом
и снабжается детонатором, перекрывается металлическими и
клингеритовыми прокладками и зажимается стволом, в который
вставляется пуля. П. п. спускается в скважину на кабеле. Элек-
трический ток производит вспышку запальника, происходит
выстрел. Диаметр отверстий, пробиваемых пулями обычного
П., достигает 25,4 мм. Применяются следующие типы пулевых
стреляющих перфораторов: а) селективные, в которых выстре-
лы производятся поочередно; б) залпового действия (перфора-
торы-пулеметы), в которых одновременно производится вы-
стрел группой стволов; воспламенение порохового заряда в за-
пальной камере (место, где помещается пороховой заряд) пере-
дается в другие камеры по запальным каналам. Пробивная спо-
собность П. п. - 2 обсадные колонны и цементное кольцо меж-
ду ними; за один спуск производится выстрел 9-30 стволами.
Перфоратор беспулевой (кумулятивный) - перфоратор, проби-
вающий дыры в колонне и цементном кольце с помощью куму-
лятивных зарядов взрывчатых веществ (ВВ) - зарядов, имею-
щих коническую выемку, облицованную красной медью. При
воспламенении такого заряда образуется струя, направленная
по оси выемки; эта струя пробивает отверстие в колонне и по-
роде на большую глубину. Благодаря большой пробивной спо-
собности П. б. дает лучшие результаты, чем пулевой перфора-
тор, особенно в крепких породах.
Перфоратор снарядный (торпедный) - отличается от перфора-
тора пулевого тем, что выстрел производится снарядом, кото-
рый после проникновения в породу там разрывается и произво-
. дит в пласте довольно значительное разрушение породы с обра-
зованием большего, чем в пулевом перфораторе, числа и разме-
ров дренажных каналов. П. с. имеет большую пробивную спо-
собность, чем пулевые перфораторы. В связи с этим он приме-
няется для вскрытия пластов, перекрытых несколькими обсад-
ными трубами или представленных сцементированными мало-
316
Нефтегазовая энциклопедия
пористыми породами. Диаметр снарядов торпедного перфора-
тора - 22-37 мм.
Перфорация - пробивание дыр в обсадной колонне, цементном
кольце и в стенках скважины в заранее заданном интервале
глубин. Пуля перфоратора должна проникнуть на некоторую
глубину пласта с тем, чтобы создать там дренажный канал для
притока нефти, газа или воды к стенкам скважины. П. служит
также для нагнетания в пласт цемента, нефти, газа, воды или
какой-либо другой жидкости. Перфоратор опускается в сква-
жину на обычном каротажном кабеле, через который передает-
ся электр. ток, производящий в камере перфоратора вспышки с
последующим выстрелом.
Перу, Республика Перу - государство в зап. части Юж. Америки.
Пл. 1285,2 тыс. км2. Нас. 34,7 млн чел. Столица - Лима. На
терр. П. открыты и разведаны м-ния свыше 40 видов п. и., важ-
нейшие из них - нефть, газ, кам. уголь, руды железа, меди,
свинца и цинка, молибдена, золота и серебра, фосфориты.
Пром, добыча нефти в П. ведется со 2-й половины XIX в. В
стране действует св. 2500 скважин. Осн. р-н добычи - Сельва,
расположенный на C.-В., в пределах Верхнеамазонского нефте-
газоносного басе., где добывается 2/3 всей нефти.
Песчаники - осадочные цементированные (твердые, скальные)
обломочные породы с обломочными зернами размером от 0,1
до 2 мм (по некоторым авторам от 0,1 до 1,0 мм), т. е. цементи-
рованные пески.
Песчаный Умет - газонефтяное м-ние, расположенное в 30 км к
западу от Саратова. Промышленная газонефтеносность связана
с отложениями карбона и девона.
Перчик Александр Ильич (1936) - ученый в области экономики
нефтегазового производства. Окончил Московский ин-т нефте-
химической и газовой промышленности им. И. М. Губкина
(1956). Д.э.н. Трудовую деятельность начал в 1959. Занимал
различные научные должности во ВНИИОЭНГе, ВНИИЭгаз-
проме, ВНИПИморнефтегазе. С 1998 возглавляет кафедру гор-
ного права в Гос. академии нефти и газа им. И. М. Губкина.
Том 2 (П)
317
Действительный член Российской академии естественных наук.
Награжден медалью СССР. Почетный работник газовой про-
мышленности. Заслуженный работник Минтопэнерго РФ.
Петрицын Николай Денисович (1905-1986) - крупный специа-
лист в области добычи нефти. Окончил Грозненский нефтяной
ин-т (1935), Академию нефтяной пр-ти (1952). Трудовую дея-
тельность начал в 1920. Прошел путь от инженера нефтепро-
мысла до директора укрупненного нефтепромысла «Гудермес»
объединения «Грознефть» (1935-1950). Главный инженер тре-
ста «Альметьевнефть» (1952-1954); главный инженер, зам. на-
чальника управления, начальник научно-исследовательской ла-
боратории техники и технологии добычи нефти, зав. промыс-
лом нефтепромыслового управления «Альметьевнефть» объе-
динения «Татнефть» (1954-1964). Награжден орденом и меда-
лями СССР.
Петров Алексей Александрович (1912) - окончил Куйбышевский
индустриальный ин-т (1935). К.х.н. Старший научный сотруд-
ник, зав. лабораторией, зав. нефтяным отделом Гипровосток-
нефть (1948-1991). Основатель научной школы и руководитель
работ по изучению коллоидно-химических свойств нефтей, ос-
новоположник теории и практики промысловой технологии и
техники процессов подготовки нефти. Награжден орденом и
медалями СССР. Почетный нефтяник.
Петров Александр Александрович (1924) - окончил Академию
химической защиты вооруженных сил СССР (1947). Д.х.н.,
профессор. Аспирант лаборатории кинетики и катализа, млад-
ший научный сотрудник ин-та нефти АН СССР (1947-1958);
старший научный сотрудник, заведующий лабораторией, гл.
научный сотрудник Ин-та геологии и разработки горючих ис-
копаемых с 1958. Награжден медалями СССР. Почетный неф-
тяник. Заслуженный деятель науки РФСР.
Петров Владимир Вадимович (1928) - крупный специалист в об-
ласти бурения нефтяных и газовых скважин. Окончил Грознен-
ский нефтяной техникум (1947). Азербайджанский индустри-
альный ин-т (1954). Трудовую деятельность начал в 1947. Про-
шел путь от техника по бурению геологоразведочной конторы
318
Нефтегазовая энциклопедия
до директора Малгобекской конторы глубокого бурения объе-
динения «Грознефть» (1947—1964). Зам. директора СевКавНИ-
ПИнефть, зам. генерального директора объединения «Гроз-
нефть» по бурению (1968-1978); генеральный директор объе-
динения «Туркменнефть» (1976-1989). Награжден орденами
СССР, Лауреат премии Совета Министров СССР.
Петров Георгий Николаевич (1914-1984) - крупный специалист в
области материально-технического снабжения. Окончил Куй-
бышевский плановый ин-т (1939). Управляющий трестом «Тат-
техснабнефть», зам. начальника объединения «Татнефть»
(1950-1965); начальник Управления материально-технического
снабжения Миннефтепрома СССР (1965-1975). Награжден ор-
денами и медалями СССР. Почетный нефтяник.
Петрография (петрология) - наука (учение) о горных породах:
их химико-минералогическом составе, структурах и текстурах,
методах изучения, классификации и характеристике основных
типов горных пород, их происхождении и закономерностях об-
разования, распространения и последующих изменений.
Петрогрография осадочных пород (литология) - наука (учение)
об осадочных горных породах: их минералогическом и органо-
генном составе, структурах и текстурах, методах изучения,
классификации и характеристике основных типов осадочных
горных пород и руд, их происхождения и закономерностях об-
разования и распространения. В отечественной литологии име-
ется ряд основных направлений: 1) изучение породы в целом,
или фациальное; 2) терригенно-минералогическое; 3) геохими-
ческое; 4) физико-химических экспериментов; 5) сравнительно-
литологическое; 6) историко-геологическое.
Петролатум - смесь твердых углеводородов, содержащая масла,
выделяемая при обеспарафинивании высоковязких масел пара-
финистых нефтей. Используется для получения парафина и це-
резина. Из жидкой части после удаления высокоплавкого цере-
зина получается вазелин.
Петролейно-эфирные смолы - светлоокрашенные, очень вязкие,
клейкие или твердые легкоплавкие вещества, входящие в состав
Том 2 (П)
319
асфальтовосмолистой части нефтей и других битумов. Пред-
ставляют собой фракцию силикагелевых смол, извлекаемую из
силикагеля горячим петролейным эфиром после удаления ма-
сел холодным петролейным эфиром. Фракция П.-э.с. всегда со-
держит примесь высокомолекулярных масел; в свою очередь
низкомолекулярные П.-э. с. частично переходят во фракцию
масел.
Петролейный эфир (нефтяной эфир) - легкий бензин, приме-
няемый в качестве растворителя. В групповом анализе битумов
используется для осаждения асфальтенов.
Петролены - компоненты битумов, улетучивающихся в результа-
те 7-часового нагревания битума при 180°. Термин введен Ри-
чардсоном.
Петросяна прибор - прибор для замера кривизны буровой сква-
жины.
Петрофизика - наука геологического цикла, изучающая связь фи-
зических свойств горных пород с их минеральным составом,
структурой и историей формирования. П., возникнув на базе
геолого-физических исследований, тесно связана с физикой
твердого тела, экспериментальной петрографией и минералоги-
ей, инженерной геологией и тектоникой, с учением о полезных
ископаемых.
Петрохимия - раздел петрографии (петрологии), изучающий рас-
пределение химических элементов в магматических горных по-
родах и породообразующих минералах.
Петросянц Анатолий Арамаисович (1923-1983)- крупный ученый
в области прикладной механики. Окончил Московский нефтя-
ной ин-т (1946). Д.т.н., профессор. Начальник механических
мастерских, старший преподаватель, доцент, профессор, зав.
кафедрой прикладной механики Московского нефтяного ин-та
(1949-1983). Награжден орденом и медалями СССР.
Печать - приспособление, применяемое в бурении для выявления
положения и формы оставшейся в скважине поломанной части
бурового инструмента. П. представляет собой деревянный об-
320
Нефтегазовая энциклопедия
рубок, покрытый в торцовой и боковых частях каким-либо пла-
стичным веществом (парафином, варом, киром, свинцом и т. п.)
для того, чтобы на нем получать отпечаток упущенного пред-
мета, а затем подобрать подходящий ловильный инструмент.
Пикнометр - прибор для определения объема твердых и жидких
тел, представляющий собой градуированный сосуд в виде кол-
бы. П. используется при определении плотности веществ, а
также абсолютной пористости несыпучих горных пород.
Пнлатовский Виктор Петрович (1910-1980) - ученый в области
нефтегазового производства. Окончил Московский Государст-
венный университет (1935). Д.ф.-мат.н. Трудовой путь начал в
1938. Работал в различных научных должностях (1938-1959) в
МГУ, Московском нефтяном ин-те. ВНИИнефти, МИИ водного
хозяйства им. В. Р. Вильямса. С 1959 по 1980 - старший науч-
ный сотрудник ВНИИнефть. Награжден орденами и медалями
СССР.
Пилипец Владимир Лукьянович (1910-1979) - крупный специа-
лист в области бурения нефтяных и газовых скважин. Окончил
Грозненский нефтяной ин-т (1936). Трудовой путь начал в 1936.
Старший инженер, главный инженер, директор конторы буре-
ния треста «Артемнефть» объединения «Азнефть» (1936-1942);
зам. начальника, начальник объединения «Казахстаннефть»
(1942-1947); зам. начальника объединения «Куйбышевнефть»,
главный инженер КуйбышевНИИНП (1949-1965); руководи-
тель лаборатории ловильного инструмента ВНИИТнефть (Куй-
бышевНИИНП) (1968-1971). Награжден орденами и медалями
СССР.
Пименов Владимир Иванович (1950) - специалист в области неф-
тепроводного транспорта. Окончил Тюменский индустриаль-
ный ин-т (1981). Трудовой путь начал в 1969. В мае 2001 ут-
вержден зам. генерального директора по перспективному раз-
витию акционерного общества «Юго-Западтранснефтепродукт»
ОАО «АК «Транснефтепродукт». В конце 2001 по решению
общего собрания акционеров назначен генеральным директо-
ром. Награжден медалями СССР.
Том 2 (П)
321
ПИР - индивидуальный привод к ротору, служащий для передачи
движения ротору буровой установки с изменением числа обо-
ротов ротора. При установке П. достигается экономия в расходе
энергии при работе ротора за счет увеличения коэффициента
полезного действия (к.п.д.) от двигателя к ротору, уменьшение
износа лебедки (от которой в случае отсутствия П. приводится
в движение ротор).
Пиробитум - термин, применявшийся в старых классификациях
для обозначения неплавкого нерастворимого органического
вещества горючих ископаемых, приобретающего раствори-
мость в органических растворителях в результате термического
разложения. Сюда относили кероген горючих сланцев, торфы,
угли и некоторые твердые битумы. В настоящее время название
П. применяют иногда как групповое, для обозначения углепо-
добных битумов, входящих в классы керитов, антраксолитов и
гуминокеритов.
Пиролиз (пирогенетическое разложение) - особый вид крекинга,
осуществляемого при высоких т-рах (650-800°). П-. нефти или
нефтепродуктов служит главным образом для получения аро-
матических углеводородов (толуола, бензола), наряду с кото-
рыми образуются большие количества газа, кокс и некоторые
другие продукты.
Писаревский Виктор Меерович (1937) - крупный специалист в
области техн, диагностики, повышения надежности и эффек-
тивности эксплуатации машин для транспорта нефти и газа.
Окончил Московский ин-т химического машиностроения
(1959). Д.т.н., профессор. С 1962 работаег в различных должно-
стях в Московском ин-те нефтехимической и газовой промыш-
ленности им. И. М. Губкина. С 2000 возглавляет кафедру про-
ектирования и эксплуатации газонефтепроводов. Награжден
медалью РФ. Лауреат премии Правительства РФ в области нау-
ки и техники. Почетный работник газовой промышленности.
Плазменное бурение - способ бурения с применением в качестве
рабочего органа плазматрона специальной конструкции (плаз-
мобура). Значительное распространение получили плазмобуры
с воздушно-вихревой стабилизацией («закруткой») электриче-
322
Нефтегазовая энциклопедия
ского дугового разряда, служащего источником плазмы. Плаз-
мообразующими веществами в плазмобурах служат воздух,
инертные газы, водяной пар и их смеси. Осевое расположение
дуги в плазмобуре позволяет при небольшом наружном диа-
метре получать высокие мощности.
План-график добычи нефти - графически изображенный план
добычи нефти, составляемый по каждой эксплуатационной
скважине на предстоящий отрезок времени (обычно на год впе-
ред). П.-г.д.н. включает расчет добычи нефти на каждый месяц,
запланированное количество и содержание технических меро-
приятий по повышению дебита скважин, размер капитальных
затрат, содержание и количество часов ремонтных работ и т. п.,
на основе чего можно произвести определение необходимого
количества рабочей силы, работы подъемников, инструмента и
материалов.
План-диаграмма - представляет карту расположения скважин с
вычерченными возле них отрезками разреза пласта, для которо-
го составляется П.-д. В зависимости от назначения П.-д. на раз-
резах изображается та или иная характеристика пласта. Напр.,
электрокаротажная П.-д. дает одновременное представление о
степени нефтенасыщенности коллектора, полной его мощности
и о мощности нефтенасыщенной его части.
Пласт - 1) геол, тело, имеющее плоскую форму, при которой его
мощность во много раз меньше размеров площади его распро-
странения, обладающее однородными признаками и ограни-
ченное б. или м. параллельными поверхностями: верхней -
кровлей и нижней - подошвой. Мощность П. определяется по
кратчайшему расстоянию между кровлей и подошвой. П. может
состоять из нескольких чем-либо связанных прослоев разл. по-
род (напр., П. угля с прослоями аргиллитов). Термин «П.» часто
применяется по отношению к стратифицированным скоплени-
ям п. и. (П. угольные, нефтяные, рудные, водоносные и др.). П.
слагаются осадочными, вулканогенно-осадочными или мета-
морфич. г. п. 2) стратиграфии. обозначение свободного пользо-
вания. Литологически б. или м. однородные, относительно ма-
ломощные отложения, отличающиеся к.-л. признаками и ясно
Том 2 (П)
323
отграниченные от ниже- и вышележащих отложений и зани-
мающие определенное стратиграфич. положение в разрезе.
Пластовая нефть - смесь жидких и газообразных углеводородов,
содержащаяся в нефтеносном пласте в условиях, характерных
для него пластовых давлений и температур, в зависимости от
которых она может представлять собой либо однофазную жид-
кость, либо распадаться на жидкую и газовую фазы. Наличие в
П. н. весьма значительных количеств растворенного газа резко
изменяет ее свойства: плотность, вязкость, поверхностное на-
тяжение на различных границах раздела и др. Свойства П. н.
изменяются в процессе разработки залежи по мере снижения
пластового давления.
Пластовая температура - параметр пласта, характеризующий его
тепловое состояние; формируется под действием теплового по-
тока, направленного к поверхности из внутр, зон. Наряду с
нормальными (фоновыми) для данного пласта темп-рами суще-
ствуют участки с аномальными пластовыми температурами. П.
т. в залежах зависит от глубины их залегания и геотемператур-
ных особенностей соответствующего участка земной коры. Из-
вестны т-ры от близких к 0°С в газогидратных залежах до пер-
вых сотен °C в глубокозалегающих пластах.
Пластовая энергия - энергия сил, продвигающих нефть в пласте
и вытесняющих ее в скважины. Основные источники П. э.: на-
пор краевой и подошвенной воды; силы упругости нефти, воды,
газа и заключающей их породы, расширяющихся в объеме по
мере снижения пластового давления и обусловливающих упру-
гое перемещение нефти; сила тяжести нефти в залежах с грави-
тационным режимом. При вскрытии залежи скважинами П. э.
расходуется как на перемещение нефти в скважины, так и на
преодоление сопротивлений, возникающих при этом переме-
щении. По мере расходования П. э. пластовое давление обычно
снижается, чего можно избежать, разрабатывая залежь с при-
менением методов поддержания давления.
Пластовое давление - давление, под которым находятся жидко-
сти и газ в нефтяной залежи. П. д. определяет объем природной
324
Нефтегазовая энциклопедия
пластовой энергии, которой можно располагать в процессе экс-
плуатации нефтяного м-ния. Начальное П. д. находится в пря-
мой зависимости от глубины залегания залежи нефти и обычно
близко к гидростатическому давлению. П. д., значительно от-
личающееся от гидростатического, наз. аномальным пластовым
давлением. П. д. изменяется как по площади распространения
пласта, так и по глубине нефт. и газовых залежей и по мощно-
сти водоносных горизонтов, увеличиваясь с возрастанием ее
пропорционально плотности подземного флюида. Различают
П. д. статическое и динамическое.
Пластовое давление динамическое - давление, устанавливаю-
щееся в залежи в результате совместного действия работающих
скважин (их интерференции).
Пластовое давление статическое - соответствует начальному
пластовому давлению в залежи, т. е. существовавшему до мо-
мента ввода нефтяной залежи в разработку.
Пластовые воды (в нефтепромысловой геологии) - воды, зале-
гающие в данном нефтяном пласте. П. в. бывают законтурные,
верхние законтурные, подошвенные и промежуточные, не го-
воря уже о реликтовой (погребенной) воде, которая в противо-
положность остальным П. в. не может двигаться в пласте.
Платина - химический элемент (Pt); атомный вес 195,23. П. - ту-
гоплавкий металл серовато-белого цвета; плотность 21,45 г/см"
(при 20°); т-ра плавления 1773,5°. Содержание в земной коре
0,0000005%. П. не реагирует на хим. воздействия; растворяется
только в царской водке, т. е. в смеси соляной и азотной кислот.
П. обладает способностью окклюдировать (поглощать) газы.
Применяется для изготовления лабораторной посуды, в элек-
тротехнике, ювелирном деле, в качестве катализатора и др.
Плешко Анна Михайловна (1907-1994) - крупный специалист в
области нефтегазового производства. Окончила Азербайджан-
ский индустриальный ин-т (1935). Инженер-экономист, заве-
дующая промыслом треста «Орджоникидзенефть» (1925-1942);
начальник отдела, зам. начальника инспекции Миннефтепрома
СССР (1942-1953); зам. директора, руководитель сектора эко-
номики ВНИИнефть (1*953-1956; 1956-1978). Награждена ор-
денами и медалями СССР.
Том 2 (П)
325
Плотель Сергей Григорьевич (1912-1982) - специалист в области
экономики строительства нефтяных и газовых скважин. Окон-
чил Московский нефтяной институт (1945). К.т.н. Трудовую
деятельность начал в 1941. Преподаватель Уфимского нефтяно-
го ин-та (1945-1952); старш. научный сотрудник Центрального
НИИ техники и экономики (1952-1960); заведующий лаборато-
рией экономики бурения ВНИБТ (1960-1965), ВНИИОЭНГ
(1965-1982). Награжден медалью СССР.
Плотномер - прибор для измерения плотности веществ. Наиболее
распространены П. для определения плотностей жидкостей. Они
бывают: поплавковые - ареометры постоянной массы или посто-
янного объема; весовые - основаны на непрерывном взвешивании
определенного объема жидкости; гидростатические - плотность
измеряется по разности давлений двух столбов жидкости разной
высоты; радиоизотопные - основаны на измерении ослабления
пучка Р- или у-лучей в результате их поглощения или рассеяния
слоем жидкости; вибрационные - основаны на зависимости резо-
нансной частоты колебаний, возбуждаемых в жидкости, от плот-
ности жидкости; ультразвуковые - на зависимости скорости звука
в среде от ее плотности. Радиоизотопный ультразвуковой, вибра-
ционный и др. методы могут быть применены для определения
плотности твердых и газообразных веществ.
Плотность - количество массы в единице объема.
Плотность горных пород - определяется отношением массы
горн, породы к ее объему. П.г.п. зависит от их минерального
состава, структурно-текстурных особенностей, пористости, ви-
да вещества, заполняющего поры и пустоты (газ, нефть, вода), а
также от условий образования и залегания г. п. Различают ми-
нералогич. П. г. п. (отношение массы высушенных и измель-
ченных до исчезновения пор твердых частиц породы к объему,
ими занимаемому), плотность абсолютно сухой породы и плот-
ность породы, заполненной флюидами (отношение массы твер-
дой, жидкой и газообразной фаз г.п. к объему, занимаемому
этими фазами). Измерение П. г. п. на образцах ведется гл. обр.
гидростатич. способом, реже гамма-гамма методами. В естеств.
залегании П. г. п. определяют по данным плотностного гамма-
гам ма-каротажа либо (что менее точно) оценивают по данным
326
Нефтегазовая энциклопедия
гравиметрии, исследований в горн, выработках или путем рас-
четов по гравиметрическим съемкам. Наиболее часто встречае-
мая П. г. п. 1200-4700 кг/м3. Более высокие значения (до 5000
кг/м3) характерны для магматич. пород, поскольку их порис-
тость мала.
Площадное заводнение - см. Внутриконтурное заводнение.
Плунжер - поршень с гладкой образующей поверхностью или с
кольцевыми канавками, имеющий длину, значительно превы-
шающую диаметр. Применяется главным образом в гидравли-
ческих машинах. П. - деталь насосов, гидравлических процес-
сов, гидравлических подъемников, золотников гидропривода, а
также многоступенчатых газовых компрессоров.
Плунжерный лифт - разновидность периодич. газлифта с исполь-
зованием плунжера. В состав установки П. л. кроме обычного
оборудования периодич. газлифта входят плунжер, лубрикатор
(камера на устье скважины, куда заходит плунжер, снабженная
устройством для его удержания и датчиком прихода плунжера),
а также амортизаторы - верхний и нижний. Плунжер, выпол-
ненный в виде длинного цилиндрич. тела, имеет жесткое раз-
движное или эластичное уплотнение и осевой канал, перекры-
ваемый клапаном. При спуске плунжера в лифтовой колонне
клапан его открыт, а уплотнение сложено для уменьшения со-
противления. После удара его о ниж. амортизатор клапан за-
крывается, уплотняющие элементы раздвигаются и плунжер
вместе с находящимся над ним столбом жидкости под давлени-
ем поступающего газа поднимается к устью скважины. При
входе в лубрикатор плунжер ударяется о размещенный в нем
верх, амортизатор, клапан открывается, а плунжер удерживает-
ся до окончания фазы выброса продукции скважины. Приме-
няют также плунжеры без отверстия, т. е. поршни (иногда в ви-
де шаров). Наличие в лифтовой колонне свободно передвигаю-
щегося плунжера, отделяющего газовую пробку от поднимае-
мого ею столба жидкости, препятствует прорыву газа в жид-
кость и стеканию ее по стенкам труб. Это увеличивает эффек-
тивность процесса добьши - уменьшает расход рабочего агента
(газа, воздуха), а в некоторых случаях для подъема жидкости
Том 2 (П)
327
оказывается достаточно пластовой энергии (скважина работает
в режиме периодич. фонтанирования). Кроме того, при движе-
нии плунжера происходит удаление парафиновых отложений со
стенок труб (см. парафинистая нефть). П. л. используется также
для удаления жидкости с забоя газовых скважин.
Плывун - переполненный водой неустойчивый тонкозернистый
песок, иногда с небольшой примесью глины и алеврита. Пред-
ставляет значительную трудность при прохождении его буро-
выми скважинами.
Пневмоударное бурение - разновидность ударно-вращательного
бурения с использованием погружного бурильного молотка
(пневмоударника). Совр. погружные пневмоударники работают
на энергии сжатого воздуха с давлением 0,5-1,5 МПа имеют
клапанное или бесклапанное воздухораспределение. Пневмо-
ударники применяются при бурении взрывных, техн, поиско-
вых и разведочных скважин на твердые п. и., воду, нефть и газ.
Скорость бурения определяется конструкцией породоразру-
шающего инструмента, частотой вращения и ударов и энергией
единичного удара. При бурении глубоких нефт. и газовых
скважин, а также гидрогеол. скважин диаметром 180-250 мм
используют спец, пневмоударники, работающие при высоком
давлении сжатого воздуха.
Победит - металлокерамический твердый сплав для армирования
(заправки) долот, коронок, резцов, фрезеров и других режущих
инструментов в бурении и в металлообработке. П. выпускается
в виде пластинок и призмочек различных форм и размеров. П.
состоит на сплава карбидов вольфрама и кобальта. Обладает
высокой твердостью, вязкостью, слабой изнашиваемостью, со-
храняя свои механические свойства при высокой температуре
(до 600 °C).
Поверхносто-активные вещества ПАВ - вещества с асиммет-
ричной мол. структурой, молекулы которых имеют дифильное
строение, т. е. содержат лиофильные и лиофобные (обычно
гидрофильные полярные группы и гидрофобные радикалы)
атомные группы. Дифильная структура обусловливает поверх-
ностную (адсорбционную) активность ПАВ, их способность
328
Нефтегазовая энциклопедия
концентрироваться и определенным образом ориентироваться
на межфазных поверхностях раздела, понижая поверхностную
энергию (поверхностное натяжение). Гидрофильные группы
обеспечивают растворимость ПАВ в воде, гидрофобные (обыч-
но углеводородные) при достаточно высокой мол. массе спо-
собствуют растворению ПАВ в неполярных средах. С помощью
ПАВ можно влиять на энергетич. состояние и структуру меж-
фазной поверхности и через нее регулировать свойства гетеро-
генных систем. ПАВ широко применяются практически во всех
отраслях техники. В нефт. пром-сти при бурении в глинистые
растворы добавляют карбоксиметилцеллюлозу, полиакриламид,
природные танниды, гуминовые к-ты и др. Ингибирование кор-
розии нефтепромыслового оборудования достигается с помо-
щью алкиламинов, диалкиламинопропионитрилов и др. ПАВ.
При обезвоживании нефти добавляют сополимеры оксида эти-
лена и оксида пропилена, карбоновые к-ты, алкилфенолы. В
смазочные масла вводят присадки: производные алкилфенолов,
сульфонаты, сукцинимиды и др.
Поверхностное натяжение - стремление жидкости уменьшить
свою поверхность. В силу большого П. н. нефти, ее пленки на
воде имеют округлую форму и при разделении такой пленки на
части последние немедленно соединяются вновь в одно целое.
Этим нефтяные пленки отличаются от железистых, которые
имеют остроугольные очертания и после разбивания их на час-
ти не воссоединяются. П. н. объясняется капиллярность и неко-
торые другие явления. П. н. (межфазное) вызывается повышен-
ной способностью молекул притягиваться друг к другу на по-
верхности жидкости, граничащей с воздухом или другим газом.
Когда молекулы сильно притягиваются друг к другу, П. н. ха-
рактеризуется большой величиной. Слабое притяжение моле-
кул определяет малую величину П. н.
Погружной насос - насос, преимущественно вертикального типа,
устанавливаемый в буровых скважинах, шахтных колодцах,
технологических емкостях ниже уровня подаваемой жидкости,
что обеспечивает подъем жидкости с большой глубины, охлаж-
дение узлов насоса и в рядб случаев подъем жидкости с раство-
ренным в ней газом. Различают штанговые и бесштанговые
Том 2 (П)
329
П. н. В штанговых П. н. привод осуществляется от автономного
двигателя, находящегося над поверхностью жидкости, через
механическую связь (штангу). Бесштанговые П. н. выполняют-
ся в одном агрегате с двигателем. Привод бесштанговых П. н.
осуществляется главным образом от электрических двигателей,
реже - от гидравлических, Каналом для подвода энергии к дви-
гателям, также погруженным ниже уровня жидкости, служит
спущенный в скважину специальный электрический кабель.
Подвижной вращатель буровой - рабочий орган бурового станка
(установки), служащий для передачи вращения и осевого уси-
лия бурильной колонне при бурении.
Подводное нефтехранилище - искусственный резервуар для хра-
нения нефти или продуктов первичной переработки, установ-
ленный ниже водной поверхности. Размещение П. н. непосред-
ственно у места морской добычи нефти и газа исключает необ-
ходимость сооружения на берегу резервуарных парков, а также
дорогостоящих и менее надежных подводных трубопроводов
большой протяженности от скважин к береговой транзитной
нефтеперевалочной базе, предназначенный для перегрузки неф-
ти из особо крупнотоннажных танкеров в меньшие для достав-
ки нефти к портам назначения, в к-рые крупнотоннажные тан-
керы не могут заходить из-за недостаточных глубин на водных
подходах. По форме П. н. могут быть цилиндрическими, сфе-
рическими, эллиптическими; по типу конструкции - жесткие,
эластичные или смешанной конструкции. По степени заглубле-
ния в воду П. н. разделяются на донные - стационарные одно-
опорные, многоопорные, и плавающие - с переменной плавуче-
стью.
Подводное противовыбросовое оборудование - блок устройств
для герметизации подводного устья скважины. Входит в состав
бурового подводного устьевого оборудования. Используется
для предотвращения открытого фонтанирования нефти и газа
при бурении скважины с плавучей буровой платформы. П. п. о.
включает блок превенторов и направляющую секцию. При
опасности возникновения сильного шторма и качки платформы
выше допустимого предела производится отсоединение от
330
Нефтегазовая энциклопедия
устья скважины и, при необходимости, уход с точки бурения.
Бурильную колонну извлекают, скважину герметизируют глу-
хим(срезным) плашечным и универсальным превенторами, от-
соединяют направляющую секцию от блока превенторов и вме-
сте с морским стояком поднимают. Блок превенторов закрыва-
ют защитным колпаком. При неожиданном усилении шторма
или в др. аварийных случаях отсоединяют платформу от устья
скважины; бурильную или обсадную колонну, если они прохо-
дят через блок превенторов, обрезают срезным плашечным
превентором и герметизирую скважину. Бурильная колонна ос-
тается в скважине, удерживаемая трубными плашками превен-
торов.
Подводное устьевое оборудование - комплекс технических
средств для герметизации и подвески обсадных колонн и уст-
ройств при эксплуатации нефт. и газовых скважин с подводным
устьем. П. у. о. состоит из оборудования обвязки (подвески и
герметизации межтрубных пространств) обсадных колонн (ОК)
и подводной фонтанной арматуры с устройствами для соедине-
ния ее с устьем скважины и водоотделяющей колонной. Обору-
дование обвязки ОК включает колонные и подвесные головки,
узлы герметизации межтрубных пространств и основание. Под-
водная фонтанная арматура (ПФА) представляет собой блок
устройств для герметизации устья скважины, регулирования
режима ее работы и направления нефтегазопродуктов в под-
водный трубопровод. Скважины, оснащенные П. у. о. группи-
руются вокруг эксплуатац. платформы. Управление фонтанной
арматурой осуществляется с платформы дистанционно. По кон-
струкции комплексы П. у. о. разделяются на «мокрые» и «су-
хие». «Мокрые» комплексы отличаются большим конструктив-
ным разнообразием - от отдельно стоящей фонтанной армату-
ры до сложных систем, объединяющих в одной опорно-
направляющей плите устья 30-40 наклонно направленных
скважин (напр., на м-нии Хаттон в Северном м.). «Сухой» ком-
плекс представляет собой герметичную камеру, внутри к-рой
расположено устьевое оборудование, рассчитанное на обслу-
живание непосредственнс? рабочим персоналом. Камера имеет
шлюз, с к-рым стыкуется подводный аппарат, доставляющий в
Том 2 (П)
331
камеру оператора. Несмотря на кажущуюся простоту конструк-
ции, «сухие» системы не вышли из стадии поисковых исследо-
ваний, хотя предполагается, что они найдут применение при
глубине воды 800-900 м.
Подводный аппарат - судно или тех. устройство, перемещаю-
щееся в толще воды и (или) по дну и используемое для науч,
исследований, поисковых и аварийно-спасательный операций, а
также производственных работ под водой. В частности, П. а.
применяются для проведения геол, и геофиз. измерений вблизи
океанского дна с целью изучения геол, строения дна океана, со-
става слагающих его пород, поиска и разведки м-ний п. и. в
Мировом ок., а также при эксплуатации м-ний, для осмотра и
ремонта буровых платформ и т. п.
Подводный трубопровод - трубопровод укладываемый ниже по-
верхности воды при пересечении рек, водохранилищ, озер,
морских акваторий. К П. т. относят и трубопроводы, проклады-
ваемые в болотах. В зависимости от того, какой водоем пересе-
кают П. т., они получают соответствующее название: речные,
болотные, морские трубопроводы. П. т., полностью пересе-
кающие водную преграду в составе магистрального трубопро-
вода, наз. переходами трубопроводов через соответствующую
водную преграду (напр., переход трубопровода через Волгу,
Камское водохранилище и т. п.). П. т. находятся в сложных ус-
ловиях эксплуатации. Помимо рабочего давления транспорти-
руемого продукта они нагружены внешним гидростатич. давле-
нием воды, в нек-рых случаях на П. т. воздействуют волны и
течения.
Подводный трубопроводный переход - комплекс сооружений
трубопровода через водные преграды. Состоит из трубопрово-
да, отключающей запорной арматуры, берегоукрепительных и
противопожарных сооружений, системы автоматики и кабель-
ной линии связи спец, защитных сооружений от повреждения и
информационных знаков ограждения П. т. п. на судоходных ре-
ках и водоемах.
Подгородецкнй Игорь Леонидович (1914) - крупный специалист-
механик нефтяного оборудования. Окончил Грозненский неф-
332
Нефтегазовая энциклопедия
тяной ин-т (1941). Трудовую деятельность начал в 1931. Инже-
нер-механик треста «Азнефтеразведка» (1940-1941); механик,
старший механик Азкомпищепрома (19141-1943); главный меха-
ник конторы бурения трестов «Кировобаднефтегаз» (1945-1947);
главный механик объединения «Туркменнефть» (1949-1950);
главный механик нефтепромыслового управления «Бугульма-
нефть» (1951-1952); главный механик нефтепромыслового, затем
нефтегазодобывающего управления «Альметьевнефть» объедине-
ния - акционерного общества «Татнефть» (с 1952).
Подготовка газа к дальнему транспорту - обработка добывае-
мого природного газа с целью удаления компонентов, затруд-
няющих транспортировку его по газопроводу. Наличие в газе
воды, жидких углеводородов, агрессивных и механич. примесей
снижает пропускную способность газопроводов, повышает рас-
ход ингибиторов, усиливает коррозию оборудования, приводит
к необходимости увеличения мощности газокомпрессорных
станций, снижает надежность работы технол. систем, увеличи-
вает вероятность аварийных ситуаций на газокомпрессорных
станциях и линейной части газопроводов. П. г. к дальнему
транспорту проводится на установках комплексной подготовки
газа (УКПГ), предназначенных для осушки природного газа га-
зовых газонефт. и газоконденсатных м-ний от воды, отделения
механич. примесей, жидких углеводородов и очистки от серни-
стых соединений. Выбор промыслового оборудования для
УКПГ зависит от состава газа, содержания влаги и механич.
примесей, термодинамич. параметров м-ния (темп-ры, давле-
ния), направления дальнейшего использования газа и климатич.
условий районов добычи и транспортировки.
Подготовка нефти к дальнейшему транспорту - обработка неф-
ти с целью удаления компонентов (вода, минеральные соли,
механич. примеси, легкие углеводородные газы), затрудняю-
щих ее транспортировку и последующую переработку.
Подготовленность месторождений полезных ископаемых -
степень изученности разведанных м-ний полезных ископаемых,
необходимая для их пром, освоения. П. м. нефти и газа для
Том 2 (П)
333
пром, освоения определяется степенью их изученности, незави-
симо от размера и сложности геол, строения. Разведанные м-
ния (залежи) нефти и газа или их части считаются подготов-
ленными для пром, освоения при соблюдении следующих усло-
вий: балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата
и содержащихся в них компонентов, имеющих пром, значение,
утверждены ГКЗ; дана оценка перспективных ресурсов нефти,
газа и конденсата; утвержденные извлекаемые запасы нефти,
конденсата и балансовые запасы газа (а также содержащихся в
них и имеющих пром, значение компонентов), используемые
при проектировании предприятий по добыче нефти и газа, со-
ставляют не менее 80% категории Q и до 20% категории С2,
при наличии запасов категории С2 более 20% возможность
пром, освоения м-ний устанавливается ГКЗ при утверждении
запасов; состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержа-
ние в них полезных компонентов, особенности разработки м-
ния, дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеол., геокриоло-
гии. и др. природные условия изучены в степени, обеспечи-
вающей получение исходных данных для составления технол.
схемы разработки м-ния нефти или проекта опытно-пром, раз-
работки м-ния газа; в р-не разведанного м-ния оценены сырье-
вая база нерудных строит, материалов и возможные источники
хоз.-питьевого и техн, водоснабжения, обеспечивающие удов-
летворение потребности будущих предприятий по добыче неф-
ти и газа; имеются сведения о наличии в разведочных скважи-
нах поглощающих горизонтов, к-рые могут быть использованы
при проведении проектно-изыскательских работ для изучения
возможностей сброса в эти горизонты пром, и др. сточных вод;
составлены рекомендации о разработке мероприятий по пре-
дотвращению загрязнения окружающей среды.
Поддержание пластового давления - процесс естественного или
искусственного сохранения давления в продуктивных пластах
нефт. залежей на начальной или запроектированной величине с
целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения
степени ее извлечения. П. п. д. при разработке нефт. залежи мо-
гут осуществлять за счет естеств. активного водонапорного или
упруговодонапорного режима, искусств, водонапорного режи-
334
Нефтегазовая энциклопедия
ма, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-
коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при
внутриконтурном заводнении. В зависимости от геол, условий
и экономии, показателей разработки выбирают тот или иной
способ П. п. д. или их комбинацию. П. п. д. способом внутри-
контурного заводнения является наиболее эффективным и эко-
номичным, особенно для больших по площади нефт. залежей.
Его создают путем блокового, ступенчатого осевого, барьерно-
го (для нефтегазовых залежей) площадного, очагового или из-
бират. способов заводнения. При П. п. д. в нефт. части залежи
через нагнетат. скважины закачивают воду или водогазовую
смесь без добавок или с разл. добавками, способствующими
улучшению ее вытесняющих свойств. Подбирается такая схема
расположения нагнетат. скважин, к-рая обеспечивает наиболее
эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и рав-
номерное вытеснение нефти водой.
Поддубный Вадим Николаевич (1906-1980) - специалист в облас-
ти масел и смазок. Окончил Ленинградский химико-
технологических ин-т (1931). К.т.н. Трудовой путь начал в
1930. Старший научный сотрудник, заведующий лабораторией
смазок, научный руководитель отраслевой лаборатории масел и
смазок Московского нефтяного ин-та (1960-1980). Лауреат Го-
сударственной премии СССР. Награжден орденами и медалями
СССР.
Подземная газификация нефтяного пласта - вторичный метод
добычи нефти, предложенный для истощенных необводненных
пластов в двух вариантах: а) с созданием в районе нагнетатель-
ной скважины очага горения в нефтяном пласте, поддерживае-
мого за счет нагнетания в пласт воздуха (при этом предполага-
ется. что меньшая часть нефти будет расходоваться на горение,
а большая часть нефти, находящейся в пласте, подвергнется
разложению на более легкие фракции, которые будут отобраны
соседними эксплуатационными скважинами); б) с созданием
очага горения на забое нагнетательной скважины. Разновидно-
стью второго варианта является нагнетание горячего воздуха,
получаемого в специальной топке на земной поверхности.
Том 2 (П)
335
Подземная геофизика - раздел разведочной геофизики, основан-
ный на исследовании состава, строения и состояния массивов
горн, пород из скважин и гор. выработок. П. г. основана на изу-
чении естественных или искусственно создаваемых физ. полей
(электрического, электромагнитного, магнитного, гравитацион-
ного, теплового и др.) в пространстве ниже земной поверхно-
сти. В зависимости от вида горн, выработки, в к-рой ведут ис-
следования, различают геофизические исследования в скважи-
нах (скважинная геофизика) и в шахтах (шахтная геофизика).
Подземная гидрогазодинамика - наука о движении жидкостей,
газов и их смесей в пористых средах (грунтах и горн, породах);
раздел гидродинамики. Предмет изучения П. г. - движение
природных жидкостей и жидкостей, закачиваемых в пласты,
под действием естественных сил и техногенных факторов. П. г.
изучает: движение грунтовых вод, подземных вод при разра-
ботке м-ний п. и.; вытеснение нефти водой или выделяющимся
из нефти газом при разработке нефт. м-ний; движение газа в га-
зовых и в угольных пластах; процессы перемещения (миграции)
природных флюидов, ведущие к образованию м-ний нефти и
газа, а также руд, кристаллизующихся из водных растворов.
Метод П. г. - построение количеств, теоретич. моделей движе-
ний внутрипластовых жидкостей и изучение их матем. средст-
вами. Разделы П. г.: осн. понятия теории движения жидкостей в
пористых средах; фильтрационные характеристики пористых
сред; закон фильтрации однородной жидкости; законы сохра-
нения массы жидкости (уравнение неразрывности); дифферен-
циальные уравнения движения однородных жидкостей в порис-
той среде; граничные условия и постановка задач П. г.; матем.
теория движения несжимаемых жидкостей в пористой среде;
напорные и безнапорные течения; движение слабосжимаемых
жидкостей в упругодеформируемой среде, теория нестационар-
ных движений при упругом режиме фильтрации; осн. уравне-
ния фильтрации газа; теория движения жидкостей в гетероген-
ных, в т. ч. трещиновато-пористых средах; теория движения
неньютоновских жидкостей; осн. закономерности движения
смесей жидкостей в пористой среде; законы сохранения масс
фаз; уравнения многофазной фильтрации; теория вытеснения
336
Нефтегазовая энциклопедия
несмешивающихся жидкостей; процессы тепло- и массоперено-
са при движении жидкостей в пористой среде; физ.-хим. П. г. и
теория процессов повышения нефтеотдачи; деформации г. п.
при движении в них жидкостей. Формулировка осн. задач П. г.
опирается на общие принципы механики сплошной среды с
привлечением соотношений смежных дисциплин - термодина-
мики, физ. химии, физ. кинетики, используется матем. аппарат.
Для численного решения задач П. г. применяются ЭВМ.
Подземная перегонка полезных ископаемых - способ разработ-
ки м-ний полезных ископаемых (сланцев, битумов, угля, торфа
и др. горючих ископаемых) непосредственно в недрах Земли
путем нагрева полезных ископаемых без доступа кислорода
(сухая перегонка) для получения газообразных и жидких про-
дуктов. Совокупность процессов, происходящих в залежах при
П. п., аналогична подземной газификации п. и. за исключением
реакций окисления. П. п. приводит к большим, по сравнению с
подземной газификацией, энергозатратам, т. к. реакций с выде-
лением тепла практически не происходит. Осн. продукты П. п.
сланцев и битумов: высококалорийный горючий газ, жидкое
топливо («сланцевая нефть»), смолы, масла, сера и др. После
П. п. в недрах остаются минеральные негорючие компоненты,
залежи и кокс (при П. п. углеродных п. и.). При значит, образо-
вании кокса или коксоподобного остатка возможна последую-
щая газификация залежи.
Подземное бурение - бурение из подземных горн, выработок
шпуров и скважин, не имеющих выхода на дневную поверх-
ность. П. б. используется для проходки взрывных скважин и
шпуров при сооружении подземных горн, выработок и подзем-
ной разработке м-ний, горнотехн, скважин при эксплуатации м-
ний, а также поисково-разведочных скважин при изучении
геол, строения м-ний, их разведке и подсчете запасов п. и.
Подземные воды - воды, находящиеся под поверхностью земли.
П. в. заполняют промежутки и пустоты в горных породах - по-
ры, трещины, каверны, пещеры и др. или химически связаны с
минеральным веществом горных пород. При изучении П. в.
очень важно установить скорость и направление их движения.
Том 2 (П)
221
По характеру движения П. в. делятся на флюационные и фильт-
рационные. По расположению относительно нефтеносного пла-
ста П. в. делятся на пластовые и «чуждые».
Подземный сток - движение гравитац. подземных вод в зоне пол-
ного насыщения горн, пород. П. с. является частью общего кру-
говорота воды на Земле и элементом общего водного баланса
суши, водоема, а также водоносного горизонта, комплекса, гид-
рогеол. структуры (их части или совокупности). Осн. количест-
венной характеристикой П. с. является величина расхода под-
земных вод (м3/с, л/с, км3/год).
Подмерзлотные воды - подземные воды, расположенные под
мерзлой толщей пород в областях распространения многолет-
немерзлых пород. Объединяют многообразные категории под-
земных вод во всех известных типах криогидрогеол. структур.
Они разнообразны по типам коллекторов, направлениям дви-
жения, активности водообмена, гидрохим. особенностям.
Подогрев нефти - осуществляется с целью улучшения реологич.
свойств и снижения вязкости нефти; проводится на нефт. про-
мыслах, при транспортировке нефти дальним потребителям, на
нефтеперерабат. з-дах.
Подошва пласта - стратиграфически нижняя поверхность, огра-
ничивающая пласт.
Подъемный крюк - служит для подвешивания к талевой системе
вертлюга с буровым инструментом, а также обсадной колонны
и бурильных труб при их спуске и подъеме.
Подъемный механизм - служит для спуска и подъема бурильных
труб и инструмента, для подачи режущего инструмента на за-
бой в процессе бурения, для спуска обсадных труб в скважину,
для механизации отдельных вспомогательных процессов и для
ряда других работ. П. м. одновременно служит целям уменьше-
ния нагрузки на канат. П. м. состоит из лебедки и полиспасто-
вой системы - кронблока и талевого блока.
Пожар эндогенный - пожар, вызванный самовозгоранием полез-
ного ископаемого, породы или горючего материала.
338
Нефтегазовая энциклопедия
Поздняков Виктор Федорович (1948) - крупный инженер-
геофизик. Окончил Московский ин-т нефтехимической и газо-
вой промышленности им. И. М. Губкина (1968). Трудовую дея-
тельность начал в 1968. С 1976 - главный инженер треста «Ко-
минефтегеофизика». В 1991 назначен зам. директора Департа-
мента геофизических работ «Роснефти». С 1995 - генеральный
директор ОАО «НПО «Нефтегеофизприбор». Награжден орде-
ном и медалью СССР. Заслуженный изобретатель СССР.
Поиски месторождений полезных ископаемых - комплекс гео-
логоразведочных работ, направленных на выявление промыш-
ленно ценных скоплений п. и. как возможных источников ми-
нерального сырья для нужд нар. х-ва и на их прогнозную геол.-
экономич. оценку. П. м. п. и. проводятся в 3 последоват. стадии:
общие поиски - совместно с геол.-съемочными работами мас-
штаба 1:50000 (1:25000); поисковые работы и поисково-
оценочные работы. П. м. п. и. осуществляются на основе ранее
составленных геол, карт и сопровождаются специализир. геол.,
геофиз. и геохим. съемками. Повышению качества и достовер-
ности геол, основы поисков способствует использование дис-
танционных космо- и аэрогеол. методов. Для прогнозирования
площадей, перспективных на выявление конкретных видов и
комплексов п. и., используются совокупности благоприятных
геол, (поисковых) предпосылок и признаков. П. м. п. и. вклю-
чают бурение картировочных, поисковых и поисково-
разведочных скважин, проходку поверхностных горн, вырабо-
ток, сопровождаемые комплексом геол.-минералогии., геофиз.,
геохим. и др. специализир. исследований. Рациональный ком-
плекс методов исследований выбирается в зависимости от при-
родных условий, видов прогнозируемых п. и. и степени деталь-
ности поисковых работ. В условиях хорошей обнаженности
применяются визуальные геол.-минералогии., шлиховые, лито-
геохим. и нек-рые геофиз. методы, в др. случаях широко ис-
пользуют поисковое бурение с каротажем и геохим. опробова-
нием скважин, шлиховые, геофиз. и геохим. методы. На завер-
шающих стадиях П. м. п. и. проводится бурение глубоких поис-
ково-оценочных скважин. По результатам П. м. п. и. в границах
провинций, бассейнов, р-йов, рудных узлов, полей и м-ний про-
Том 2 (П)
339
водится комплексная оценка прогнозных ресурсов по категори-
ям Р3, Р2 или Р| с учетом совр. требований к качеству мине-
рального сырья и тенденций их изменения.
Поисково-оценочные работы - самостоятельная стадия геолого-
разведочных работ на твердые полезные ископаемы. Эта стадия
является переходной от поискового этапа к разведочному, в за-
дачи ее входит определение геол.-пром. типа м-ния и мине-
ральных типов п. и., оконтуривание площади м-ния в плане с
подтверждением наличия пром, концентраций на глубинах до
неск. сотен метров, выборочная оценка условий залегания,
морфологии и строения тел п. и., прогнозная оценка технол.
свойств минерального сырья и горно-геол, условий разработки
м-ния, сбор исходных данных для обоснования браковочных
кондиций и комплексная оценка прогнозных ресурсов м-ния.
П.-о. р. включают крупномасштабное специализир. геол, кар-
тирование, проведение минералого-петрографич., геофиз., гео-
фихм. и технол. исследований с применением поверхностных
(реже подземных) горн, выработок, картировочных, поисковых
и разведочных скважин преим. колонкового бурения. Для суж-
дения об условиях залегания, морфологии и внутр, строений
залежей п. и., об ориентировочных горно-геол, условиях их
разработки на типичных участках м-ния проводятся детализац.
разведочные работы путем выборочного сгущения сети горн,
выработок и скважин.
Поисковое бурение - один из видов разведочного бурения. Ведет-
ся с целью выявления различных полезных ископаемых: нефти,
газа, угля, железа, меди и др. Установив в районе поисков на-
личие зон нефте- и газонакопления или оруденения, П. б. дает
материал для проведения более детальной стадии разведки с
целью установления промышленного значения м-ния.
Поисково-разведочные скважины - глубокие разведочные
скважины, проводимые с целью обнаружения промышленных
нефтяных и газовых залежей на новых площадях. На разраба-
тываемых площадях П-р. с. задаются для поисков, вскрытия и
опробования новых нефтеносных пластов, возможно залегаю-
щих ниже уже известных и эксплуатируемых горизонтов, а
340
Нефтегазовая энциклопедия
также для обнаружения в пределах промысловых районов но-
вых нефтеносных участков, обособленных тектоническими
формами или изменчивостью литологического состава нефтя-
ных разрабатываемых пластов и их формы залегания. Бурением
П-р. с. должны быть установлены нефтяные и газовые горизон-
ты в разведываемой части разреза, получены исходные данные
для подсчета запасов нефти и газа и на основании результатов
испытания дана оценка продуктивности скважин.
Показатель закона фильтрации - в уравнении продуктивности
нефтяной скважины показывает, по линейному (при П. з. ф. = 1)
или нелинейному (при П. з. ф. ф 1) закону происходит фильтра-
ция жидкостей и газа в скважину.
Покровское месторождение нефтяное - расположено в 70 км к
В. от г. Бузулук Оренбургской обл.; входит в волго-уральскую
нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1959, разрабатывается
с 1963. Размеры структуры 10,5x5,5 км. Выявлено 10 залежей, в
т. ч. 8 нефтяных, 1 газовая и 1 газонефтяная. Тип залежей пла-
стовый сводовый и массивный. Режим разработки нефт. зале-
жей упругий и упруговодонапорный. М-ние разрабатывается с
поддержанием пластового давления. Способ эксплуатации ме-
ханизированный.
Покрышка нефтяных месторождений - название комплекса не-
проницаемых, преимущественно глинистых горных пород, по-
крывающих залежи нефти и тем самым способствующих их со-
хранению. Наличие непроницаемой покрышки является одним
из важных условиях сохранения газонефтяного м-ния.
Полазна - нефтяное м-ние, расположенное в Пермской обл. В
геологическом строении принимают участие отложения палео-
зоя: девона, карбона и перми, образующие пологую брахиан-
тиклинальную складку платформенного типа, вытянутую в на-
правлении СВ-ЮЗ, имеющую в длину до 10 и в ширину до 5
км. Между отложениями пермского возраста и карбона имеет
место некоторое несоответствие в геологическом строении.
Промышленная нефтеносность приурочена к отложениям кар-
бона: а) к песчаникам угленосной свиты нижнего карбона и б) к
известнякам свиты А (еврейский и башкирский горизонты). В
То.м 2 (П)
341
угленосной свите выделяются 2 пласта нефтесодержащих пес-
чаников, мощностью в 12 и 10 м. Нижний пласт литологически
непостоянен. Начальные дебиты скважин 30-35 т нефти в су-
тки. В свите А нефтесодержащими являются верхние 4 пласта
пористых доломитизированных известняков. Пласты малоде-
битные. Большая часть месторождения покрыта водами «Верх-
некамского моря»; таким образом, на его территории создан
своеобразный «морской» нефтяной промысел.
Полезные ископаемые - природные минеральные вещества, со-
держащиеся в земной коре в твердом, жидком и газообразном
состоянии и представляющие интерес для промышленного ис-
пользования их в естественном виде или после некоторой обра-
ботки. П. и. бывают как органического, так и неорганического
происхождения. В зависимости от основного назначения П. и.
делятся на группы: горючие П. и. (нефть, горючие газы, уголь,
битуминозные сланцы); различные руды черных, цветных и
редких металлов; хим. сырье (сера, калийные соли, апатит и
др.); строительные материалы (гранит, мрамор, известняк, пе-
сок).
Ползучесть - медленная непрерывная пластическая деформация г.
п. под воздействием постоянной нагрузки или механич. напря-
жения. П. в той или иной мере присуща всем твердым телам,
как кристаллическим, так и аморфным, подвергнутым любому
виду нагружений. П. имеет место при т-рах от криогенных до
близких к т-ре плавления. Деформация и скорость П. при по-
стоянной нагрузке увеличивается с ростом т-ры. П. г.п. описы-
вается кривой, к-рая представляет собой зависимость деформа-
ции от времени при постоянных т-ре и нагрузке (напряжении).
Полимер - сложная молекула, образовавшаяся в результате со-
единения (полимеризации) двух или нескольких однородных
молекул в одну при сохранении прежнего процентного состава
вещества.
Полимербензин - полимердистиллят, высокооктановый компо-
нент топлив для поршневых двигателей с искровым зажигани-
ем; получается каталитической полимеризацией пропан-
342
Нефтегазовая энциклопедия
пропиленовой и бутиленовой фракций газов крекинга и рифор-
минга нефти.
Полимерное заводнение - физ.-хим. метод повышения нефтеот-
дачи при заводнении путем закачки в пласт водных растворов
полимеров концентрации 0,015-0,7% с высокой мол. массой.
Водные растворы полимеров закачивают в нефт. пласт в виде
оторочек, при этом снижается подвижность воды в зоне их про-
движения, что приводит к увеличению коэфф, охвата нефт.
пласта и в конечном счете - к увеличению коэфф, нефтеотдачи.
Для П. з. применяют водные растворы полиакриламида, а также
полиэтиленоксидов, вязкость к-рых не снижается в минерали-
зованных водах в отличие от растворов полиакриламида. Наи-
большее увеличение нефтеотдачи пластов при П. з. достигается
в начальные периоды разработки залежи при вязкости пласто-
вой нефти 10-50 мПа-c, т-рах пласта до 90°С, в неоднородных
коллекторах проницаемостью св. 100 Д и глинистостью до 5-
10%.
Полимерный буровой раствор - раствор на водной основе, со-
держащий высокомолекулярные полимеры , применяемый при
бурении гл. обр. крепких пород. Характеризуется высокой гид-
рофильностью и псевдопластичностью - способностью разжи-
жаться до вязкости, близкой к вязкости воды, при больших ско-
ростях сдвига и загустевать при низких. Различают безглини-
стые и малоглинистые П. б. р. Для приготовления безглинистых
П. б. р. используются гидролизов, полиакриламид (ГПАА), ок-
сиэтилированная целлюлоза (ОЭЦ) и карбоксиметилцеллюлоза
(КМЦ), биополимеры и др. соединения. Комплексообразовате-
лями служат хромовые, алюминиевые и т. п. соли. В малогли-
нистых П. б. р. используются полимеры двойного действия, яв-
ляющиеся стабилизаторами бентонитовых суспензий и коагу-
ляторами высокодисперсных частиц. Для приготовления мало-
глинистых П. б. р. применяются в осн. акриловые полимеры
(ГПАА, метас, гидролизов, полиакрилонитрил - гипан и др.),
сочетающиеся с КМЦ-600, КМЦ-700 и подобными полимерами,
обеспечивающими дополнит, снижение фильтрации. Для утя-
желения П. б. р. применяются водорастворимые соли тяжелых
металлов. Содержание кЬмплексообразователей не превышает
Том 2 (П)
343
0,4%, бентонита 2-6% (в малоглинистых растворах). Фильтра-
ция П. б. р. 5-10 см3, плотность неутяжеленных растворов
1000-1060 кг/м . При бурении в глинистых отложениях П. б. р.
добавляют КС1 и др. П. б. р. способствуют увеличению меха-
нич. скорости проходки, стойкости долота, снижению образив-
ного износа буровых насосов.
Полиспаст (полиспастная система) - грузоподъемное приспо-
собление, состоящее из комплекта подвижных и неподвижных
блоков; каждый блок сидит на отдельной оси.
Полный газовый фактор - число куб. метров газа, растворенного
в 1 м3 пластовой нефти при давлении насыщения. Определяется
исследованием глубинных проб. Входит в формулы подсчета
запасов нефти и газа методом материальных балансов.
Полугудрон - остаток, получаемый при разгонке мазутов масля-
ных нефтей в условиях неглубокого отбора масляных фракций.
Используется для производства авиационных масел.
Польша, Республика Польша - гос-во в центральной части Ев-
ропы. Пл. 312,7 тыс. км2. Нас. 38,7 млн чел. (2000). Столица -
Варшава. На территории Польши известны м-ния каменного и
бурового угля, железных и никелевых руд, барита, калийной
соли. М-ния нефти и природного газа находятся в пределах
Центральноевропейского, Северо-Предкарпатского и Карпат-
ского нефтегазоносных бассейнов (НГБ), каждый из к-рых да-
леко выходит за пределы страны. Центрально-европейский НГБ
охватывает платформенные области. Наиболее значит, м-ния:
нефтяные - Камень-Поморски, Дашево; газовые - Богдай-
Уцехув, Жухлюв, Вешковице, Тархалы, Равич, Ченшув, Гожи-
слав, Боженцин. М-ния газа в осн. связаны с терригенными от-
ложениями ниж. перми и в меньшей мере с верхнепермскими
карбонатными породами, к к-рым приурочены залежи почти
всех нефтяных м-ний. Нефти сернистые, их плотность 850-870
кг/м3. Газы преим. метановые, часто с высоким содержанием
азота и примесью гелия. Глуб. залегания залежей 1-3,5 км. Се-
веро-Предкарпатский НГБ находится в Предкарпатском проги-
бе. Во внеш, части прогиба расположены преим. газовые м-ния,
залежи к-рых приурочены к отложениям разл. возраста: от де-
344
Нефтегазовая энциклопедия
венских до миоценовых, причем миоценовые отложения явля-
ются осн. газоносным горизонтом. Наиболее значительные га-
зовые м-ния: Пшемысль-Яксманице, Красне-Альбигова, Люба-
чув, Тарнув, Каньчуга, Выгода и др. Газы в осн. метановые, с
небольшим содержанием азота. Нефтяные м-ния мелкие. Нефти
малосернистые, различные по плотности - от тяжелых до лег-
ких. Глубины залегания м-ний нефти и газа от сотен метров до
1,5-2,5 км. Карпатский НГБ охватывает флишевые покровы
Внеш. Карпат. М-ния б. ч. нефтяные, реже газовые. Нефти пре-
им. легкие, малосернистые. М-ния многопластовые, сложнопо-
строенные, залегают на глуб. от сотен метров до 3,5 км (Бань-
кова, Поток, Харклева-Погожина и др.).
Поляриметрия - метод исследования веществ, основанный на
измерении степени поляризации света и оптич. активности, т. е.
величины угла вращения плоскости поляризации света при
прохождении его через оптически активные вещества. Угол по-
ворота в растворах зависит от их концентрации, поэтому П.
широко применяется для измерения концентрации оптически
активных веществ. Изменение угла вращения при изменении
длины волны света (т. н. спектрополяриметрия) позволяет изу-
чать строение вещества и определять количество в смеси опти-
чески активных веществ. Измерения проводят поляриметрами,
спектрополяриметрами и дихрографами.
Поляков Станислав Николаевич (1947) - специалист в области
трубопроводного транспорта. Окончил Ивано-Франковский ин-
т нефти и газа (1972). Трудовую деятельность начал в 1965. Ра-
ботал на различных инженерных должностях. С 1983 возглав-
лял в Сургутском управлении магистральных нефтепроводов
НПС Савуйская, с 1988 - ЛИДС Апрельская. С 2002 - гене-
ральный директор акционерного об-ва «Рязаньтранснефтепро-
дукт» ОАО «АК «Транснефтепродукт». Непосредственный уча-
стник стр-ва и ввода в эксплуатацию нефтепроводов Нижневар-
товск-Курган-Куйбышев, Сургут-Горький-Полоцк, нефтепе-
рекачивающих станций (НПС) Салым-3, Салым-4, Савуйская,
Апрельская, Юган-2, Самотлор.
Пономарев Александр Иосифович (1948) - крупный специалист в
области разработки и эксплуатации газовых и газоконденсат-
Том 2 (П)
345
ных месторождений. Окончил Уфимский нефтяной ин-т (1971).
Д.т.н., профессор. Трудовую деятельность начал в 1971. Про-
шел путь от младшего научного сотрудника до заведующего
кафедрой. Руководил научными исследованиями по повыше-
нию компонентоотдачи нефтегазоконденсатных залежей. Вете-
ран газовой промышленности.
Пономарев Валентин Алексеевич (1926-1974) - специалист в об-
ласти бурения нефтяных и газовых скважин. Окончил Грознен-
ский нефтяной техникум (1951). Трудовую деятельность начала
в 1951. Работал на различных инженерных должностях. Глав-
ный инженер треста «Краснодарбурнефть» объединения «Крас-
нодарнефтегаз» (1966-1970); начальник Центральной инженер-
но-технологической службы Краснодарского управления буро-
вых работ объединения «Кубаньгазпром» (1970-1974). Награж-
ден орденами и медалями СССР.
Пономарев Константин Иванович (1916) - специалист в области
эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Окончил Грознен-
ский нефтяной ин-т (1942). Работа на нефтепромыслах Перм-
ской области (1942-1950); управляющий трестом «Бугульма-
нефть» (1950); главный инженер нефтепромыслового управле-
ния «Лениногорскнефть» объединения «Татнефть» (1950-1962).
Награжден орденом СССР.
Пономаренко Николай Алексеевич (1934) - специалист в области
бурения нефтяных и газовых скважин. Окончил Грозненский
нефтяной ин-т (1959). Трудовую деятельность начал в 1959.
Прошел путь от помощника бурильщика до зам. генерального
директора по бурению объединения «Ставропольнефтегаз»
(1959-1990); зам. генерального директора - директор предпри-
ятия по бурению нефтяных и газовых скважин совместного
предприятия «Вьетсовпетро» (1990). Награжден медалями
СССР.
Понтон резервуарный - плавающий экран, обеспечивающий от-
деление хранимого в резервуаре продукта от его газового про-
странства. Используется для сокращения потерь нефти и неф-
тепродуктов от испарения (т. н. больших и малых «дыханий» и
«обратного выдоха») из резервуаров со стационарной крышей.
346
Нефтегазовая энциклопедия
Эффективность применения понтонов зависит от коэфф, обора-
чиваемости резервуара. П. р. состоит из металлич. (сталь, алю-
миний), полимерного или синтетич. ковра (мембраны), откры-
тых или закрытых коробов или поплавков, затвора для уплот-
нения кольцевого пространства между стенкой резервуара и
понтоном. Различают понтоны монолитные и сборные, послед-
ние могут сооружаться в эксплуатирующихся резервуарах.
Попов Геннадий Степанович (1927-1998) - организатор нефтега-
зового производства. Окончил Азербайджанский индустриаль-
ный ин-т (1954). Трудовой путь начал в 1946. Прошел путь от
помощника бурильщика до начальника НГДУ «Полазнанефть»
(1946-1970). Начальник Управления кадров, член коллегии,
зам. министра по кадрам Миннефтепрома (1970-1987). Награж-
ден орденами и медалями СССР. Почетный нефтяник.
Попов Олег Константинович (1940) - специалист в области разра-
ботки нефтяных м-ний. Окончил Московский нефтяной ин-т
(1966), Всесоюзную академию внешней торговли (1978). Тру-
довой путь начал в 1958. Долгое время работал за рубежом.
Старший инженер по разработке нефтяных м-ний, главный ин-
женер по добыче нефти в Сирии, старший инженер аппарата
советника по экономическим вопросам Посольства СССР в Си-
рии (1978-1982); эксперт, старший эксперт, начальник управ-
ления Всесоюзного объединения «Техноэкспорт» Государст-
венного комитета экономических связей (1982-1986); главный
инженер Всесоюзного объединения «Союззарубежнефтегаз»
(1986-1988); зам. начальника Управления внешних связей
Миннефтепрома, первый зам. генерального директора, гене-
ральный директор Всесоюзного производственного объедине-
ния «Зарубежнефтестрой» (1988-1992); генеральный директор
Российского внешнеэкономического объединения «Зарубеж-
нефть» (1992 -2000). Награжден орденами и медалями СССР.
Попов Валерий Васильевич (1939) - специалист в области геоло-
гии нефтяных и газовых м-ний. Окончил Грозненский нефтя-
ной ин-т (1961). Трудовой путь начал в 1961. Основная дея-
тельность проходила в объединении «Таджикнефть». Принимал
непосредственное участие & открытии и освоении м-ний Тад-
Том 2 (П)
347
жикистана, в числе которых нефтяные и газонефтяные Бештен-
тяк, Ниязбек, Махрам, Узунохор, Южный Кум, газовые - Ком-
сомольское, Кызыл-Тушмук. С 1993 работает главным геоло-
гом в Северном нефтегазодобывающем управлении производст.
объединения «Новосибуголь». С 1994 - генеральный директор
ОАО «Северноенефтегаз». Награжден медалями СССР.
Поповии Федор Семенович (1904-1973) - специалист в области
бурения нефтяных и газовых скважин. Окончил Азербайджан-
ский политехнический ин-т (1932). Трудовую деятельность на-
чал в 1918. Прошел путь от рабочего до начальнику объедине-
ния «Азнефтедобыча». Целый ряд лет был уполномоченным
Совета Министров СССР по оказанию технической помощи
Советско-Китайскому акционерному обществу. С 1957 по 1960
зам. председателя Ставропольского СНХ. С 1960 по 1965 на-
чальник производственно-геологического управления Мингео
СССР. С 1965 по 1971 старший консультант Инспекции Мин-
нефтепрома. Награжден орденами и медалями СССР.
Попутный нефтяной газ - см. Нефтяной газ.
Пористость горных пород - характеризуется наличием пустот
(пор), заключенных в г. п. Благодаря пористости г. п. могут
вмещать (за счет влияния капиллярных сил) жидкости и газы. К
П. не следует относить емкость каверн и трещин, характери-
зующих общую пустотность г. п. (ввиду влияния гравитацион-
ных сил). Различают три вида П.: общую (физическую), откры-
тую и эффективную. Общая П. - объем сообщающихся и изо-
лированных пор - включает поры разл. радиусов, формы и сте-
пени сообщаемости. Открытая П. - объем сообщающихся меж-
ду собой пор, к-рые заполняются жидким или газообразным
флюидом при насыщении породы в вакууме; она меньше общей
П. на объем изолированных пор. Эффективная П. характеризует
часть объема, к-рая занята подвижным флюидом (нефтью, га-
зом) при полном насыщении порового пространства этим
флюидом; она меньше открытой П. на объем связанных (оста-
точных) флюидов.
Португалия, Португальская Республика - государство на край-
нем Ю-3 Европы. Пл. ок. 92 тыс. км2. Нас. 9,9 млн жителей.
348
Нефтегазовая энциклопедия
Важнейшие п. и. - вольфрамовые, урановые и железные руды,
медьсодержащие колчеданы; открыт ряд комплексных сульфид-
ных м-ний, содержащих медь, свинец, цинк, серебро, золото.
Собственных м-ний нефти и газа в П. нет. На атлантич. шельфе
ведутся геофиз. и буровые поисково-разведочные работы.
Портнов Николай Андреевич (1939) - специалист в области неф-
тепроводного транспорта. Окончил московский нефтяной ин-т
(1968). Трудовой путь начал в 1961: главный технолог Северо-
Западного нефтепроводного управления, директор Дирекции
строящихся Юго-Западных нефтепроводов, начальник Придне-
провского нефтепроводного управления (1972-1981), зам. на-
чальника Главтранснефти, зам. начальника - главный инженер,
начальник Главного управления проектирования и капитально-
го строительства Миннефтепрома СССР (1981-1991); вице-
президент корпорации «Роснефтегаз» (1991-1993); президент
АО «Развитие - Роснефтегаз» (1993-1995); с 1995 вице-
президент нефтяной компании АО «СИДАНКО». Награжден
орденом СССР. Почетный нефтяник.
Поршаков Борис Павлович (1928) - крупный специалист в облас-
ти термодинамики и теплотехники. Окончил Московский неф-
тяной ин-т (1951). Д.т.н., профессор. Старший научный сотруд-
ник, ассистент, доцент, профессор, заведующий кафедрой тер-
модинамики и тепловых двигателей, декан факультета инже-
нерной механики, первый проректор по учебной работе Мос-
ковского нефтяного ин-та (1956-1989); проректор Учебно-
методического объединения по высшему нефтегазовому обра-
зованию, одновременно - заведующий кафедрой термодинами-
ки и теплотехники Московского нефтяного ин-та - Государст-
венной академии нефти и газа им. И.М. Губкина с 1989. Награ-
жден орденами и медалями СССР. Заслуженный деятель науки
и техники РСФСР. Почетный работник газовой промышленно-
сти. Лауреат премии им. акад. И.М. Губкина.
Поры в горной породе - пустоты между отдельными частицами
породы. Различают поры или пустоты первичные и вторичные.
Поспелов Петр Александрович (1903-1978) - крупный геофизик.
Окончил Московский геологоразведочный ин-т (1935). Трудо-
Там 2 (П)
349
вую деятельность начал в 1935. Управляющий Государствен-
ным союзным геофизическим трестом (ГСГТ) (1936-1949);
управляющий Государственной союзной геофизической конто-
рой, управляющий союзной геофизической конторой Главнеф-
тегеофизики (1949-1951); управляющий трестом «Арктикнеф-
теразведка» (1951-1952); зам. директора ИГиРГИ АН СССР
(1958-1960); старший преподаватель, доцент кафедры, декан
нефтяного факультета Московского нефтяного ин-та (1960—
1977). Награжден орденами СССР.
Последовательная перекачка нефтей и нефтепродуктов -
транспортировка разносортных нефтепродуктов и нефтей с разл.
физ.-хим. свойствами по одному магистральному трубопроводу
последовательно (один продукт непосредственно за другим).
Продукты поступают в трубопровод на головной станции из отд.
резервуаров и принимаются в резервуары на конечном пункте
трассы отдельно один от другого так, чтобы жидкости не пере-
мешивались. П. п. позволяет максимально загрузить магистраль-
ный трубопровод и обеспечить пром-сть и с. х-во разл. видами
нефтепродуктов. П. п. уменьшает нагрузку на др. виды транс-
порта (ж. —д., водный и т. д.). Кроме того транспорт разносорт-
ных нефтей к нефтеперерабат. з-дам методом П. п. позволяет из-
бежать смешения нефтей в резервуарах на головной станции
трубопровода и упростить технологию их переработки.
Постоянного тока электродвигатель - постоянного тока маши-
на, работающая в режиме двигателя. П. т. э. дороже двигателей
переменного тока и требуют больших затрат на обслуживание,
однако они позволяют плавно и экономично регулировать час-
тоту вращения в широких пределах.
Потокометрия - измерение потоков нефти, воды, газа и их смеси
в пористой среде пластов и в скважинах. Многофазные потоки,
образованные смесью этих веществ, характеризуются объем-
ными или массовыми соотношениями - концентрациями фаз и
компонентов. Скорости течения каждой фазы в общем случае
не равны и могут существенно отличаться от ср. скорости всего
потока, что обусловливает разные концентрации фаз вдоль рас-
сматриваемых каналов течения.
350
Нефтегазовая энциклопедия
Потапов Александр Михайлович (1947) - специалист в области
геологии нефти и газа. Окончил Томский политехнический ин-т
(1970). По завершению учебы более тридцати лет участвовал в
создании и развитии Западно-Сибирского нефтегазового ком-
плекса. Большую часть из них работал в НГДУ «Юганскнефть».
С мая 2002 - главный геолог ОАО «Саратовнефтегаз». Непо-
средственный участник разработки и эксплуатации Мамонтов-
ского, Правдинского, Усть-Болыкского, Южно-Балыкского,
Южно-Сургутского нефтяных м-ний. Награжден медалью
СССР. Почетный нефтяник Тюменской обл.
Потюкаев Михаил Александрович (1913-1973) - крупный органи-
затор нефтегазового производства. Окончил Стерлитамакский
нефтяной техникум (1936); Академию нефтяной промышленно-
сти (1956); Всесоюзный политехнический ин-т (1960). Началь-
ник буровой, старший инженер, главный инженер Ишимбай-
ской конторы бурения, директор конторы бурения «Туймаза-
нефть» Башнефтекомбината (1939-1949); управляющий тре-
стами «Башзападнефтегазразведка», «Минусинскнефтегазраз-
ведка» (1949-1955); управляющий трестом «Харьековнефтегаз-
разведка», начальник Управления нефтяной и газовой промыш-
ленности, зам. председателя Харьковского СНХ, начальник
Управления нефтедобывающей промышленности при Совете
Министров Украинской ССР, начальник объединения «Укр-
нефть» (1955-1971); зам. директора ин-та «Южгипронефтепро-
вод» (1972-1973). Лауреат Государственной премии СССР. На-
гражден орденами и медалями СССР.
Правдинское месторождение нефтяное - расположено в 40 км к
Ю-3 от г. Сургут Тюменской обл.; входит в Западно-
Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1964, раз-
рабатывается с 1968. Приурочено к брахиантиклинальной
складке меридионального простирания. Амплитуда складки 150
м. Выявлено 9 залежей нефти на глуб. 2122-2920 м. Продук-
тивны нижнемеловые и верхнеюрские терригенные отложения.
Высота залежи в аргиллитах 120 м, в песчаниках 8-75 м. Пла-
стовые давления 21,7-24,7 МПа, темп-ры 76-102 °C. ВПК на-
ходятся на отметках от -2097 до -2436 м. Плотность нефти
837-920 кг/м3, содержание S 0,6-1,6%. М-ние разрабатывается с
Том 2 (П)
351
поддержанием пластового давления методом законтурного за-
воднения. Способ эксплуатации - фонтанный и механизиро-
ванный.
Прадхо-Бен - гигантское газонефт. м-ние в США (шт. Аляска).
Входит в нефтегазоносный бассейн северного склона Аляски.
Открыто в 1968, разрабатывается с 1977. Нач. пром, запасьг
нефти с конденсатом (1987) 1296 млн т, газа 735 млрд м3, кроме
залежей Лисберн и Эндикотт, нач. пром, запасы к-рых к 1987
оценивались в 28,8 и 50,63 млн т соответственно (эксплуатация
залежи Лисберн начата в 1986). Приурочено к антиклинальной
складке размером 21 х 52 км. Выявлено 12 залежей, в т. ч. 5
промышленных. Св. 94% запасов м-ния сосредоточено в отло-
жениях пермотриасового возраста, ок. 6% - каменноугольного.
Эксплуатируется 594 фонтанные скважины, с середины 1984
применяют вторичные методы заводнения мор. водой. Годовая
добыча (1986) 76,07 млн т нефти и 27,5 млрд м3 газа.
Превентор - приспособление, устанавливаемое на устье скважи-
ны для герметизации и предупреждения выброса из нее жидко-
сти или газа. Имеет металлич. корпус, внутри к-рого переме-
щаются плашки с уплотнениями для перекрытия затрубного
пространства или сплошные для перекрытия всей площади се-
чения скважины.
Предаппалочский нефтегазоносный бассейн - располошен в
Сев. и Юж. штатах США (Нью-Йорк, Пенсильвания, Нью-
Джерси, Зап. Виргиния, Огайо, Кентукки, Мэриленд, Теннесси,
Юж. и Сев. Каролина, Джорджия, Алабама) и Канаде (пров.
Онтарио). Пл. св. 675 тыс. км2. Нач. пром, запасы нефти 535
млн т, газа 1200 млрд м3, в т.ч. ок. 5 млн т нефти и 20 млрд м3
газа в пределах канадской части. Первое мелкое нефт. м-ние
Ойл-Крик открыто в 1859 в шт. Пенсильвания (США). Разра-
ботка первых газовых м-ний начата в 1870 в шт. Нью-Йорк.
Выявлено более 700 нефтяных и 1200 газовых м-ний, в т. ч. 25
нефт. и 38 газовых в пределах Канады. Наиболее крупные нефт.
м-ния - Брадфорд (92 млн т), Аллегейни (23 млн т) - открыты в
70-х гг. XIX в. и в 1987 почти полностью выработаны. Нефти в
осн. легкие и средние (797-870 кг/м3), малосернистые (S 0,1-
352
Нефтегазовая энциклопедия
0,2%), в групповом составе преобладают метановые углеводо-
роды, фракционный состав характеризуется повышенным вы-
ходом смазочных масел (214 л из 1 м нефти). Газы сухие, ме-
тановые.
Предварительная разведка месторождений полезных ископае-
мых - стадия геологоразведочных работ, проводимая с целью
получения достоверных данных для геол.-экономич. оценки
выявленных при поисковых работах м-ний твердых полезных
ископаемых или подземных вод. В процессе произ-ва разведоч-
ных работ на нефть и газ эта стадия не выделяется.
Предкарпатская нефтегазоносная область - расположена в пре-
делах Львовской, Ивано-Франковской и Черновицкой областей
Украины, в лесной зоне предгорий Карпат. Пл. 20,8 тыс. км'.
Первые м-ния (Бориславское и Бытковское) открыты в XIX в.,
вначале разрабатывались залежи озокерита, с 1860 - нефть.
Первое газовое м-ние открыто в 1920. Центры добычи -
гг. Ивано-Франковск, Дашава, Борислав, Самбор, Дрогобыч. К
1985 выявлено 47 м-ний, в т. ч. 15 нефт., 7 газонефт. и нефтега-
зоконденсатных, 25 газовых и газоконденсатных. В разработке
находится 35 м-ний, в т. ч. 19 газовых. Наиболее известные
м-ния: Бориславское, Оров-Уличнянское, Долинское - нефтя-
ные, Рудковское, Бильче-Волицкое, Дашавское - газовые, Быт-
ковское - газоконденсатнонефтяное.
Предкарпатско-Балканскнй нефтегазоносный бассейн - распо-
ложен в пределах Румынии, Болгарии и Югославии. Пл. 90 тыс.
км2. Добыча нефти в Румынии начата в 1857, газа - в 1913; в
Болгарии поиски нефти и газа осуществляются с 1936. К концу
XX в. на терр. бассейна было открыто 255 м-ний, в т. ч. 191
нефтяное и нефтегазовое; б. ч. м-ний расположена на терр. Ру-
мынии. Наиболее известное нефт. м-ние - морени- гура-
окницей (1890), газовое - Роман-Сэкуени (1921). Нефти мало-
парафинистые и малосернистые. Газ преим. метановый. Глуби-
на залегания продуктивных горизонтов от 200 до 4870 м. Зале-
жи приурочены к ловушкам антиклинального (б. ч. тектониче-
ски экранированные) и неантиклинального (литологически,
стратиграфически экранированные и литологически ограни-
ченные) типов. #
Том 2 (П)
353
Преломленных волн метод - метод сейсмической разведки, ос-
нованный на регистрации волн, к-рые преломляются в земной
коре в слоях, характеризующихся повышенной скоростью рас-
пространения сейсмич. волн, и проходят в них значит, часть пу-
ти. Возбуждение сейсмич. колебаний ведется на поверхности
или в скважинах и шурфах взрывами ВВ или невзрывными ис-
точниками сейсмических колебаний. Преломленные волны ре-
гистрируют на поверхности стандартными и специализир.
сейсморазведочными станциями, расположенными на значит,
удалении от источника или пункта взрыва. Расстояние между
источником и приемником обычно превышают в 1,5-2 раза
значение глубины до преломляющей границы. По мере удале-
ния от пункта взрыва число наблюдаемых преломленных волн
возрастает, поскольку регистрируются волны, преломленные во
все более глубоких слоях земной коры. Осн. модификация П.в.
м. - корреляц. метод преломленных волн, к-рый основан на
изучении первых и последующих вступлений преломленных
волн, исследовании формы их колебаний и их фазовой корре-
ляции (как и в методе отраженных волн). В простых геол, усло-
виях ограничиваются изучением только первых вступлений
(метод первых вступлений). При интерпретации данных П. в. м.
определяют время пробега преломленной волны от источника
ее возбуждения до пункта регистрации, вычисляют глубину за-
легания, наклон поверхности пластов с повышенной скоростью
и величину этой скорости. Граничная скорость в преломляю-
щем пласте характеризует его литологич. состав, что позволяет
в ряде случаев отождествлять преломляющий горизонт с опре-
деленной стратиграфич. границей. Для вычисления ср. скоро-
стей распространения сейсмич. волн в толще, перекрывающей
преломляющую границу, используются, как правило, данные,
полученные методом отраженных волн или сейсмич. каротажа.
П. в. м. применяется при региональных исследованиях строения
земной коры (изучение рельефа поверхности кристаллич. фун-
дамента, структуры осадочной толщи) на глуб. до 10-20 км,
трассировании тектонич. нарушений, а также при инж.-геол.
изысканиях.
Приемистость скважины - характеристика нагнетательной сква-
жины, показывающая возможность закачки рабочего агента
354
Нефтегазовая энциклопедия
(воды, газа, пара и др.) в пласт; определяется объемом смеси,
закачиваемой в пласт в единицу времени. П. с. зависит от ре-
прессии, создаваемой на забое скважины (разности забойного и
пластового давлений), совершенства вскрытия пласта, его мощ-
ности и проницаемости для закачиваемого флюида.
Призабойная зона - участок пласта, примыкающий к стволу
скважины, в пределах к-рого изменяются фильтрационные ха-
рактеристики продуктивного пласта в период стр-ва, эксплуа-
тации или ремонта скважины. Причины, приводящие к измене-
нию фильтрационных характеристик пласта: перераспределе-
ние напряжений в приствольной части скважины, гидродина-
мич. и физ.-хим. воздействие бурового раствора или др. технол.
жидкостей на породу и пластовые флюиды, физ.-хим. процес-
сы, вызванные технологией и режимами эксплуатации. Конфи-
гурация, размеры и гидродинамич. характеристики П. э. изме-
няются в течение всего срока существования скважины.
Призабойное пространство - пространство, примыкающее к за-
бою горной выработки.
Признаки нефтеносности (нефтеносности признаки) - к числу
П. н., кроме непосредственного выделения жидкой нефти, от-
носятся: 1) пропитанность пород нефтью; 2) отложения твер-
дых битумов(асфальта, озокерита); 3) выделение горючего газа;
4) наличие грязевых вулканов; 5) нефтяной или битуминозный
запах, издаваемый породой, иногда лишь после сильного нагре-
вания ее; 6) окрашивание бензиновой или бензоловой вытяжки
определяемой породы. П. н. указывают на возможное наличие
нефти в рассматриваемых породах данного района.
Прикаспийская нефтегазоносная провинция - расположена в
пределах Уральской, Гурьевской, Мангышлакской и Актюбин-
ской областей Казахстана, Волгоградской, Саратовской и Аст-
раханской областей, Калмыкии. Площадь 500 тыс. км*. Первое
м-ние в р-не Юж. Эмбы открыто в кон. XIX в. К 1990 открыто
104 м-ния, в т. ч. 79 в надсолевых и 25 в подсолевых отложени-
ях. Наиболее известные: Кенкиякское, Жанажольское, Тенгиз-
ское, Астраханское, Западно-Тепловское, Карачаганакское, Бо-
зобинское. Мощная соленосная толща до 3-4 км нижнеперм-
Том 2 (П)
355
ского возраста разделяет осадочный чехол на подсолевой и
надсолевой структурно-формационные комплексы. Общая
мощность подсолевого комплекса (в осн. ср. девон - нижняя
пермь) изменяется от 3-4 км в прибортовых зонах синеклизы до
10-13 км в центр, части. Надсолевой комплекс общей мощно-
стью от 2 до 8 км включает отложения от уфимского и казан-
ского ярусов верх, перми до четвертичных. Региональные
структуры надсолевого комплекса осложнены многочисленны-
ми (св. 1200) солянокупольными поднятиями. Пром, нефтега-
нозносность П. н. п. связана с палеозой-мезозойскими отло-
жениями. В подсолевой толще выделяют 4 продуктивных
комплекса, литология и стратиграфич. объемы к-рых изменя-
ются по площади провинции: терригенный девона (на В. - де-
вон - ниж. карбон), карбонатный верх, девона - ниж. карбон),
карбонатный ниж. девона - ср. карбона, (на С. и 3. - ср. кар-
бона - ниж. перми), терригенный верх, карбона - ниж. перми.
В надсолевой толще выделяют 2 продуктивных комплекса:
терригенный верхнепермско-триасовый и карбонатно-
терригенный юрско-нижнемеловой. В надсолевых отложениях
открыто св. 470 залежей (в осн. пластовых тектонически экра-
нированных), в подсолевых - 38 залежей (б. ч. массивного ти-
па, гл. обр. газоконденсатные с аномально высокими пласто-
выми давлениями). В Прикаспийской впадине в направлении
от прибортовых и бортовых частей к центру - региональное
уменьшение плотности нефтей, возрастание содержания бен-
зиновых фракций. Все залежи в надсолевом комплексе на по-
следней стадии разработки. Добыча осуществляется механи-
зир. способом. Залежи тяжелой нефти м-ния Кенкиякское раз-
рабатывают с паротепловым воздействием. Разработка нефти
и газоконденсатных залежей подсолевых отложений ведется в
естеств. режиме истощения.
Прикладная геофизика - наука, которая занимается вопросами,
имеющими практическое значение, как-то: разведка полезных
ископаемых, предсказание погоды, изучение водного режима в
реках и т. д. Раздел П. г., посвященный разведке полезных ис-
копаемых, наз. также разведочной геофизикой.
Приконтурное заводнение - см. Заводнение приконтурное.
356
Нефтегазовая энциклопедия
Принцип Гюйгенса - основной принцип геометрической оптики
и геометрической сейсмики. Согласно П. Г., каждая точка вол-
новой поверхности может рассматриваться источником излуче-
ния, что дает возможность построить фронт волны для любого
момента времени, если известно положение фронта волны для
одного момента времени.
Принцип Ферма (принцип минимума времени) - имеет тесную
связь с принципом Гюйгенса. П. Ф. в применении к сейсмоло-
гии гласит: время пробега сейсмической волны вдоль луча ми-
нимально по сравнению с другими возможными путями. П.Ф.
дает возможность математически определить форму сейсмиче-
ского луча; из него выводятся известные законы отражения и
преломления волн (лучей).
Природные ресурсы - совокупность объектов и систем живой и
неживой природы, компоненты окружающей человека естеств.
среды, используемые в процессе обществ, произ-ва для удовле-
творения материальных и культурных потребностей общества.
Природный территориальный комплекс - закономерное про-
странств. сочетание компонентов природной среды, части при-
родных ресурсов (атмосферы, воды, почв, растительности, жи-
вотного мира, ландшафтов), образующих целостную матери-
альную систему. В пределах П. т. к. его компоненты развива-
ются как части целого, а их взаимосвязи выражаются в обмене
веществом и энергией.
Природных газов институт Всероссийский (ВНИИгаз) ОАО
«Газпрома» - расположен в пос. Развилка Моск. обл. Создан в
1948. Осн. науч, направленность: геология, разработка, перера-
ботка, транспорт природного газа.
Притоки воды в нефтяных скважинах - делятся на две группы:
1) пластовые воды, т. е. воды, залегающие в эксплуатируемом
скважинной пласте, и 2) чуждые (посторонние) воды, которые
попали в скважину извне вследствие неправильного или неис-
правного тампонажа. Чуждые воды делятся на: а) верхние и б)
нижние воды, независимо от того, из какого вышележащего или
нижележащего водоносного горизонта они попали в скважину.
Том 2 (П)
357
Прихват - авария, характеризующаяся полным или частичным
прекращением движения бурового инструмента при бурении.
Возникает за счет соединения бурового инструмента с горн, по-
родами, слагающими стенки скважины, при нарушении техно-
логии бурения (заклинивание, неправильный выбор бурового
раствора и т. п.), либо несоответствии режима бурения сущест-
вующим горно-геол, условиям. Осн. признаки П.: невозмож-
ность или затруднение вращения и перемещения бурого инст-
румента, повышение давления промывочной жидкости, умень-
шение или полное прекращение ее циркуляции, увеличение
мощности, затрачиваемой на вращение. Для предотвращения П.
необходимы строгое соблюдение технологии и организац.-техн.
мероприятий при бурении, правильный выбор рецептур и пара-
метров буровых растворов (водоотдачи, вязкости, липкости и
толщины глинистой корки). Ликвидируют П. перемещением
бурильной колонны вверх-вниз (расхаживание) при усиленной
промывке скважин, применением выбивных устройств и вибра-
торов, закачкой в скважину нефти, воды или кислот.
Проблем глубинных нефтегазовых месторождений институт
(ИПГНГМ) АН Азербайджана - расположен в Баку. Осн. на-
уч. направленность: развитие науч, основ разработки м-ний
нефти и газа, решение прикладных задач нефтегазодобычи (в т.
ч. теоретич. основ разработки морских газоконденсатных и
многопластовых нефт. м-ний, новых методов повышения неф-
теотдачи, нефтепромысловой геологии и геофизики и т. п.
Пробная эксплуатация, опытная эксплуатация - начальный
период разработки нефт. (газового) м-ния или его части с целью
получения необходимого кол-ва информации, используемой
для обоснования системы и показателей пром, разработки и со-
ставления ее технол. схемы. Осн. задачи П. э.: изучение геол,
строения м-ния или его части, закономерностей изменения пла-
стовых давлений и т-р по площади м-ния и во времени, опреде-
ление допустимых пределов их снижения, изучение режима ра-
боты залежи, коллекторских и фильтрац. свойств пласта, иссле-
дование физ.-хим. свойств пластовых флюидов, изучение пове-
дения насыщенного флюидом коллектора для оценки допусти-
мых депрессий без разрушения скелета породы, изучение ин-
358
Нефтегазовая энциклопедия
терференции скважин и обоснование рациональных способов
эксплуатации добывающих скважин, проверка возможных ме-
тодов воздействия на залежь с целью повышения коэфф, нефте-
отдачи и интенсификации процесса разработки, определение
динамики осн. показателей эксплуатации скважин, испытание
технологий разработки с целью выбора наиболее эффективной.
Для решения указанных задач используют гидродинамич., гео-
физ. и лабораторные методы исследований. П. э. осуществляет-
ся в соответствии с проектом опытной разработки м-ния или
его части.
Пробоотборник - аппарат для отбора проб жидкости и газа в
нефт. и газовых скважинах, а также в скважинах для добычи
питьевой, минеральной, техн, воды, горячего пара и др. Проба,
отобранная в пластовых условиях (сохраняющая пластовые
давление и т-ру), наз. представительной и извлекается из сква-
жины П. Используют глубинные П., предназначенные для от-
бора пробы из ствола скважины, и П. для отбора пробы из при-
забойной зоны в процессе испытания и опробования пластов.
Первые спускают в скважину на металлич. троссе при помощи
лебедок (с ручным приводом до глуб. 1500 м и с механическим
до глуб. 7000 м); вторые - в компоновках испытателей и опро-
бователей пластов.
Проверочное долото - долото, используемое для проверки и об-
работки ствола скважины перед спуском колонны обсадных
труб
Прогнозные карты геологические - карты, составляемые с це-
лью выявления и изображения площадей, перспективных для
обнаружения новых м-ний и залежей п. и. Прогнозные карты
позволяют ставить общий и количеств, прогноз. При общем
прогнозе намечаются только площади для поисков новых м-
ний. При количеств, прогнозе оцениваются возможные или
геол, запасы минерального сырья в м-ниях п. и. на перспектив-
ных для их обнаружения терр.
Продувка скважин - разновидность промывки скважин при бу-
рении и вскрытии продуктивных пластов, когда в качестве цир-
кулирующей среды используют»дисперсные системы с плотно-
Том 2 (П)
359
стью до 1 т/м3, состоящие из газообразного и жидкого компо-
нентов. Использование дисперсных систем (газообразных аген-
тов) при бурении снижает аэрогидродинамич. давления, что об-
легчает отделение выбуренных частиц породы от забоя, улуч-
шает его очистку высокотурбулентным потоком циркулирую-
щего агента малой вязкости, при этом не создается глинистой
корки, препятствующей разрушению пород и снижающей про-
дуктивность коллектора и др. Бурение с П. с. обеспечивает по-
вышение технико-экономич. эффективности: в 2-10 раз увели-
чиваются механич. скорость бурения и стойкость долот. Облас-
ти и границы применения П.с. определяются горно-геол, усло-
виями и экономич. целесообразностью.
Продуктивность скважин - характеристика добывающей сква-
жины (нефтяной, газовой, водяной), определяющая отбор пла-
стового флюида при ее эксплуатации. Численно оценивается
коэфф, продуктивности, равный отношению дебита скважины к
депрессии, создаваемой на ее забое (разности пластового и за-
бойного давлений). В практике пользуются также коэфф,
удельной продуктивности, учитывающим дебит скважины,
приходящийся на единицу мощности пласта (1 м).
Проектирование геологоразведочных работ - определение ме-
тодики, техники, технологии и организации геол.-съемочных,
геофиз., гидрогеол. работ, поисков м-ний п. и. в конкретном р-
не, предварит, и детальной разведки обнаруженных м-ний, а
также доразведки м-ний, вовлеченных в пром, освоение с уче-
том всестороннего анализа геол., геофиз. и эконом.
Проектирование рациональной разработки нефтяных залежей
- разбивается на три этапа, проводимых в следующей последо-
вательности: 1) геологическое изучение пласта; 2) гидродина-
мические исследования и 3) экономический анализ. В первом
этапе выясняются особенности геологического строения зале-
жи, уточняются контуры нефтеносности и газоносности, физи-
ческие свойства коллекторов, нефти, газа и воды в пластовых
условиях, а также режим пласта. В результате геологического
изучения пласта должна быть в принципе определена система
разработки, намечены возможные варианты расстановки экс-
360
Нефтегазовая энциклопедия
плуатационных скважин и подготовлены материалы для реше-
ния вопроса о методе поддержания пластового давления. Во
втором этапе определяются возможные уровни добычи нефти
из залежи без поддержания пластового давления и с поддержа-
нием его при различном уплотнении скважин, дебиты скважин
и продолжительность их фонтанирования, сроки обводнения
скважин и сроки разработки залежи, а также расстановка нагне-
тательных скважин и объем закачки в них воды и газа. В треть-
ем этапе определяются экономические показатели разработки
для различных вариантов с уточнением затрат общественного
труда и капиталовложений. В результате указанного комплекс-
ного исследования обосновывается рациональная система раз-
работки.
Проектирование трубопроводов - разработка комплексной техн,
документации (проекта), содержащей технико-экономич. обос-
нования, расчеты, чертежи, макеты, сметы, пояснит, записки и
др. материалы, необходимые для стр-ва новых, а также расши-
рения и реконструкции действующих объектов трубопроводно-
го транспорта (нефти, газа, нефтепродуктов, угля и др.). Мето-
дология комплексного П. т. предусматривает макс, автоматиза-
цию проектных работ при строгой регламентации последова-
тельности и содержания этапов проектирования в соответствии
с Единой системой конструкторской документации. П. т. ведет-
ся специализир. проектными ин-тами на основании заданий на
проектирование, утвержденных в установленном порядке.
Проектно-сметная документация - комплекс документов, опре-
деляющих место стр-ва (реконструкции) будущего объекта, его
архитектурное, планировочное и конструктивное решение, по-
требность в кадрах, строит, материалах, машинах и оборудова-
нии, денежных средствах. Содержание и объем документации
(проектные задания и рабочие чертежи, сводка затрат, сметно-
финансовые расчеты и др.) для отд. объектов стр-ва определя-
ются утвержденными инструкциями по разработке проектов и
смет. Экономии, целесообразность и хоз. необходимость проек-
тирования и стр-ва (реконструкции) предприятий, зданий и со-
оружений подлежат технико-экономич. обоснованию. В нем
определяются размещение соответствующего предприятия или
Том 2 (П)
361
сооружения, намечаемого к проектированию и стр-ву, произ-
водств. мощность и номенклатура продукции, обеспечение
сырьем, полуфабрикатами, топливом, энергией, осн. технол. и
строит, решения, важнейшие технико-экономич. показатели
произ-ва и стоимость стр-ва (реконструкции), к-рые в дальней-
шем при разработке П.-с.д. не должны ухудшаться. На всех
стадиях проектирования составляется сводный сметно-
финансовый расчет, при одностадийном проектировании -
сводные сметно-финансовые расчеты на стр-во объекта и отд.
виды затрат, сметы к рабочим чертежам. Сметы, составленные
на стадии разработки чертежей, являются основой для оплаты
выполненных работ.
Производственная мощность - расчетный, максимально воз-
можный годовой (суточный) выпуск продукции при полном ис-
пользовании производств, оборудования и площадей с учетом
применения передовой технологии, организации производства
и труда.
Происхождение нефти и природного газа - остается не вполне
ясным. Первоначальные научные представления о происхожде-
нии нефти были высказаны еще в середине XVIII в. М. В. Ло-
моносовым, который рассматривал нефть как продукт, образо-
вавшийся в процессе превращения торфа в каменные угли под
действием «подземного жара». Неорганическая гипотеза обра-
зования нефти под действием воды на карбиды металлов была
выдвинута Д. И. Менделеевым в восьмидесятых годах XIX в. К.
Энглером была выдвинута гипотеза образования нефти из жи-
ров морских животных в результате возгонки в толще горных
пород под действием высоких т-тур. Работами Г. П. Михайлов-
ского, Г. Потонье и Н. И. Андрусова в начале XX в. были зало-
жены основы современных представлений об образовании неф-
ти и сопровождающего ее газа из органических веществ, со-
держащихся в осадочных породах. Большую роль в развитии
этих представлений сыграли работы А. Д. Архангельского,
В. И. Вернадского, И. М. Губкина, П. Траска и др. ученых. В
настоящее время большинство ученых считают исходными
нефтематеринскими веществами органические остатки, захоро-
ненные в рассеянном состоянии в толще осадочных пород. В
362
Нефтегазовая энциклопедия
качестве основных причин, вызывающих образование нефти из
исходных веществ, выдвинуты: 1) действие бактерий на исход-
ное органическое вещество; 2) действие повышенных т-тур и
давлений, а также катализа на органическое вещество, содер-
жащееся в осадочных породах; 3) действие лучей радиоактив-
ных элементов на органические и др. вещества горных пород.
Углеводородные природные газы, содержащиеся в нефтегазо-
вых залежах, по своему происхождению тесно связаны с неф-
тью. Помимо этих нефтяных природных газов, существуют и
такие природные газы, которые имеют иное происхождение.
Газы, образующиеся на земной поверхности (в почве, на дне
различных водоемов), почти исключительно являются резуль-
татом жизнедеятельности микроорганизмов. Продуктами этой
жизнедеятельности являются углекислый газ, метан, азот и не-
которые другие газообразные соединения. Растительные орга-
низмы при своей жизнедеятельности выделяют кислород и уг-
лекислый газ. Присутствующий в природных газах гелий обя-
зан своим происхождением процессам радиоактивного распада.
Прокудин Геннадий Григорьевич (1943) - специалист в области
бурения нефтяных и газовых скважин. Окончил Уфимский
нефтяной ин-т (1965). Трудовую деятельность начал в 1966. За-
нимал различные рабочие и инженерные должности: начальник
технологического отдела, производственного отдела глубокого
бурения, зам. генерального директора объединения «Казнефте-
газгеология» (1975-1981); главный инженер, генеральный ди-
ректор объединения «Актюбнефтегазгеология» Мингео Казах-
ской ССР (1981-1993); главный технолог Управления по буре-
нию газовых и газоконденсатных скважин РАО «Газпром»
(1993-1997); начальник отдела бурения дочернего общества
«Буровая компания РАО «Газпром» (с 1997).
Промерзание грунтов - переход грунтов в мерзлое состояние. П.
неразрывно связано с движением границы (или зоны) кристал-
лизации поровой влаги. При П. крупнозернистых грунтов поро-
вая влага замерзает при т-ре 0°С и образуется граница промер-
зания, разделяющая мерзлый и талый слои. При П. тонкозерни-
стых грунтов образуется зона промерзания (слой, в к-ром про-
Том 2 (П)
363
исходят значит, фазовые превращения незамерзшей воды), раз-
деляющая полностью промерзший и талый грунты. Верх, часть
промерзшего слоя представляет собой твердомерзлый грунт, в
к-том замерзла вся свободная вода и значит, часть рыхлосвя-
занной; ниж. часть (слой льдовыделения) - пластично-мерзлый
грунт, в к-ром замерзла только свободная вода. Ниж. граница
зоны промерзания (фронт промерзания) соответствует появле-
нию кристаллов льда и определяется т-рой замерзания грунта
(ок. 0°С), верх, граница - т-рой ок. -1°С для суглинков и -
1,5°С для глин. П. сопровождается рядом физ. процессов: изме-
нением теплового состояния, миграцией влаги, образованием
ледяных включений и пучением, возникновением напряжений в
мерзлом массиве и его растрескиванием. П. обычно вызвано те-
плопотерями из грунта в атмосферу в результате установления
отрицат. т-р воздуха. Снежный покров, характеризующийся
плохой теплопроводностью, существенно снижает теплопотери
и П. Если потери тепла из грунта в атмосферу за холодный се-
зон из года в год превышают теплоаккумуляцию, начинается
многолетнее П. земной коры и образуется криолитозона. На
территории криолитозоны сезонное промерзание встречается
локально (на участках с таликами). Глубины возможного про-
мерзания в таких условиях достигают для крупноскелетных
грунтов 10 м, для торфов 3,5 м. П. сезонно-талого слоя (зимнее
промерзание) происходит как сверху (в результате теплообмена
грунта с холодным воздухом), так и снизу (вследствие теплоот-
дачи в мерзлую подстилающую толщу). Глубину П. в природ-
ных условиях определяют с помощью непосредственных на-
блюдений (проходка шурфов, бурение скважин, применение
мерзлотомеров) и косвенных методов. Из косвенных методов
распространены температурный и криотекстурный. В первом из
них о глубине промерзания судят по т-ре 0°С. Однако при изо-
термии эта т-ра может наблюдаться в значит, интервале глубин,
что затрудняет определение границы кристаллизации. При ис-
пользовании криотекстурного метода границу раздела между
мерзлым и талым грунтом определяют по наличию в мерзлом
грунте включений льда, по степени цементации (прочности)
грунта, по изменению его цвета.
364
Нефтегазовая энциклопедия
Промывка скважин - циркуляция (непрерывная или периодиче-
ская) промывочного агента (газа, пены, воды, бурового раство-
ра) при бурении с целью очистки забоя от выбуренной породы
(шлама) и транспортирования ее на поверхность или к шламос-
борникам, передачи энергии забойным двигателям, охлаждения
и смазки породоразрушающего инструмента. Различают общую
прямую, общую обратную, призабойную (местную) и комбини-
рованную схемы циркуляции. При общей прямой циркуляции
буровой раствор подается насосами из емкости через гибкий
шланг, вертлюг и ведущую трубу в бурильную колонну; затем
он проходит через гидравлич. двигатель и насадки долота,
очищает забой и транспортирует шлам вверх по кольцевому ка-
налу между бурильной колонной и стенкой скважины (или об-
садной трубы). На поверхности буровой раствор поступает в
систему очистки, где последовательно проходит через желоба,
вибросита, отстойники, вспомогат. насосы, гидроциклоны и
центрифуги. При бурении в твердых непроницаемых породах, в
верхних и средних интервалах разреза система очистки упро-
щается - используется меньшее кол-во очистных агрегатов.
Общая обратная циркуляция применяется в тех случаях, когда
очистка забоя и транспортировка шлама невозможны из-за не-
достаточной мощности насосов, увеличенного диаметра сква-
жины, а также при бурении шахтных стволов. При общей об-
ратной циркуляции промывочный агент поступает на забой по
кольцевому пространству между стенкой скважины (обсадной
колонной) и бурильными трубами и обогащенной шламом воз-
вращается по бурильным трубам на поверхность к очистным
устройствам и насосу. При наличии в геол, разрезе сильно по-
глощающих пластов используется призабойная (местная) цир-
куляция. Циркуляция бурового раствора осуществляется с по-
мощью погружного насоса с электрич. или механич. приводом,
выбуренная порода скапливается в шламоуловителях, вклю-
ченных в компоновку бурильной колонны. Комбинированная
циркуляция проводится по разл. схемам. Для повышения выхо-
да и качества керна используется энергия нагнетаемого с по-
верхности по колонне бурильных труб промывочного агента,
создающего местную, как правило, обратную циркуляцию. При
этом применяют пакерные, эжекторные и эрлифтные устройст-
Том 2 (П)
365
ва, а также разл. погружные насосы. Управление процессом П.
с. при заданных конструкции скважины и определенных геол.-
техн. условиях осуществляется изменением свойств промывоч-
ного агента и режима его циркуляции. В общем случае регули-
руемыми параметрами, определяющими выбор оборудования,
служат плотность и реологич. свойства промывочного агента:
расход и подача насосов, определяющих скорость восходящего
потока; гидравлич. мощность, срабатываемая на долоте и тур-
бобуре; дифференциальное давление на забое и т. п.
Промысловая геофизика - геофизические исследования в сква-
жинах, проводящиеся с целью поиска, разведки и эксплуатации
нефт. и газовых м-ний. При решении задач П. г. применяется
комплекс геофиз. исследований в скважинах, включающий
электрический каротаж (боковое каротажное зондирование,
микрокаротаж, боковой микрокаротаж и др.), электромагнит-
ный каротаж (индукционный каротаж, диэлектрический и др.
виды), радиоактивный каротаж (нейтронный, гамма-каротаж,
гамма-гамма-каротаж и др.), акустический каротаж и газовый
каротаж, а также опробование пластов, отбор образцов пород из
стенок скважин (сверлящими и стреляющими грунтоносами),
измерения диаметра скважины и др. Используются также новые
методы геофиз. исследований геол, разрезов нефт. и газовых
скважин: ядерно-магнитный, гидродинамич. каротаж (опреде-
ление пластового давления в разл. точках пласта) и др. Для
разл. геол, условий (песчано-глинистый или карбонатный раз-
рез, разные типы коллекторов и т. п.) и разных нефтегазонос-
ных провинций разработаны и применяются отдельные типо-
вые и обязат. комплексы. Для уточнения интерпретации данных
П. г. используют данные петрофиз. исследований образцов кер-
на. Поскольку промыслово-геофиз. исследования проводятся в
сложных условиях (высокие давления, т-ра и др.), то применяе-
мая скважинная аппаратура обладает высокой термобаростой-
костью (до 200 °C и 150 МПа). Для оперативности работ одно-
временно используется комплекс геофиз. методов и ведется
многоканальная регистрация. Технология ориентирована на
цифровые способы измерения и регистрации, а также на ком-
пьютеризацию этих процессов. Для оптимизации бурения
366
Нефтегазовая энциклопедия
скважин применяется компьютеризованная технология геофи-
зич. измерений в процессе проходки скважины в комплексе с
измерениями параметров бурения (скорость вращения долота,
давление на забой и т. п.). Методами П. г. при оперативной
оценке нефт. и газовых скважин выделяются пласты-
коллекторы и прогнозируется их нефтегазоносность. При под-
счете запасов нефти и газа по данным П. г. определяются т. н.
подсчетные параметры нефтегазоносных пластов (эффективная
мощность, коэфф, пористости и нефте- или газонасыщенности,
положение ВНК и ГВК), проводится корреляция разрезов. В
процессе разработки м-ний нефти и газа данные П. г. исполь-
зуются для контроля положения ВНК (или ГВК) и контуров
нефтегазоносности, текущей нефте- или газонасыщенности
эксплуатируемых пластов и их дебитов, а также для определе-
ния типа флюида в скважине, направления его движения и др.
Данные П. г. применяются также для определения техн, состоя-
ния скважин в процессе бурения (измерение диаметра и угла
наклона скважин), их испытаний и контроля разработки (оценка
качества цементирования и герметичности колонн, определение
мест притока и раздела флюидов в скважине и т. д.).
Промысловая гидрогеология, нефтегазопромысловая гидро-
геология - раздел гидрогеологии, включающий гидрогеол. на-
блюдения и исследования подземных вод в связи с разведкой и
разработкой нефт. и газовых м-ний. Осн. задачи П. г. при раз-
ведке нефт. и газовых м-ний: прогнозирование условий разбу-
ренивания, вскрытия и испытания пластов; определение поло-
жения газожидкостных контактов; определение запасов водо-
растворенных газов и выявление гидравлич. взаимосвязи гори-
зонтов в пределах м-ния. Осн. исходный материал для этих ис-
следований получают при опробовании нефтегазоносных и во-
доносных горизонтов, включающем определение забойного и
устьевого давлений, статич. и динамич. уровней, т-ры на забое,
отбор глубинных проб вод. При разработке м-ний нефти и газа
данные П. г. используются для прогнозирования режимов раз-
работки; оценки разл. вод для закачки в нефт. пласты, прогно-
зирования солеотложения и коррозии; контроля за обводнением
скважин и залежей газа и нефти; прогнозирования мер по охра-
Том 2 (П)
367
не окружающей среды. Для решения этих задач определяют со-
держание и минерализацию вод в общей продукции, проводят
периодич. замеры уровней (давлений), ведут гидрогеохим. ис-
следования. По результатам наблюдений составляют разл. раз-
резы, профили, карты и графики. Гидрохим. карты отд. гори-
зонтов позволяют определять зависимость состава подземных
вод от геол, строения, нефтегазоносности и способа разработки,
а также прослеживать изменения состава во времени.
Промысловый трубопровод - система технологических трубо-
проводов для транспортирования нефти, конденсата, газа, воды
на нефт., нефтегазовых, газоконденсатных и газовых м-ниях.
Подразделяются: по назначению - нефте-, газо-, нефтегазо-,
нефтегазоводо-, конденсате-, ингибиторо- и водопроводы; по
величине рабочего давления - высокого (6,4 МПа и выше),
среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 МПа); по способу прокладки
- подземные, надземные, наземные, подводные; по гидравлич.
схеме работы - простые, не имеющие ответвлений, и сложные -
с ответвлениями, к последним относятся также замкнутые
(кольцевые) трубопроводы; по характеру напора - напорные и
безнапорные. Различают П. т. с полным заполнением сечения
трубы жидкостью (напорные) и с неполным заполнением сече-
ния трубы жидкостью, к-рые могут быть как безнапорными, так
и напорными. П. т. на нефтяных м-ниях (промысловые нефте-
проводы) подразделяются на выкидные линии, нефт. сборные
коллекторы, промысловые газопроводы для сбора нефт. газа,
промысловые ингибиторопроводы, промысловые водопроводы.
П. т. на газовых и газоконденсатных м-ниях (промысловые га-
зопроводы) служат для соединения газовых скважин с технол.
установками подготовки газа к транспортировке и промысло-
выми газораспределит. станциями, через к-рые газ поступает в
магистральные газопроводы, а также для сбора и утилизации
газового конденсата. Промысловые газопроводы подразделя-
ются на шлейфы-газопроводы, газосборные коллекторы-
газопроводы, конденсатосборные коллекторы и промысловые
водопроводы.
Промышленная вода - природный высококонцентрир. водный
раствор (напр., рассолы щелочных галлоидов, сульфатов, кар-
368
Нефтегазовая энциклопедия
бонатов, нитратов), используемый для получения соответст-
вующих солей, а также металлов, микроэлементов (из озерной
рапы, из подземных источников).
Промышленные взрывчатые вещества - бризантные ВВ, при-
меняемые в нар. х-ве. Используются в горн, деле при вскрытии
и эксплуатации м-ний, напр., ок.90% руд черных и цветных ме-
таллов добывают взрывным способом, в стр-ве при сооружении
плотин и насыпей, прокладке авто- и ж.-д. магистралей, водных
каналов, нефте- и газопроводов, особенно в труднодоступных
для техники местностях, при проходке тоннелей, шахтных
стволов, а также при взрывных способах обработки металлов в
машиностроении и металлургии, при сейсморазведке, при ту-
шении лесных пожаров, уплотнении грунтов, в гидромелиора-
тивном стр-ве, расчистке и выравнивании местности и для др.
техн. нужд. Соответственно назначению П. в. в. различаются по
составу, свойствам, структуре или агрегатному состоянию
(жидкие, пластичные, пенообразные, малоплотные, газообраз-
ные и др.), по параметрам детонации (в узком диапазоне или с
предельно низкой или максимально высокой скоростью дето-
нации), по критич. диаметру и др.
Промышленные (балансовые) запасы нефти и газа - потенци-
ально извлекаемые из недр количества нефти и газов при наи-
более полном и рациональном использовании современной
техники. Степень извлечения запасов при современном уровне
техники и экономики определяется численным значением ко-
эффициента отдачи.
Пропан, СН3СН2СН3 - насыщенный углеводород; бесцветный
горючий газ, без запаха; содержится в природных и попутных
нефтяных газах, в газах, получаемых из СО и Н2, а также при
переработке нефти. В промышленности каталитическим дегид-
рированием П. получают пропилен, нитрованием - нитрометан
(в смеси с нитроэтаном и нитропропаном); П. используют так-
же как растворитель (например, при депарафинизации нефте-
продуктов), в смеси с бутаном - как бытовой газ.
Пронин Вениамин Михайлович (1936) - специалист в области бу-
рения нефтяных и газовых скважин. Окончил Куйбышевский
Том 2 (П)
369
индустриальный ин-т (1959). Прошел путь от помощника бу-
рильщика до начальника районного управления буровых работ
конторы разведочного бурения треста «Куйбышевнефтеразведка»
(1959-1972); главный инженер УБР объединения «Оренбург-
нефть» (1972-1985); главный инженер объединения «Тюменбур-
газ» (1986-1988); зам. начальника Армавирского управления бу-
ровых работ объединения «Кубаньгазпром» (1988-1991); зам. ге-
нерального директора по Ямалу дочернего предприятия «Тюмен-
бургаз» (1991-1996). Награжден медалями СССР.
Проницаемость - 1. В литологии - свойство пористой среды про-
пускать через себя жидкости или газы при наличии перепада
давления. Проницаемость (измеряемая в дарси или миллидарси)
является величиной, обратной сопротивлению породы-
коллектора движению фильтрующейся жидкости (или газа).
Проницаемость или, точнее, коэффициент проницаемости:
. Q1 , ,
k = StP И (в дарси)’
к =
Q11000
StP
•р (в миллидарси),
где Q - объем жидкости (см3), прошедший через испытуемый
столбик породы; 1 - длина столбика (см); S - площадь попереч-
ного сечения испытуемого столбика (см2); t - время (с), отве-
чающее прохождению объема Q данной жидкости; Р - давление
(ат) сверх обычного, или перепад давления, ц - динамическая
вязкость данной жидкости (сантипуазы). Размерность П. (коэф-
фициента проницаемости) площадная (см2). Для воды динами-
ческая вязкость равна единице и П. (коэффициент проницаемо-
сти) численно равна коэффициенту фильтрации, который имеет
размерность скорости. П. - главнейшая характеристика фильт-
рующих свойств пород-коллекторов, дающая одновременно
представление о возможной их отдаче. 2. В геофизике - сум-
марный магнитный поток, возникающий в намагниченном теле.
Как сумма намагничивающего и индуцированного потоков П.
употребляется для характеристики намагничиваемых ферро-
магнитных тел, в то время как восприимчивостью, которая
370
Нефтегазовая энциклопедия
представляет индуцированный магнитный поток, удобно харак-
теризовать намагничивание пара- и диамагнитных тел.
Прорвинское месторождение нефтегазоконденсатное - входит в
прикаспийскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1960,
разрабатывается с 1963. Приурочено к крупной складке в пре-
делах сев. склона Юж.-Эмбинского погребенного поднятия.
Антиклиналь разделена поперечными прогибами на 3 самосто-
ят. поднятия (Восточное, Западное и Центральное), осложнен-
ных разрывными нарушениями. Продуктивны терригенные от-
ложения. Выявлено 16 залежей, в т. ч. 6 нефт., 6 нефтегазокон-
денсатных, 3 газоконденсатных и 1 газонефтяная (7 в верхне-
юрских отложениях, 3 в среднеюрских и 6 в пермо-триасовых).
Коллекторы представлены песчаниками и алевролитами с про-
слоями глин. Мощность продуктивных пластов 8-35 м, эффек-
тивная мощность 2-6 м. Тип коллектора поровый. Пористость
13-21%, проницаемость 20-350 мД. Залежи пластово-сводовые
тектонически экранированные выс. 31-37 м. ВНК находится на
отметках от -2258 до -3418 м, ГВК - от -2267 до -2378 м. Нач.
пластовые давления 22,2-34 МПа, темп-pa 97°С (триас). Плот-
ность нефти юрских залежей 864-869 кг/м3, пермо-триасовых -
900 кг/м3. Содержание S 0,8-1,3%. Плотность конденсата 735—
779 кг/м3; содержание конденсата 1 15-444 г/см3. Режим
залежей в осн. водонапорный.
Прослой, пропласток - тонкий слой горн, пород, имеющий под-
чиненное значение и заключенный между основными, более
мощными слоями иного цвета или состава.
Простейшие взрывчатые вещества - смеси гранулир. селитры с
жидкими или легкоплавкими нефтепродуктами, не содержащие
взрывчатых компонентов (нитросоединений). К П. в. в. отно-
сятся игданит и гранулиты. П. в. в. используют при заряжении
шпуров и скважин на открытых и подземных работах в сухих
или осушенных выработках (кроме шахт, опасных по газу или
пыли). Благодаря малой чувствительности к механич. воздейст-
виям и малому пылению П. в.в. пригодны для механизир.
транспортирования и заряжения.
Том 2 (П)
371
Простирание пласта - направление горизонтальной линии на по-
верхности пласта (слоя, жилы, плоскости разрыва и т. п.), опре-
деляемое горн, компасом относительно меридиана. Вместе с
падением пласта составляет элементы залегания геол, тел и
структурных поверхностей.
Прострелочно-взрывные работы - взрывные работы разного
назначения, выполняемые в глубоких скважинах с использова-
нием порохов, бризантных и др. ВВ. С помощью взрыва ликви-
дируют аварии, проводят восстановление циркуляции, развин-
чивание, встряхивание, обрыв и перерезание буровой колонны,
разрушение для последующего извлечения, а в нек-рых случаях
и извлечение металла, аварийно оставленного в скважине, про-
филактику прихватов и др. операции, часто весьма индивиду-
альные. Стреляющими грунтоносами отбирают из стенок ство-
ла образцы г. п., необходимые для изучения разреза. С исполь-
зованием взрывных пакеров выполняют разобщение пластов
для поинтервального их испытания, изоляцию подошвенных
вод и обводненных горизонтов (в т. ч. со спуском оборудования
через насосно-компрессорные трубы), ремонтные работы и др.
операции, обеспечивая существ, экономию трудовых затрат и
средств по сравнению с методами выполнения подобных работ
без использования взрыва. Массовое применение имеет перфо-
рация скважин. Важное значение при П.-в. р. имеет использо-
вание ВВ для интенсификации добычи нефти и газа. Примене-
ние небольших зарядов (торпед ТДШ) позволяет безопасно раз-
рушать осадки, отлагающиеся на фильтре и в профильтровой
зоне в ходе стр-ва и эксплуатации скважины. В РФ разработан и
успешно используется метод разрыва пласта пороховыми гене-
раторами давления. При сгорании порохового заряда в скважи-
не (в зоне заряда) возникает давление, превышающее гидроста-
тическое и даже горное, и продукты горения, раскрывая трещи-
ны и каналы в породе, устремляются в них. Остаточная дефор-
мация породы в сочетании с реакцией активных продуктов сго-
рания с компонентами коллектора и тепловым воздействием
препятствуют закрытию трещин после снятия давления, спо-
собствуя увеличению дебита скважины.
372
Нефтегазовая энциклопедия
Противовыбросовое оборудование - устройства, предназначен-
ные для герметизации устья скважины. Входят в состав бурово-
го оборудования. Используются для предотвращения открытых
выбросов и фонтанов нефти и газа, возникающих при бурении,
испытании, опробовании и освоении скважин в результате ано-
мальных пластовых давлений. П. о. включает превенторы, гер-
метизирующие устье скважины; манифольды, предназначенные
для обвязки превенторов с целью воздействия на скважину;
системы дистанционного управления превенторами и задвиж-
ками манифольда. При бурении нефт. и газовых скважин при-
меняют плашечные, универсальные и вращающиеся превенто-
ры. Состав, осн. параметры и типовые схемы монтажа противо-
выбросового оборудования регламентируются ГОСТом. Наи-
более распространенной является трехпревенторная схема с 2
линиями манифольда.
Протодьяконов Михаил Михайлович (1874-1930) - крупный уче-
ный в области горной науки. Окончил Петерб. горный ин-т
(1899). С 1900 по 1904 работал на серебросвинцовых рудниках
Терского горнопром, акционерного об-ва (Сев. Кавказ, в 1902—
1904 зав. рудниками). С 1904 в Екатеринославском высшем
горн, уч-ще (в 1908-1914 - проф.). В 1914 переехал в Ташкент,
где участвовал в организации Туркестанского народного ун-та
(1918, организовал горн, отделение на техн, ф-те, декан ф-та в
1920-1930). В 1925-1930 одновременно преподавал в Моск,
горн, академии, а также являлся проф.-консультантом треста
«Дон-уголь» (Харьков). П. - создатель шкалы относит, крепо-
сти г. п., теории образования сводов естеств. равновесия при
подработке массивов г. п., теории давления г. п. на рудничную
крепь горных выработок, а также научных основ нормирования
труда в горн, произ-ве.
Протонефть - принимаемое некоторыми гипотезами происхожде-
ния нефти промежуточное звено между исходным нефтемате-
ринским органическим веществом и собственно нефтью. Обыч-
но мыслится как вязкая, густая, тяжелая мальта полицикличе-
ского строения, богатая неуглеводородными (кислородными,
сернистыми, азотистыми) соединениями.
Том 2 (П)
373
Профилирование в геофизике - непрерывные геофиз. наблюде-
ния, последовательно продолжающие друг друга по проложен-
ным на местности линиям (профилям) с целью получения по
ним геол.-геофиз. разрезов земных недр. По методам геофиз.
работ различают сейсмич., гравиметрич., магнитное и электрич.
П. Плотность сети профилей минимальна при региональных
исследованиях и максимальна при детализационных работах. В
результате проведенных работ по всем профилям составляются
геол.-геофиз. разрезы (глуб. от неск. десятков метров до сотен
километров) с отображением физ. свойств среды, к-рые интер-
претируются в геол, параметрах. По результатам наблюдений
по сети профилей составляют карты, на к-рых отображены физ.
параметры пород и геол.-структурные особенности территории,
в частности структурные карты отд. горизонтов или геол, ком-
плексов пород.
Профильное бурение - бурение, ведущееся в целях регионально-
го геологического исследования всей провинции, выявления в
ней тектонических структур первого и второго порядка и под-
робного изучения разреза всей осадочной толщи. Скважины
при профильном бурении закладываются по профилю, иногда
на расстоянии нескольких десятков и даже сотен километров
одна от другой. П. б. ведется большей частью в областях с
мощным четвертичным покровом, из-за которого исключается
применение обычных методов геологического картирования и
изучения разрезов.
Прохоренко Николай Владимирович (1931) - специалист в облас-
ти бурения нефтяных и газовых скважин. Окончил Грозненский
нефтяной ин-т (1954). Трудовую деятельность начал в 1954.
Директор конторы глубокого разведочного бурения № 6 Став-
ропольского НПУ; управляющий трестом «Ставропольбур-
нефть»; начальник Нефтекумского УБР; начальник, генераль-
ный директор объединения «Ставропольнефтегаз» (1960-1988);
работа в Ираке (1988-1990).
Прочность горных пород - свойство г. п. в определенных усло-
виях, не разрушаясь, воспринимать воздействия механич. на-
грузок, температурных, магнитных, электрических и др. полей,
374
Нефтегазовая энциклопедия
неравномерное протекание физ.-хим. процессов в разных час-
тях г. п. и др. Применительно к г. п., когда имеют место слож-
ные процессы механич. разрушения, чаще используется техно-
логич. термин «крепость г. п.». Показателями, характеризую-
щими прочность г.п. для разл. случаев, являются: пределы
прочности пород на сжатие асж, растяжение ар, сдвиг тсдв, изгиб
тИзг, а также текучести атек, ползучести аПОлз и др.
Прямые методы корреляции разрезов скважин - методы сопос-
тавления разрезов скважин, основанные на изучение кернов и
сопоставлении грунтовых разрезов.
Пуаз - физическая мера вязкости, т. е. силы внутреннего трения
жидкости, измеряемая в г/см/с.
Пулевые перфораторы - см. Перфорация.
Пузенко Владимир Иванович (1959) - окончил Грозненский неф-
тяной ин-т (1983). Трудовую деятельность начал в 1977. Про-
шел путь от рабочего до генерального директора ОАО «Науч-
но-исследовательский ин-т разработки и эксплуатации нефте-
промысловых труб» (ВНИИТнефть) (1999). Принял участие в
освоении Ватьеганского и Повховского нефтяных м-ний. На-
гражден медалью СССР. Почетный нефтяник.
Пустовалов Леонид Васильевич (1902-1970) - крупный ученый в
области петрографии осадочных пород. Окончил Московский
государственный университет (1924). Д.г.-мин. н., профессор,
чл.-корр. АН СССР. Трудовую деятельность начал в 1921.
Прошел путь от научного сотрудника до зам. председателя Со-
вета по изучению производительности сил АН СССР (1943-
1961), одновременно - начальник и научный руководитель ком-
плексных экспедиции АН СССР: Северо-Кавказской (1945—
1947), Азербайджанской нефтяной (1945-1949), Якутской
(1952-1955), Восточно-Сибирской (1956-1959), Советско-
Китайской (1956-1962), директор лаборатории осадочных
полезных ископаемых Мингео СССР (1961-1970). Лауреат
Государственной премии СССР. Награжден орденами и
медалями СССР.
Том 2 (П)
375
Пустовойтов Иван Дмитриевич (1936) - окончил Куйбышевский
индустриальный ин-т (1959). Трудовой путь начал в 1959 по-
мощником бурильщика. До 1976 работал на различных инже-
нерных должностях в объединении «Куйбышевнефть». Началь-
ник Всесоюзного объединения «Союзнефтеспецматериалы»,
начальник Управления руководящих кадров и учебных заведе-
ний - член коллегии Миннефтепрома СССР (1976-1991); на-
чальник отдела персонала комитетов и отраслей ТЭК Главного
управления по комплектованию и подготовке кадров Минтоп-
энерго РФ, руководитель службы Представительства ПО
«Нижневартовскнефтегаз» в Москве, начальник Управления
кадров и социального развития АО «Росшельф» (с 1991). На-
гражден орденом и медалями СССР. Лауреат премии Совета
Министров СССР. Почетный нефтяник.
Путилов Александр Евгеньевич (1952) - специалист в области
бурения скважин. Окончил Тюменский индустриальный ин-т
(1974). Слесарь-ремонтник, главный механик, зам. начальника
Сургутского управления буровых работ (1974-1982); начальник
Красноленинского, затем Урайского управлений буровых работ
(1983-1987); генеральный директор объединения «Урайнефте-
газ» Главтюменнефтегаза (1987-1993); президент Государст-
венного предприятия «Роснефть», президент Нефтяной компа-
нии «Роснефть» (1993-1997); председатель Совета директоров
акционерного общества «Нефтяная компания «Роснефть»
(1997-1998). Награжден орденами СССР. Почетный нефтяник.
Путилов Михаил Федорович (1928) - крупный специалист в об-
ласти нефтедобычи. Окончил Московский нефтяной ин-т
(1952). К.т.н. Трудовую деятельность начал в 1952. Директор
Пермского филиала Гипровостокнефть, ПермНИПИнефть
(1969-1975); руководитель нефтяного контракта в Алжире
(1975-1977); зам. начальника Управления по разработке нефтя-
ных м-ний, Управления по повышению нефтеотдачи пластов
Миннефтепрома СССР (1977-1985); зам. генерального дирек-
тора МНТК «Нефтеотача», зам. директора ВНИИнефть (1985-
1988); консультант ВНИИнефть (1988-1993). Заслуженный ра-
ботник нефтяной и газовой промышленности РСФСР.
376
Нефтегазовая энциклопедия
Пусковые клапаны - служат для снижения пускового давления
при компрессорной эксплуатации скважин. П. к. устанавлива-
ются через определенных интервалы вдоль лифта и служат для
пропускания в подъемную колонну газа, производящего выбро-
сы жидкости на поверхность. После выброса часть жидкости
перетекает в подъемную колонну, клапан закрывается, но осво-
бождается следующий клапан, происходит новый выброс и т.д.,
пока уровень жидкости в затрубном пространстве не снизится
до башмака подъемных труб.
Пустотность - пустотное пространство горных пород, включаю-
щее не только поры, но и каверны, пещеры, трещины и карсто-
вые каналы.
Пустыня - зональный тип ландшафта, сложившийся в условиях
дефицита влаги (аридная П.) или тепла (холодная П.) и характе-
ризующийся очень разреженными и обедненными фитоценоза-
ми (совокупностью растений). Аридные П. отличаются высо-
кими летники сезонными (или даже годовыми) т-рами воздуха,
малым кол-вом годовых осадков (чаще от 100 до 200 мм), от-
сутствием поверхностного стока, засоленностью подземных
вод, неравномерным кол-вом выпадающих осадков. Именно в
П. наблюдаются: абс. минимум годовых осадков (от 0 до 10-15
мм); абс. максимум т-ры воздуха (59 °C), нагревание поверхно-
сти почвы до 80 °C, уменьшение относит, влажности воздуха до
5-10%. В П. черты аридности (засушливости) выражены в наи-
более резкой форме и доходят до той крайности, за гранью к-
рой начинается полное разрушение биол. жизни ландшафта и
потеря экономич. потенциала, переход в экстрааридное состоя-
ние (где вероятность постоянных засух 75-100%). Холодная П.
- тип П., в к-рой скудность растительного покрова обусловлена
гл. обр. низкими т-рами. При этом различают ледяную и высо-
когорную П. С П. связаны большие и разнообразные природные
ресурсы. Прежде всего это нефть, природный газ (Ср. Азия, Бл.
Восток, Сахара), кам. уголь, уран (р-н Фор-Корнерс в США),
руды черных и цветных металлов (Казахстан и Ср. Азия, США,
Мексика, Австралия), фосфориты (Аравийско-Африканская
фосфоритоносная провинция, Байовар в Перу), сера (Ср. Азия,
США), калийная и поваренная соль, селитра, мирабилит (При-
Том 2 (П)
377
каспийский басе., Атакама в Чили, Сечура в Мексике, Б. Соле-
ное оз. в США), строит, материалы, агроклиматич. ресурсы, ле-
чебные, пресные и минерализованные подземные воды, плодо-
родные (при орошении) сероземные почвы, пастбища, энергия
солнца и ветра и т. п.
Пута - нефтяное м-ние, расположенное в Ю.-З. части Апшерон-
ского п-ова в 15-16 км к Ю.-З. от г. Баку (Азербайджан). В гео-
логическим строении м-ния принимают участие отложения
продуктивной толщи среднего плиоцена. П. н. м. вступило в
эксплуатац. в 1925 Максимальный уровень добычи нефти дос-
тигал 2400 т/сут.
Пучение горных пород - выдавливание породы в горн, выработ-
ку, обусловленное действием горн, давления. П. - проявление
реологич. свойств г. п. Характеризуется увеличением объема г.
п. и вызывается их набуханием, выдавливанием из-под целиков
и др. причинами.
Пучков Сергей Викторович (1957) - специалист в области нефте-
газодобычи. Окончил Ишимбайский нефтяной техникум (1976),
Тюменский индустриальный ин-т (1994). Трудовую деятель-
ность начал с 1976. С 1979 работал на предприятиях объедине-
ния «Нижневартовскнефтегаз» в разных инженерных должно-
стях. С 2001 генеральный директор ОАО «Тюменнефтегаз».
Непосредственный участник освоения Урьевского, Южно-
Урьевского, Покамасовского и Кальчинского нефтяных м-ний.
Награжден медалью СССР.
Пьезометрическая скважина - специальная наблюдательная
скважина, предназначенная для постоянного наблюдения в ка-
кой-либо части нефтяной залежи за изменением пластового
давления. Непрерывная регистрация положения уровня жидко-
сти в П. с. позволяет не только устанавливать общую тенден-
цию в поведении пластового давления залежи в целом, но и от-
мечать влияние изменения работы близлежащих эксплуатаци-
онных и нагнетательных скважин, на основании чего можно
судить о взаимодействии скважин и о величинах коэффициен-
тов пьезопроводности и упругоемкости пласта.
378
Нефтегазовая энциклопедия
Пьезопроводность - способность среды передавать давление. В
случае несжимаемой среды процесс перераспределения давле-
ния происходит мгновенно. В нефтяном (водяном) пласте, ко-
торый характеризуется значительным проявлением упругих
сил, перераспределение давления, вызванное эксплуатацией
пласта скважинами, может длиться очень долго. Скорость пе-
редачи давления характеризуется коэффициентом пьезопровод-
ности.
Пьезоэлектрические свойства горных пород - способность кри-
сталлин. веществ создавать электрич. поляризацию при сжатии
или растяжении их в определенных направлениях (прямой пье-
зоэффект). Обратный пьезоэффект - появление механич. де-
формации г. п. под действием электрич. поля. Связь между ме-
ханич. и электрич. переменными (деформацией и электрич. по-
лем) носит в обоих случаях линейный характер.
Пяткии Николай Николаевич (1941) - специалист в области неф-
тегазодобычи. Окончил Пермский политехнический ин-т
(1974), Институт повышения квалификации гос. служащих
(1998). Трудовую деятельность начал в 1957. Работал на раз-
личных рабочих и инженерных должностях. С 1991 - главный
инженер объединения, акционерного об-ва «Роснефть-Пурнеф-
тегаз». С 1998 - генеральный директор ООО «Геойлбент». Уча-
стник разработки Барсуковского, Верхне-Пурпейского, Комсо-
мольского и Тарасовского нефтегазоконденсатных м-ний, Ха-
рампурской группы. Награжден медалями СССР и РФ. Почет-
ный нефтяник. Почетный работник ТЭК.
Литература
Горная энциклопедия (в 5-ти томах). - М.: Советская энциклопедия.
- 1986.
Словарь по геологии нефти. - Л.: Гостоптехиздат. - 1958.
Геологический словарь (в 2-х томах). - М.: Недра. - 1998.
Страны мира // Полный универсальный информационный справоч-
ник. - М.: Изд-во «Олма-пресс». 2002.
Профессионалы нефтегазовой отрасли (в 2-х томах). - М.: ОАО
Типография «Нефтяник». - 1998.
Большая советская энцнклопедня. - М.: Советская энциклопедия,
1965-1986.
Кто есть кто в нефтяном комплексе России. - С.-Пб.: «Корвет»,
2002.
НЕФТЕГАЗОВАЯ ЭНЦИКЛОПЕДИЯ
(в 3-х томах)
Том 2
К-П
Ведущий редактор Вадецкий Ю.В.
Технический редактор Кутакова Л.В.
Подписано в печать 06.10.2003 г.
Формат издания 60 х 88 1/16. Бумага офс. № 1.
Гарнитура Таймс. Печать офсетная. Печ. л. 23,75
Тираж 500 экз. Цена договорная. Зак. 3401
117420, Москва, ул. Наметкина, 14, корп. Б. Моск. отд. «Нефть и газ» МАИ
Тел. ред. 331-98-33, факс 332-06-28
Отпечатано в ФГУП «Производственно-издательский комбинат ВИНИТИ»
140010, г. Люберцы, Октябрьский пр.. 403. Тел. 554-21-86