авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 10 |
-- [ Страница 1 ] --

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ –

НЕФТЕГАЗОВОМУ РЕГИОНУ

Материалы

Всероссийской научно-практической конференции студентов,

аспирантов и молодых ученых,

посвященной 50-летию ТИИ-ТюмГНГУ

Том I Тюмень ТюмГНГУ 2013 УДК 622.3+550.8+655.6 ББК 33.36+35.514 Н 72 Ответственный редактор – кандидат технических наук, доцент О. А. Новоселов Редакционная коллегия:

П. В. Евтин (зам. ответственного редактора);

М. А. Александров;

И. А. Анисимов;

Т. В. Семенова;

В. В. Шмидт, Д. С. Василега Новые технологии – нефтегазовому региону : материалы Всерос Н72 сийской научно-практической конференции. Т. 1. — Тюмень : ТюмГН ГУ, 2013. — 366 с.

ISBN 978-5-9961-0641- В материалах конференции изложены результаты исследовательских и опытно конструкторских работ по широкому кругу вопросов.

В состав первого тома вошли материалы работы секций: «Повышение эффективно сти использования автомобильного транспорта в условиях Западной Сибири», «Проек тирование, сооружение и эксплуатация систем транспорта и хранения нефти и газа», «Геология, поиск и разведка нефтяных, газовых и других месторождений полезных ис копаемых, гидрогеология, инженерная геология, основы рационального недропользова ния, кадастр природных ресурсов. Проблемы экологии и безопасности», «Нефтехимия и технология переработки нефти и газа», «Нефтяное машиностроение, материаловеде ние», «Биотехнические системы и технологии».

Издание предназначено для научных, социально-гуманитарных и инженерно технических работников, а также аспирантов и студентов технических и гуманитарных вузов.

УДК 622.3+550.8+655. ББК 33.36+35. ISBN 978-5-9961-0641-7 © Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет», СОДЕРЖАНИЕ ГЕОЛОГИЯ, ПОИСК И РАЗВЕДКА НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ДРУГИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ, ГИДРОГЕОЛОГИЯ, ИНЖЕНЕРНАЯ ГЕОЛОГИЯ, ОСНОВЫ РАЦИОНАЛЬНОГО НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ, КАДАСТР ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ. ПРОБЛЕМЫ ЭКОЛОГИИ И БЕЗОПАСНОСТИ Мякишев Е.А.



Количественная оценка технологических параметров подготовки нефти в аппаратах с коалесцирующими элементами типа НГВРП Дронг О.В.

Об оценке потенциальной экологической опасности сырой нефти Варандейского месторождения Егоров А.Н.

Приоритетные направления утилизации отходов нефтехимических производств как условие экологической безопасности человека Попов Е.С.

Техногенное воздействие нефтегазодобывающей промышленности на природную среду Ву Тхуи Нган Новый взгляд на формирования залежей углеводородов в Томской области Габова К.В.

Использование геохимических данных для реконструкции условий накопления осадочных пород на примере Казанского нефтегазоконденсатного месторождения юго-восточной части Нюрольской впадины Давыдова А.Е.

Перспектива добычи аквамаринных газогидратов на шельфе и континентальном склоне мирового океана Ларина Е.П., Попов В.Л., Бобров А.В., Построение фациальной модели как основы геологической модели многопластового месторождения Гуляев Д.В.

Обработка данных многоволновой сейсморазведки Акиньшин А.В.

Влияние тонкослоистости на образование микроловушек нефти Буракова.А.Д.

Исследование безопасности натяжных потолков биологическими методами контроля Казанская Д.А.

Особенности трехмерного геологического моделирования сложнопостроенных карбонатных (рифовых) объектов Клейменова Е.Е.

Влияние содержания аутигенных эпи-, като-,метагенетических компонентов на ФЕС терригенных обломочных коллекторов месторождений юга Тюменской области Корнилова М.А., Федотов В.В., Федотова Е.А.

Геосистемы как объекты природообустройства Корнилова М.А., Федотов В.В., Федотова Е.А.

Общие положения рекультивации нарушенных земель Никитин И.А.

Сравнение алгоритмов построения 3D геологических моделей на примере пласта вЯк16 месторождения T Омельчук М.В.

Применение метода численного эксперимента для повышения устойчивости газонаполнительных станций Осипова Е.В., Корнилова М.А.

Оборудование для предупреждения возникновения и локализации торфяных пожаров Телушкина Т. Ю., Медведев А. В.

Фракционный состав и нефтеемкость глауконитового песка Цепляева А.И.

Перспективы нефтегазоносности территорий с участками аномального разреза баженовской свиты (на примере ряда площадей Западной Сибири) Низаева Л. Р., Латыпова Э. Ф.

Исследование свойств нефтеокисляющих микроорганизмов Шараева А.А., Мефтахов Р.М., Петухова Н.И.

Поиск продуцентов биофлокулянтов в нефтеокисляющих биоценозах Шестакова А.В.

Химический состав подземных вод Томского района и перспективы их использования для питьевого водоснабжения Смирнов П.В.

Западно-Сибирская провинция опал-кристобалитовых пород – минерально-сырьевая база многоцелевого назначения НЕФТЕХИМИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА Хорошев Ю.Н.

Распределение конденсированных ароматических углеводородов в экстракте селективной очистки N-метилпирролидоном Антонов С.А., Сафронова Т.Н., Пимерзин А.А.

Химический состав масляных фракций сернистых нефтей и их рациональная переработка Ву Тхуи Нган Свойства нефтей палеозойских отложений юго-востока Западной Сибири Айданова Э.Р.





Полипропилен от состава, строения к технологии получения Байда А.А.

Диэлектрическая спектроскопия одноатомных спиртов Васьков С. А., Дрогалев В. В., Гуров Ю. П., Глазунов А.М.

Анализ детонационной стойкости бензинов АИ-92, реализуемых в г. Тюмени Векшина А.В., Дрогалев В. В., Гуров Ю. П.

Анализ фракционного состава бензинов АИ-92 реализуемых в г. Тюмень Караметдинова Р.Р., Мавлюкаева А. Р.

Влияние водяного пара на каталитические свойства цеолита NaX Михайлова Н.Н.

Использование прибора Sera quant для установления наличия крови человека и простатоспецифического антигена в следах на вещественных доказательствах Нестерова А.С., Тимербаев А.С.

Исследования процессов разделения водонефтяной смеси в стационарных и проточных условиях Nurmukhambetova B.T.

Nanotechnology in Addressing Oil Spills Ракашов А.А., Шмидт В.В., Сидорова И.Г.

Повышение микротвердости с помощью покрытий Ni-Co-Cr Смердов С.В., Шмидт В.В., Пономарева Е.А.

Электроосаждение сплава Fe-Ni-Cr нестационарным электролизом Тимербаев А.С.

Численное моделирование сепарации водонефтяной смеси в центробежном сепараторе Торопова А. С.

Исследование фазового равновесия в 4-х компонентной смеси Халяндра О.И., Дрогалев В. В., Гуров Ю. П., Глазунов А.М.

Анализ испаряемости бензинов АИ 92, реализуемых в г. Тюмень Юлдашева Г.Р., Трофимов М.Н.

Изучение процесса каталитического крекинга нефтепродуктов в лабораторных условиях Яковлев Н.С.

Синтез и диэлектрическая спектроскопия депрессорных присадок НЕФТЯНОЕ МАШИНОСТРОЕНИЕ, МАТЕРИАЛОВЕДЕНИЕ Мамадалиев Р.А., Третьяков В.С., Репин А.В.

Анализ перехода хрома в наплавленный металл при сварке стали 20Х13 Василега Д.С., Тверяков А.М.

О взаимосвязи коэффициента линейного теплового расширения с обрабатываемостью материалов Гаврилова Е.В.

Распад пересыщенных твердых растворов при отжиге электролитических сплавов на основе никеля Жуков А.А., Савлук В.В.

Трехмерное геометрическое моделирование и 3D технология построения чертежа Зимагулов Э.Д.

Исследование свойств и структуры спеченных порошков различных металлов с добавками ультрадисперсных порошков Шиганова Е.А.

Установка перфорации отверстий в стенках моноблока аккумуляторной батареи Кусков К.В., Кадолова О.В.

Сравнение характеристик трубных сталей, подвергнутых усталостным испытаниям Мамадалиев Р.А., Филин П.В.

Влияние силы тока на переход хрома при сварке стали 12Х18Н10Т Ожиганов М.С., Сотников А.В.

Разрушение твердосплавного режущего инструмента Осипова А.Р.

Дефекты цементации деталей бурового оборудования и способы их устранения Семенова О.В.

Усталостная прочность электролитических покрытий Тихонов А.Ю.

Структура, химический состав, свойства обезуглероженного слоя клинового захвата из стали 20 Свирид А.Ю.

Прогрессивные технологии сверления сборными инструментами Шарипов Р.Ф.

Исследование сил, действующих на гибкие насосно компрессорные трубы (ГНКТ) Шатайлова Н.В.

Классификация композитных материалов ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АВТОМОБИЛЬНОГО ТРАНСПОРТА В УСЛОВИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ Колокнев А.А.

Анализ стратегий управления работой автомобиля с тяговым электроприводом, выполненным по последовательной схеме Ушенин А.С.

Динамическая нагруженность гидромеханической трансмиссии специального колесного шасси Муратбакиев А.М.

Показатели наджности автотранспортных средств в условиях наиболее жсткого климата Федоров А.В.

Концепция мобильного ремонтно-энергетического комплекса для нужд нефтедобычи Зиганшина А.В., Зиганшин Р.А., Некрасов В.И.

Усовершенствование конструкций многоступенчатых коробок передач Зиганшин Р.А., Зиганшина А.В., Савчугов В.И.

Влияние сезонных условий на расходование запасных частей при эксплуатации специальной нефтепромысловой техники Алексеева Д. С.

Детская автоплощадка для изучения основ безопасного поведения на дороге Базанов А.В.

Оптимизация комплекта оборудования топливозаправочных пунктов для спецтехники на нефтеперекачивающих станциях Буракова Л.Н.

Влияние работы вспомогательного оборудования автомобиля на расход топлива на холостом ходу Бурлаков С.С.

Влияние квалификации водителей АТП на эффективность технической эксплуатации автомобилей Волоха П.С.

Оценка потребности в элементах транспортной инфраструктуры Егоров А.Л., Федотов В.В., Федотова Е.А.

Экспериментальные исследования растепления снега СВЧ излучением Егоров А.Л., Федотов В.В., Федотова Е.А.

Экспериментальные исследования растепления снега в воде Карнаухов М.М., Бородин Д.М., Созонов С.В.

Локальный прогрев гидродвигателя строительно-дорожных машин Карнаухова И.В.

Влияние температуры воздуха и барометрического давления на расход топлива и мощность двигателей Клопов Д.С., Корчагин В.А.

К вопросу организации технического обслуживания и ремонта на предприятиях автомобильного транспорта Козин Е.С.

Повышение эффективности технического обслуживания и ремонта транспортно-технологических машин с использованием метода деревьев классификации Кокорина К.С.

Сигнальный осветитель нерегулируемого пешеходного перехода Кошарская А. Н.

Анализ уровня организации дорожного движения на участке улично – дорожной сети в городе Тюмени Курочкин С.С., Курочкина Т.А., Федотов В.В., Федотова Е.А.

Технология работ по устранению гололеда и скользкости Курочкин С.С., Курочкина Т.А., Федотов В.В., Федотова Е.А.

Технология удаления льда механохимическим методом Лошадкин Д.А.

Основы использования организованной развозки сотрудников на предприятии Лошадкин Д.А., Колесов В.И.

Оценка экономических затрат на организованную развозку сотрудников Мадьяров Т.М., Шитый В.П., Спиричев М.Ю., Шаруха А.В.

Методы и средства определения влажности снежной массы для строительства временных зимних дорог Науменко А.Н.

Анализ планирования и использования техники при капитальных ремонтах линейной части магистральных газопроводов Западной Сибири Петелина Н.В., Половников Е.В., Саутдуханов Р.И.

Совершенствование конструкции отвала снегоуборочной машины Петров А.И., Ярков С.А.

Особенности формирования доходов ОАО «Нижневартовское ПАТП № 2» Петров А.И., Яковенко Е.А.

Тарифообразование на городском общественном транспорте с учетом сезонных и внутринедельных закономерностей формирования доходов перевозчиков Ташланов Е.С., Петров А.И.

Фрактальные особенности требований к территориально – пространственному расположению остановочных пунктов маршрутов общественного транспорта Петрова А.С.

Диагностика уровней личностной готовности к риску и концентрации внимания Плохов А.А.

Экологическая обоснованность преимуществ использования сжатого природного газа в качестве моторного топлива Прошин А.С.

О влиянии тепловой подготовки двигателей перед пуском на их ресурс Прошин А.С.

Критерии при подборе тепловой производительности подогревателя для двигателя Сидоренко А.О., Лукашук Н.А.

Момент дилеммы водителя Сидоренко А.О., Павленко А.С.

Определение потребности населения в передвижениях на городском пассажирском общественном транспорте БИОТЕХНИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ Блохин А.А., Лисицына Л.И.

Структура построения устройства для безболезненного поиска проекций органов с патологией по методу Су Джок Казанцева В.С., Лисицына Л.И.

Функциональная схема прибора для оценки состояния кожного покрова малой площади с помощью ультразвуковых колебаний Кузьмин А.Н., Белавская С.В.

Принципы и структура построения аппаратно-программного комплекса для рефлексотерапии Мокроусов А.В.

Электробезопасность при получении фотографий газового разряда на поверхности кожного покрова в области биологически активных точек Аюпов Д.Р.

Плазменная биотехнология переработки и утилизации нефтешламов Соботницкий И.С.

Исследование влияния электромагнитных волн на онкологические клетки и разработка механизма индукции апоптоза Акмашев В. А.

Разработка аппаратно-программного комплекса для дерматоглифических исследований Баранов В.Н.

Особенности управления излучением лазера в терапевтическом биоуправляющем устройстве Бочков М.С.

Шаговый привод аппарата для лазерной и светодиодной клюющей фототерапии Ершов Д.А.

Модернизация аппарата рентгенотерапии Кадочников Д.Ю.

Влияние режима искусственного кровообращения на развитие окислительного стресса клеток крови Качалин А.С.

Разработка блока излучения для проведения одновременной ультразвуковой и лазерной терапии Рашев Р.Р., Егоров С.Ю., Качалин А.С., Карабинская Е.В.

Аппаратно-программный комплекс для биоуправляемой лазерной физиотерапии Мальцев А.В.

Алгоритм работы автоматизированного комплекса сердечно-легочной реанимации Мамаева Н.Л.

Сохранение здоровья коренных народов Севера – главная задача действительности Уханева Д.И.

Модернизация аппарата для магнитной физиотерапии Дрогалева Т.В., Абдрашитова Ю.Н.

Динамика изменения дегидрогеназной активности сульфатредуцирующих бактерий при пересеве из накопительной культуры в среду Постгейта Валиева Г.Д.

Методы утилизации нефтешламов ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА Астахов А.М., Тарасенко Д.А.

Новая взрывобезопасная крыша РВС-20000 Ефимов В.В.

Устройство герметичного сверления отверстий на трубопроводах под давлением для установки манометров или датчиков давления Ефимов В.В.

Устройство гашения ударного давления в промысловых трубопроводах с упругими элементами, выполненными в виде пакета из полиуретановых шаров Ищук Е.А.

Защита трубопровода от коррозии Ищук Е.А., Черенцов Д.А., Чуба А.Ю.

Методы уменьшения влияния вибраций на точность измерения давления Кокшаров Н.А.

Способы перекрытия внутренней полости трубопроводов Корнилова М.А., Осипова Е.В.

Модернизация рабочего органа кабелеукладчика КВГ- под прокладку полиэтиленовых трубопроводов Kulakov A.S., Semenov A.S.

Pipeline inspection Плесовских В.В.

Моделирование кустов скважин в системах автоматизированного проектирования Bolshakov A., Golovin D., Usanov E.

Manual arc welding on pipelines Посохов И.Д.

Эффективность стеклопластиковой трубы Пульников С.А., Сысоев Ю.С., Никифоров С.К., Гербер А.Д.

Методика оценки напряженного состояния протяженного участка подземного магистрального трубопровода при мониторинге его пространственного положения Пульников С.А., Сысоев Ю.С., Казакова Н.В., Лазарев С.А.

Проблемы оценки пространственных перемещений протяженного участка магистрального трубопровода с начальным искривлением Саверченко Н.В.

Антикоррозионные покрытия для подземных трубопроводов Саверченко Н.В., Кандышев В.А., Васильев Е.С.

О краевых условиях при расчете течений сжимаемого вязкого теплопроводного газа Сорокина Е.М., Чунихин С.А., Проботюк В.В.

Стационарное решение системы уравнений газовой динамики Чепур П.В.

Обоснование возможности перемещения резервуаров при ремонте их оснований Донг Ван Хоанг Шаровые краны для газопроводов Бикбов В.А.

Разработка стенда для испытаний и доводки сухих газовых уплотнений нагнетателей природного газа Валетдинова Э.Р.

Оценка технического состояния лопаток ГТУ в процессе эксплуатации Гарифуллин Р.Д.

Утилизация тепла уходящих газов печей трубчатых блочных и попутных нефтяных газов, сбрасываемых на факела Камалетдинова Э.И.

Опыт применения гидравлической муфты для регулирования частоты вращения вала насоса Набиуллин А.У.

Применение турбодетандерных технологий в системе подготовки топливного газа КС-5 «Москово» Дюртюлинского ЛПУ МГ ГЕОЛОГИЯ, ПОИСК И РАЗВЕДКА НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ДРУГИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ, ГИДРОГЕОЛОГИЯ, ИНЖЕНЕРНАЯ ГЕОЛОГИЯ, ОСНОВЫ РАЦИ ОНАЛЬНОГО НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ, КАДАСТР ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ. ПРОБЛЕМЫ ЭКОЛОГИИ И БЕЗОПАСНОСТИ Количественная оценка технологических параметров подготовки нефти в аппаратах с коалесцирующими элементами типа НГВРП Мякишев Е.А., ОАО «Гипротюменнефтегаз», г. Тюмень При проектировании новых и реконструкции существующих объек тов подготовки нефти инженеры-проектировщики часто сталкиваются с необходимостью определения оптимальных технологических параметров подготовки нефти в современных аппаратах, оборудованных коалесциру ющими (интенсифицирующими) элементами. Проблема определения дан ных параметров и, следовательно, подбора вышеуказанного оборудования, заключается в отсутствии опубликованных математических моделей, а также методик расчета производительности технологического оборудова ния.

Поэтому для определения технологических режимов подготовки нефти в ОАО «Гипротюменнефтегаз» осуществляется моделирование процессов на лабораторных установках.

Разработанная и используемая институтом методика определения технологических параметров подготовки нефти (температуры деэмульса ции, времени обезвоживания водонефтяной эмульсии и удельного расхода деэмульгатора) основана на моделировании гидродинамического режима перемешивания деэмульгатора с водонефтяной эмульсией в специальном устройстве - эмульсре (деэмульсре), конструкция которого приведена на рис.1, с последующим отстаиванием в лабораторных стеклянных градуи рованных отстойниках. Используемая в опытах водонефтяная эмульсия предварительно приготавливается из исследуемой нефти и модельной ми нерализованной воды в условиях, обеспечивающих ее устойчивость, соот ветствующую промысловой.

Эмульсер (деэмульсер) представляет собой термостатируемый ста кан с 4-мя внутренними отражательными перегородками, снабженный 6 ти лопастной турбинной мешалкой, (рис.2,3), вал с электроприводом и блоком регулирования оборотов мешалки.

В зависимости от задаваемой интенсивности перемешивания устрой ство (рис.1) может выполнять функции эмульсера (приготовление эмуль сии) или деэмульсера (разрушение эмульсии).

1 1 - корпус мешалки;

2 - рубашка;

3- турбинная мешалка;

4 - привод мешалки;

5 - крышка;

6 - нефтяная эмульсия;

;

Рис. 1 Общий вид эмульсера (деэмульсера) для приготовления и разрушения эмульсии Данная методика позволяет определять проектные режимы обезво живания водонефтяных эмульсий в аппаратах с гравитационным отстаива нием. В то же время, современные аппараты-нефтеводоотделители (рис. 4) снабжаются коалесцирующими элементами, интенсифицирующими про цесс разрушения эмульсий и ускоряющими разделение нефтяной и водной фазы.

Рис. 2 Турбинная мешалка Рис. 3 Стакан с. отражательными перегородками Для моделирования процесса обезвоживания нефтяных эмульсий с применением коалесцирующих насадок в лабораторных условиях и опре деления параметров обезвоживания нефти в аппаратах с коалесцирующи ми насадками необходима модернизация существующей методики.

Рис.4 Общий вид 3-х фазного аппарата подготовки нефти с подогревом и коалесцирующими элементами типа НГВРП Возможные методы проведения исследований укрупнения дисперс ной фазы эмульсий с помощью применения лабораторных коалесцирую щих устройств представлены в работах [1,2]. Наиболее перспективным способом представляется использование при обработке водонефтяных эмульсий в лабораторном деэмульсере сменного вала с коалесцирующей насадкой (Рис.5). Размер насадки выбирается таким образом, чтобы при вращении вала с определенной скоростью в среде водонефтяной эмуль сии, обработанной деэмульгатором, практически весь объем помещенной в деэмульсер жидкости проходил через коалесцирующий элемент.

Рис. 5. Насадка с коалесцирующим материалом (пеноникель) – общий вид и структура материала Лабораторные исследования проводились на «тяжелых» нефтях ме сторождений Западной Сибири, для водонефтяных эмульсий которых ха рактерна сложность и длительность процесса деэмульсации. В качестве водной фазы эмульсий использовался 2%-ный раствор NaCl в дистиллиро ванной воде, соответствующий минерализации пластовой воды.

Порядок проведения экспериментов согласно базовой и модифици рованной методике представлен в [3].

Экспериментально было установлено, что использование коалесци рующей насадки при обработке водонефтяных эмульсий позволяет до биться более глубокого обезвоживания нефти. При этом существует опти мальное значение интенсивности вращения насадки, выше которого про цесс обезвоживания ухудшается.

Допуская, что угловая скорость вращения вала с коалесцирующей насадкой в деэмульсере равна скорости движения водонефтяной эмульсии через насадку, и пересчитывая угловую скорость в линейную, можно утверждать, что выбранные режимы перемешивания соответствует диапа зону линейных скоростей от 10 до 20 см/сек, что является рабочим режи мом для движения эмульсии в аппаратах подготовки нефти.

Таким образом, совершенствование методики определения техноло гических параметров подготовки нефти в лабораторных условиях путем дополнения ее стадией укрупнения глобул (коалесценции) в коалесциру ющей насадке позволяет расширить область физического моделирования процессов обезвоживания нефти.

Использование методики обеспечивает возможность разработки обоснованных рекомендаций по применению аппаратов для предваритель ного сброса воды и окончательного обезвоживания нефти, снабженных ко алесцирующими устройствами.

Литература Судыкин С.Н. Совершенствование технологий обезвоживания тяже 1.

лых нефтей пермской системы республики Татарстан: диссертация … кан дидата технических наук: 25.00.17. – Бугульма, 2011. – 183 с.

Буслаев Е.С. Разработка технологии очистки нефтепромысловых 2.

вод с использованием коалесцирующих материалов: диссертация … кан дидата технических наук: 25.00.17. – Бугульма, 2011. – 122 с.

Лабораторное моделирование процессов обезвоживания нефти в ап 3.

паратах с коалесцирующими элементами/М.Ю. Тарасов, А.Е. Зенцов, А.Б.

Зырянов, Е.А. Мякишев//Нефтяное хозяйство. – 2012. - №2. – с. 102-104.

Научный руководитель: Тарасов М.Ю., к.т.н., Зенцов А.Е.

Об оценке потенциальной экологической опасности сырой нефти Варандейского месторождения Дронг О.В., САФУ им. М.В. Ломоносова, г. Архангельск Одновременно с новыми стратегическими задачами по освоению се верных территорий на первый план вышли вопросы, связанные обеспече нием экологической и промышленной безопасности. Решение этих вопро сов требует принципиально новых комплексных подходов, прежде всего к предотвращению и снижению негативных последствий для окружающей среды (ОС). На примере Варандейского месторождения рассмотрено при менение экспертной оценки потенциального воздействия нефти на окру жающую среду, с учетом индивидуального физико-химического состава добываемой нефти.

Варандейское нефтяное месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа, в северо-восточной части Большеземель ской тундры (рис. 1). В пределах месторождения открыты четыре нефтя ные залежи: основная - в карбонатных отложениях нижней перми (Р1) и три залежи нефти в терригенных отложениях нижнего триаса: Т1+2;

T1IV, Т1III, Т1II и Т11.

Рис. 1. Варандейское месторождение Обладая различной степенью токсичности, природные углеводороды и их спутники, в случае аварийных ситуаций, негативно воздействуют на ОС. Уровень воздействия преимущественно зависит от количества разли той нефти и ее физических и химических свойств. Как правило, нефти раз личных продуктивных залежей, даже в пределах одного месторождения, значительно отличаются, что, в свою очередь, влияет на степень их потен циального воздействия на ОС.

С применением методики, изложенной в работе [1], проведена инте гральная балльная оценка степени возможного негативного воздействия добываемой нефти рассматриваемого месторождения на компоненты ОС индивидуально по каждой продуктивной скважине. Суть методики заклю чается в оценке комплекса параметров нефти по степени воздействия на ОС с учетом граничных значений приведенных в табл. 1.

Таблица Балльная оценка параметров [по 1] Балл Параметр 0 1 2 Плотность (при 20С), кг/м 850,0…870,0 870,1…895, 850 Легкие фракции (до 200С), % 15,01…18 18,01… 15 Вязкость (при 20С), мм2/с 5…10 10… 5 Массовая доля парафина, % 1,5… 1,5 Содержание САВ, % 10… 10 Массовая доля серы, % 0,61…1,8 1,81…3,5 3, Содержание сероводорода H2S Отсутст. Присутствует На основании приведенных суммарных балльных оценок выделяется 3 уровня потенциальной опасности УВ:

Незначительный уровень (до 10 баллов включительно);

Средний уровень (10…12 баллов включительно);

Высокий уровень (более 12 баллов).

В табл. 2 представлены результаты оценки нефти Варандейского ме сторождения с применением описанной выше методики.

Таблица Балльная оценка нефти как загрязняющего фактора с учетом ее физико-химического состава № скважины Параметры оценки 3 9 10 11 13 1001 1003 Плотность нефти при 899,1 912,3 895,9 904,7 901,9 906,8 905,7 897, 20С, кг/м Вязкость нефти при 29,12 23,03 25,41 33,72 30,31 30,82 37,17 24, 20С, мм2/с Содержание САВ, % 21,9 19,5 19,5 21,7 20,6 19,6 22,2 27, Содержание парафинов, 0,58 1,01 0,43 0,67 0,46 1,66 1,33 1, % Содержание серы S, % * 1,55 * * * 2,11 1,59 * (*) Выход легких фракций 17,6 17,6 18,2 16,5 17,6 13,1** 11,8** 16, (до 200C) Qлф, % (**) Итого (суммарная 12 10 12 13 13 12 11 оценка) для оценки принято среднее значение по месторождению (2,05%);

значения получены расчетным путем [1].

Как видно из табл. 2 суммарный оценочный показатель экологиче ской опасности сырья является достаточно высоким и, с экологической точки зрения, нефть из большинства скважин данного месторождения представляют собой сильный поллютант, обладающий характеристиками, близкими к критическим по степени воздействия на ОС. Кроме того, полу ченные баллы позволяют выполнить районирование территории промысла (рис. 2) по степени потенциальной экологической опасности.

Рис.2. Карта районирования Варандейского месторождения по уровню потенциального воздействия нефти на ОС Таким образом, такой комплексный подход к изучению физико химического состава добываемой нефти в рамках позволяет на различных этапах разработки месторождения оценивать особенности качественного состава и физических свойств углеводородов как загрязняющего фактора.

Это целесообразно учитывать при составлении технико-экономических обоснований по освоению и разработке нефтяных месторождений, а также при разработке планов ликвидации аварийных разливов нефти и меропри ятий по охране окружающей среды.

Литература Губайдуллин М.Г., Иванов Р.С. Интегральная оценка воздействия нефтей на окружающую среду с учетом их компонентного состава //Вестник Поморского ун-та. Сер. «Естественные и точные науки», 2007.

№ 1(11). - С. 5-12.

Научный руководитель: Губайдуллин М.Г., д.г.-м.н., профессор.

Приоритетные направления утилизации отходов нефтехимических производств как условие экологической безопасности человека Егоров А.Н., ТюмГНГУ, г. Тюмень Проблема утилизации отходов нефтехимических производств при обретает острый характер в связи с ростом антропогенной нагрузки на природу и получает свое отражение в нормативных документах. ориенти рованы на снижение негативного воздействия отходов производства и по требления на окружающую среду и здоровье населения и обеспечения эко номически эффективного обращения с отходами [1, 2, 3]. В Государ ственной программе «Энергетическая стратегия России до 2020 года» де кларируется необходимость к 2020 году достигнуть высокой глубины пе реработки отходов с 75 %, а к 2020 году – 85 % [4].

Высокая интенсивность техногенного воздействия на все компонен ты природной среды, связана с токсичностью отработанных алюмохромо вых катализаторов и высококипящих отходов, образующихся в процессе дегидрирования парафинов и изопарафинов. Высокая токсичность отрабо танных катализаторов обусловлена присутствием соединений хрома (VI), что требует повышенных мер по обеспечению их захоронения, при этом не исключены аварийные ситуации на местах захоронения, что приводит к нежелательным геоэкологическим последствиям, обусловленным загряз нением токсичными компонентами. Ежегодно расходы нефтехимических предприятий на захоронение отработанных катализаторов составляют миллиарды рублей, но стабилизировать ситуацию не удается: количество аварий и инцидентов по захоронению отработанных катализаторов растут.

При этом не учитывается тот факт, что отработанные алюмохромовые ка тализаторы и высококипящие отходы можно рассматривать как ценное сырье для приготовления различных материалов, с улучшенными физико механическими свойствами.

Обеспечение экологической безопасности по утилизации отработан ных алюмохромовых катализаторов особенно значимо для Тюменской об ласти, в ближайшей перспективе промышленный процесс каталитического дегидрирования будет востребован в больших масштабах на ООО «То больск – Нефтехим» и как следствие этого, будет возрастать количество токсичных отходов. Таким образом, в Тюменском регионе проблема ком плексной утилизации отработанных алюмохромовых катализаторов и вы сококипящих отходов приобретает особую актуальность. Данные регио нальные проблемы по утилизации отходов нефтехимических производств являются составной частью приоритетных направлений по снижению тех ногенной нагрузки на человека [5]. Динамика основных экологических показателей развития России показывает на увеличение негативного воз действия на окружающую среду от нефтехимической промышленности (суммарные выбросы в атмосферу вредных веществ, объемы образования отходов на фоне снижения уровня их переработки). Снижение показате лей сброса загрязненных сточных вод сопровождается увеличением кон центрации ряда опасных веществ, в том числе минеральных и органиче ских веществ. Около 15 процентов территории России по экологическим показателям находятся в критическом или околокритическом состоянии.

Отмечаются тенденции изменения состояния окружающей среды на фоне потепления климата, которое в большей степени связано с выбросами уг лекислого газа в атмосферу, образующегося при горении факелов и т.д.

Сегодня обостряется ситуация с качеством питьевой воды, которая про должает оставаться крайне неблагоприятной в первую очередь вследствие сбросов сточных вод в поверхностные водные объекты (более 40 процен тов населения страны сталкивается с проблемой качества воды).

Институциональной основой новой экологической политики стано вится система экологического регулирования, соответствующая приорите там развития страны до 2020 года и новому - постиндустриальному уров ню развития российского общества. Основа новой экологической политики очевидна и связана с вопросами улучшения качества природной среды и экологических условий жизни человека. Однако формирование сбаланси рованной экологически ориентированной модели развития конкурентоспо собных производств невозможно без успешной реализации основных направлений обеспечения экологической безопасности развития нефтехи мической отрасли и улучшения экологической среды жизни человека. Рас кроем особенности данных приоритетных направлений. Первое направле ние, связано с экологией производства, ориентированное на поэтапное со кращение уровней воздействия на окружающую среду всех антропогенных источников. Основными элементами этого направления сегодня становит ся новая система нормирования допустимого воздействия на окружающую среду, предусматривающая отказ от установления индивидуальных разре шений для каждого предприятия и установление нормативов и планов по этапного снижения загрязнения до уровней, соответствующих наилучшим экологически безопасным мировым технологиям, создание развитой инду стрии утилизации отходов нефтехимии, расширение использования возоб новляемых источников энергии. В современных условиях нефтехимиче ские предприятия должны активно стимулировать процессы модерниза ции производства, ориентированные на снижение энергоемкости и матери алоемкости, а также сокращение и вторичное использование отходов, раз работка и внедрение новых эффективных технологий производства элек трической и тепловой энергий, сопряженных с экологически безопасной утилизацией отходов этих производств, сдерживание объемов антропоген ной эмиссии парниковых газов. Сегодня нефтехимические предприятия должны способствовать к внедрению новых технологий, для внедрения и использовании экологически чистых и (или) энергосберегающих техноло гий. Востребован в нефтехимии целевой ориентир на снижение удельных уровней воздействия на окружающую среду в 3 - 7 раз.

Второе приоритетное направление связываем с экологией человека - создание экологически безопасной и комфортной обстановки в местах проживания населения, его работы и отдыха. В этом направлении необхо димо разработать региональные экологические программы, ориентирован ные на снижение негативного воздействия нефтехимической отрасли пу тем перевода токсичных отходов в не токсичные и применение их как вторичное сырье.

Третье приоритетное направление - создание эффективного экологиче ского сектора экономики. Этот сектор может включить в себя конкуренто способный бизнес в области общего и специализированного экологического консалтинга. Четвертое приоритетное направление сохранение и защита при родной среды. Другое приоритетное направление связано с повышением эффективности ресурсопотребления. В результате повышения технологиче ской и экологической эффективности нефтехимии и нефтегазопереработки к 2020 году предполагается снижение уровня экологического воздействия в 2 2,5 раза, что позволит выйти на современные показатели сохранения приро ды для развитых европейских стран. При этом уровень экологических издер жек (затрат на снижение вредных выбросов, утилизацию отходов и восста новление природной среды) может возрасти до 1-1,5 процента валового внутреннего продукта в 2020 году.

Литература Федеральный закон «Об охране окружающей среды» (от 10 января 1.

2002 г. N 7-ФЗ).

Федеральный закон «Об отходах производства и потребления» (от 2.

июня 1998 г. N 89-ФЗ.

Постановление Правительства Тюменской области «Обращение с 3.

отходами производства и потребления в Тюменской области» на 2012 2020 годы (областная целевая инвестиционная программа, распоряжение от 26.10.2011 N 1941-рп).

Государственная программа «Энергетическая стратегия России до 4.

2020 года» http://lib.rin.ru/doc/i/170330p.html Егоров А.Н. Эффективные пути утилизации отходов нефтегазопе 5.

рерабатывающей отрасли [Текст] / А.Н. Егоров, В.Д. Шантарин // Изве стия ВУЗов. Нефть и газ – 2012.-.№.1 – С. 95 - 102. (0, 5 п.л.).

Научный руководитель: Шантарин В.Д., д.т.н., профессор.

Техногенное воздействие нефтегазодобывающей промышленности на природную среду Попов Е.С., ТюмГНГУ, г. Тобольск В настоящее время, загрязнение окружающей среды отходами, вы бросами, сточными водами всех видов промышленного производства при обретает глобальный характер, но наиболее значимый вклад в техногенное воздействие на природную среду оказывает нефтегазодобывающая про мышленность. Основным местом локализации которой является Западно Сибирская нефтегазоносная провинция.

По данным независимых экспертов компании IWACO, в Западной Сибири нефтью и нефтепродуктами загрязнено от 700 до 840 тысяч гектар земель. Почва накапливает вредные химические вещества, испытывает на себе воздействие буровых и тампонажных растворов, что приводит к засо лению земель, нарушению функционирования биоты. Земли изымаются из хозяйственного использования, ускоряются процессы эрозии.

При добыче, переработке, хранении, транспортировке нефти и при родного газа наибольший вред окружающей среде причиняется выбросами в атмосферу таких веществ, как оксид углерода, оксиды азота, сернистые соединения, бензол, толуол, метан, и других вредных соединений, которые оказывают токсичное действие на живые организмы, способствуют разви тию глобальных изменений в биосфере.

Загрязнение пресных и минеральных вод отмечается при межпласто вых перетоках. В результате некачественного цементирования скважин многие годы может наблюдаться скрытое загрязнение. Наиболее часто встречаемыми видами химического загрязнения гидросферы нефтепро мыслов являются сульфатные, сульфатно-хлоридные, хлоридные, хлорид но-сульфатные. Такие загрязнение гидрологической среды в нефтедобы вающих районах приводит к нарушению экологического равновесия. Так, из 47 видов ценных промысловых рыб Обского бассейна с начала освоения Западной Сибири (с 1964 г.) в настоящее время сохранился лишь 21 вид.

В результате освоения нефтяных и газовых месторождений образу ется большое количество отходов бурения, к которым относятся буровые сточные воды, отработанный буровой раствор, буровой шлам. Отработан ные буровые растворы на 85-89 % состоят из воды, 10-11 % бентонитовых глинопорошков. Для предупреждения попадания в почву, поверхностные и подземные воды отходов бурения и испытания скважин организуют си стему сбора, накопления и утилизации отходов бурения. Такая система включает обваловку, гидроизоляцию амбаров, устройство трубопроводов для транспортирования отработанных буровых растворов. При невозмож ности строительства амбаров, шлам обезвреживается, утилизируется на месте работ и в контейнерах отвозится в специально отведнные места.

Для того чтобы обезвредить отработанные буровые растворы и шла мы используют следующие методы:

термический - разрушение органики, присутствующей в буровом шламе в барабанной электрической печи. Печь позволяет реализо вать необходимые термические режимы для достижения глубокого обезвреживания шламовых масс с высоким содержанием нефти и нефтепродуктов и других загрязнителей органической природы. Не достатком данного метода является значительный расход электро энергии на проведение обжига шлама;

водный - частичное обезвреживания бурового шлама путем отмывки его от загрязняющей органики горячей технической водой системы оборотного водоснабжения буровой;

отверждение - превращение отходов бурения в инертную консоли дированную массу и связывание в ее структуре загрязняющих ве ществ, что исключает их миграцию за пределы отвержденного бу рового раствора;

химическая нейтрализация с последующим отверждением - разделе ние отработанного бурового раствора на жидкую и твердые фазы с последующей утилизацией жидкой части и нейтрализацией осадка.

Таким образом, обезвреживание отработанного бурового раствора и шлама, оснащение действующих буровых установок емкостными цирку ляционными системами, поддержание на должном уровне технического состояния существующего технологического оборудования, разработка и применение способов рекультивации земель, загрязненных сточными во дами и нефтью, внедрение современных малоотходных технологий, тех нологий глубокой переработки сырья позволят повысить экологичность работ и снизить уровень техногенного воздействия на окружающую среду при нефтегазодобыче.

Литература Булатов А.И., Волощенко Е.Ю., Кусов Г.В., Савенюк О.В. Экология 1.

при строительстве и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Краснодар:Просвещение-Юг, 2010.-225с.

Булатов Г.Е. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промыш 2.

ленности. - М.: Недра, 1989. - 319 с.

Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф. Охрана окружающей среды в нефтегазо 3.

вой промышленности. - М.: Недра, 1986. - 289 с.

Научный руководитель: Беляк Е.Л., к.п.н., доцент.

Новый взгляд на формирования залежей углеводородов в Томской области Ву Тхуи Нган, ТПУ, г. Томск Развивая идеи академика Усова А.М. и профессора Томского поли технического Коровина М.К., о перспективах нефтегазоносности Западной Сибири, на двух конкретных примерах показана сложность геологического строения Томской области. Выявленные особенности геологического стро ения должны учитываться при прогнозировании неокомских палеозойских залежей, как на западе, так и на востоке Томской области. Они позволяют по новому, взглянуть на формирования залежей углеводородов.

Томская область один из важных районов нефтедобычи России. Ос новная масса нефтедобывающих предприятий сконцентрирована в запад ной и южной части Томской области, где открыто большинство месторож дений и которые на данный момент достаточно хорошо изучены. В этих районах области выявленных и подготовленных крупных структур, спо собных контролировать значительные запасы нефти и газа не осталось. По оценкам А.Э. Конторовича [1] в западной части Томской области выявлено только 50-60% начальных потенциальных ресурсов. Вторая половина этих ресурсов вероятнее всего контролируется сложно построенными ловушка ми неантиклинального типа. Львиная доля этих ловушек связана с при брежно-морскими отложениями неокома. В последние десятилетие огром ная армия геологов [2, 3, 4] считает, что эти отложения формировались на фоне регионального западного и северного погружения дна неокомского морского бассейна и создавали клиноформы. Одна из задач, которая стояла перед нами, заключалась в проверке факта регионального наклона дна морского валанжин-готеривского бассейна на запад и север в пределах зе мель Томской области. Была построена целая серия геолого-геофизических разрезов с запада на восток и с севера на юг. Эти разрезы строились с ис пользованием структурных карт по базовым отражающим горизонтам: Ф (зона контакта палеозойских и мезозойских отложений) IIa (подошва баже новской свиты), IV (подошва алымской свиты). На базе этих геолого геофизических разрезов были построены палеотектонические профили на время формирования отложений подошвы баженовской свиты и на время формирования подошвы отложений алымской свиты. На рис. 1 представ лен геолого-геофизический разрез, который идет по профилю от западной до восточной границы Томской области по линии: Столбовая – Северо Вездеходная. На рис. 2 и 3 представлены палеотектонические разрезы по строенные по данным выше приведенного геолого-геофизического разреза.

Анализ представленных материалов убедительно показывает, что практически на всем протяжении истории развития неокома от Столбовой до Северо-Васюганской структуры наклон дна валанжин-готеривского мо ря был преимущественно на восток, а не на запад. В районе от Северо Васюганской площади до Еланской была практически выровненная по верхность шельфа, без бровки, без клиноформной части. Более сложная картина во взаимоотношении отражающих границ наблюдается восточнее Еланской структуры, которые сформировались за счет сложных тектони ческих движений, с которыми надо еще более детально разбираться. За паднее Еланской структуры мы отчетливо видим, что никакого клино формного наклона дна валанжинского моря на запад на данном направле нии не было. В лучшем случае этот наклон был на восток. На рис. 4 пред ставлен геолого-геофизический разрез, который идет по профилю от се верной границы Томской области до юга по линии Круглоозерная Смоленая. На рис. 5, 6 представлены палеотектонические разрезы, постро енные по данным выше приведенного геолого-геофизического разреза.

Анализ представленных материалов убедительно показывает, что практи чески на всем протяжении истории развития неокома от Круглоозерной до Смоляной структуры наклон дна валанжин-готеривского моря был на юг, а не на север. Эти установленные факты свидетельствуют о более сложном строении недр Томской области в момент формирования песчано алевролитовых пластов валанжинского моря. Для прогнозирования линзо видных пластов куломзинской свиты необходимо переходить на зональ ный уровень с учетом конкретной тектонической обстановке, а не регио нального тренда Западной Сибири.

Анализ изменения палеорельефа и рельефа над этими месторожде ниями позволяет прийти к выводу о стадийном пульсационном формиро вании этих месторождений за счет флюидно-динамических потоков несу щих в себе и углеводородную составляющую. Считаем эту структуру вы сокоперспективную для открытия месторождения нефти и газа и рекомен дуем е ввести в поисковое бурение. Учитывая, что она находиться на правобережной части реки Обь эти рекомендации должны привлечь особое внимание руководства области. Практически аналогичная ситуация про слеживается и в районе Лугинецкого месторождения.

В результате проведенных исследований был установлен региональ ный наклон поверхности кровли куломзинской свиты в геологическом времени и существенно менялся и целесообразно на территории области развернуть широкие, системные исследования неокомских отложений.

Можно утверждать, что на землях Томской области нефтяные и газовые месторождения могут быть открыты в неокоме, на востоке области и в па леозое. Среди открытых месторождений могут быть открыты и месторож дения с крупными запасами, что обеспечит дальнейшее развитие нефтега зовой промышленности Томской области.

Литература Пронрамма и концепция развития нефтяной и газовой промышлен 1.

ности в Томской области на 2001 – 2005 гг. и период до 2030 г // под ред.

А.Э.Конторовича, В.М.Кресса. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2001. 86 с.

Наумов А.Л., Онищук Т.М., Биншток Т.Н. Об особенностях форми 2.

рования разреза неокомских отложений Среднего Приобья // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Тюмень, 1977. С. 39 46.

Трушкова Л.Я., Игошкин В.П. Клиноформы как региональные 3.

нефтегазоносные объекты, закономерности размещения и прогноз в них литологических резевуаров // Нефтегазовая геология. Теория и практика:

электр. Научн. Журнал ВНИГРИ. 2008 (3). С. 12 18.

Наумов А.Л. К методике реконструкции рельефа дна Западно 4.

Сибирского раннемелового бассейна // Геология и геофизика. 1977. № 10.

С. 38 47.

Брылина Н.А. Геологическое районирование неокомского клино 5.

формного комплекса на территории Томской области / Перспективы обес печения сырьервыми ресурсами топливно-энергетического комплекса Томской области: Сб. научных трудов СНИИГГиМС. – Новосибирск, 1997.-С. 53 65.

Ростовцев В.Н., Ростовцев В.В., Резник С.Н. Перспективы нефтега 6.

зоносности зоны регионального выклинивания юрско-мелового осадочно породного комплекса Томской области // Вестник ТГУ. – 2003. № 3 (II). – С. 341 – 342.

Научный руководитель: Ростовцев В.Н., доцент.

Использование геохимических данных для реконструкции условий накопления осадочных пород на примере Казанского нефтегазоконденсатного месторождения юго-восточной части Нюрольской впадины Габова К.В., ОАО «ТомскНИПИнефть», ТПУ, г. Томск Поведение редкоземельных элементов при формировании терриген ных отложений привлекает в последнее время самое пристальное внима ние геологов и геохимиков. Эти элементы используются при решении ря да геологических проблем, в частности, для палеореконструкций.

Одним из видов анализа содержаний РЗЭ является метод масс спектрометрии с индуктивносвязанной плазмой (ІСР-MS). Несомненным преимуществом геохимического анализа ІСР-MS является возможность определения индивидуальных изотопов каждого элемента. Это позволяет выполнять исследования изотопных отношений и изотопных разведений.

Объектом исследования были выбраны отложения Казанского нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного в Парабельском районе Томской области. В структурном отношении месторождение при урочено к одноимнному куполовидному поднятию, расположенному в восточной части Нюрольской впадины. В геологическом строении место рождения принимают участие метаморфизованные породы фундамента и терригенные отложения различного состава мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, среди которых наибольший интерес вызывают продуктивные отложения верхней юры.

Из отложений верхней части васюганской свиты были отобраны об разцы и проведено изучение содержаний редкоземельных элементов в глинистой фракции методом ІСР-MS. По результатам выполненного в ОАО «ТомскНИПИнефть» литолого-фациального анализа керна, исследу емые отложения принадлежат к лагунным фациям побережья барьерного типа и к субаэральным фациям приливно-отливной полосы побережья – фациям ватта, марша, поймы.

В результате анализа ІСР-MS были оценены содержания редкозе мельных элементов в глинистой фракции пород. Особенностью РЗЭ явля ется то, что элементы с четными номерами более стабильны, чем нечет ные, поэтому встречаются в природных объектах в более высоких концен трациях. Вследствие этого кривая распределения элементов (т.н. геохими ческий спектр породы) имеет зигзагообразный вид. Поэтому при построе нии графиков распределения РЗЭ использовалась процедура нормализации к стандарту. В качестве стандарта использовалось генеральная проба глин Русской платформы (RPSC).

Для сглаживания резкого различия концентраций использовался ло гарифмический масштаб, при котором на одной из осей графика отклады ваются не абсолютные значения концентраций, а их десятичные логариф мы. Таким образом на одной из осей графика показываются все РЗЭ, а по другой оси – не абсолютные концентрации элементов, а отношения кон центраций элементов в исследуемом образце к концентрациям в стандарте, которые и называются нормализованными значениями.

В результате проведенных испытаний установлено, что в среднем распределение РЗЭ в отложениях прибрежно-морского генезиса примерно одинаковое или варьирует в малых пределах (рис.1).

2. ватт 2.0 лагуна марш концентрация РЗЭ 1.5 пойма RPSC 1. 0. 0. -0. -1. La Ce Pr Nd Sm Eu Gd Tb Dy Ho Er Tm Yb Lu Рис. 1. График распределения редкоземельных элементов в прибрежно-морских отложениях юго-восточной части Нюрольской впадины, нормированных по RPSC Анализ диаграммы позволяет увидеть практически одинаковое распределение аномалий РЗЭ, как положительных, так и отрицательных, в пределах каждой фации. Как известно, в прибрежно-морских обстановках осадконакопления содержание La, Ce, Nd возрастает, тогда как содержание Sm, Eu, Gd, Tb, Dy, Er, Yb, и Lu понижается, что подтверждает сходимость литохимических реконструкций с фациальным анализом [1].

Проведнный анализ подтвердил закономерность изменения содер жания РЗЭ между различными обстановками в прибрежно-морской полосе и показал зависимость роста одних РЗЭ и сокращения других по мере уда ленности от побережья. Также возможно проследить закономерность из менения содержания РЗЭ прибрежно-морских фаций по отношению к нормализованным значениям, а именно: положительное содержание La, Ce и Nd в лагунных обстановках выше, чем в пойменных, также как и отрица тельное содержание остальных лантаноидов. Можно отметить, что содер жание РЗЭ изменяется с удалением от береговой линии в ряду фаций пой ма – марш – ватт – лагуна.

Кроме принадлежности осадка к той или иной обстановке седимен тации по данным, полученным в результате геохимического анализа, мож но судить о палеогеографических условиях накопления осадочных образо ваний. Общим геохимическим показателем таких условий часто рассмат ривается цериевая аномалия. Известно, что основная масса РЗЭ поставля ется в конечные водоемы стока реками в виде взвеси. В центральных райо нах крупных морских и океанических бассейнов Се подвергается окисле нию и переходит в растворимую форму, что ведет к появлению в морской воде отрицательной цериевой аномалии. Так отношение Ce/Ce* в исследу емых скважинах равное 1.605 указывает на окраинно-континентальную обстановку седиментации (Murray et al., 1990, 1991). По материалам иссле дований Ю.А. Балашова и А.Б. Ронова с соавторами, одним из геохимиче ских индикаторов климата является отношение Ce/Y. Как известно, в аридных обстановках дифференциация редкоземельных элементов отсут ствует, тогда как в процессе гумидного седиментогенеза наблюдается зна чительная дифференциация содержаний и состава РЗЭ. По исследуемым отложениям показатель Ce/Y равен 3.91, что характерно для прибрежно морских глин гумидного климата. Использование отношения Sr/Ba как ин дикатора палеосолености основано на следующих соображениях. Извест но, что при интенсивном химическом выветривании Ba и Sr мигрируют до попадания в морские водоемы совместно. В прибрежных водах Ba быстро связывается с SO42- и выпадает в осадок. Sr не осаждается в прибрежной части бассейна и мигрирует в более удаленные части бассейна. Его оса ждение начинается лишь в лагунных обстановках. Следовательно, по соот ношению Sr/Ba в осадках одного возраста можно проследить переход от пресноводных отложений к морским. В первых величина отношения Sr/Ba составляет менее 1, во вторых – более 1. На исследуемой площади в лагун ных обстановках величина отношения Sr/Ba 1, в то время как в прибреж ной части этот показатель равен 0.76-0.88. Европиевая аномалия (или от ношение Eu/Eu*) является показателем состава размывавшихся на па леоводосборах комплексов пород. Для исследуемых образцов отношение Eu/Eu* колеблется от 0.104 до 0.279. При величине отношения Eu/Eu* в глинистых породах 0.90 можно предполагать, что породы в источниках сноса претерпели определенную внутрикоровую трансформацию, то есть в той или иной мере подверглись процессам частичного плавления в конти нентальной коре [2].

Таким образом, литохимические модули по редкоземельным элемен там могут быть использованы для подтверждения выделенных обстановок осадконакопления.

Литература Юдович Я. Э., Кетрис М. П. Геохимические индикаторы литогенеза 1.

(литологическая геохимия). – Сыктывкар: Геопринт, 2011. – 742 с.

Маслов А.В. Осадочные породы: методы изучения и интерпретации 2.

полученных данных. Учебное пособие. – Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2005. – 289 с.

Научные руководители: к.г.-м.н. Чернова О.С., к.г.-м.н. Кравченко Г.Г.

Перспектива добычи аквамаринных газогидратов на шельфе и континентальном склоне мирового океана Давыдова А.Е., ТПУ, г. Томск Одной из основных проблем современной энергетики является неиз бежное сокращение в средне- и долгосрочной перспективе запасов основ ных традиционных ее источников получения (в первую очередь нефти и газа). При этом продуктивность разрабатываемых месторождений углево дородов неуклонно снижается, новые крупные месторождения открывают ся все реже, а использование угля наносит существенный ущерб окружа ющей среде. Поэтому и приходится разрабатывать труднодоступные зале жи нефти и газа в суровых природно-климатических условиях, на больших глубинах и, кроме того, обращаться к не конвенциональным углеводоро дам (нефтяные пески и горючие сланцы). Все это, значительно увеличивая стоимость получаемой энергии, так и не решает окончательно существу ющую проблему.

В связи с имеющейся ограниченностью и невосполнимостью тради ционных ресурсов природного (горючего) газа, а также с растущим в XXI в. спросом на этот энергоноситель, человечество вынуждено обратить внимание на его значительные ресурсы, заключенные в нетрадиционных источниках, и прежде всего природных газовых гидратах. Согласно совре менным геологическим данным, в донных осадках морей и океанов в виде твердых газогидратных отложений находятся огромные запасы углеводо родного газа. Так, потенциальные запасы метана в газогидратах оценива ются величиной 2x1016 м3.

К настоящему времени установлено, что около 98% залежей газо гидратов являются аквамаринными и сосредоточены на шельфе и конти нентальном склоне Мирового океана у побережий Америки, Азии, Норве гии, Японии, а также в Каспийском и Черном морях, на глубинах воды бо лее 200 – 700 м, и только всего 2% – в приполярных частях материков. Се годня установлено свыше 220 залежей газогидратов [1].

Газовые гидраты – соединения включения, в которых молекулы газа заключены в кристаллические ячейки, состоящие из молекул воды, удер живаемых водородной связью. Для образования гидрата необходимыми условиями являются: наличие газа, воды, определенное давление и темпе ратура одновременно. Химические связи между молекулами отсутствуют.

Молекулы воды объединены водородной связью, легко распадающейся при понижении давления или повышении температуры. Гидраты могут стабильно существовать в широком диапазоне давлений и температур. Не которые свойства гидратов уникальны. Например, один объем воды при переходе в гидратное состояние связывает 207 объемов метана. При этом ее удельный объем возрастает на 26% (при замерзании воды ее удельный объем возрастает на 9%). 1 м3 гидрата метана при Р=26 атм и Т=0 °С со держит 164 объема газа. При этом на долю газа приходится 0,2 м3, на воду 0,8 м3. Удельный объем метана в гидрате соответствует давлению порядка 1400 атм. Разложение гидрата в замкнутом объеме сопровождается значи тельным повышением давления.

Извлекаемые запасы гидратированного газа зависят от множества факторов, наиболее важными из которых можно назвать: глубина и размер зоны образования гидратов;

удельное содержание гидрата в разрезе пород;

толщина продуктивных пластов;

размер и степень переохлаждения залежи;

суммарные запасы газа в залежи;

эффективность применяемой технологии разработки. При глубинах воды от 0,7 до 2,5 км, что характерно для усло вий Черного моря, освоение ГГЗ в большинстве случаев может быть эф фективным при гидратонасыщености свыше 30–50%. Это вопрос, требую щий индивидуального решения для каждого региона, для каждой страны.

Следует подчеркнуть, что далеко не на всей площади Мирового океана мо гут существовать газогидратные залежи, пригодные для коммерческого освоения. Только 9–12 % поверхности Мирового океана являются перспек тивными для выявления коммерчески эффективных залежей газогидра та[2].

Гидраты обладают высокими электросопротивлением и акустиче ской проводимостью, что позволило создать эффективные средства их по исков и разведки. Они практически непроницаемы для воды и газа, что способствовало сохранности углеводородов в недрах земли во времени.

Образование газогидратов происходит с выделением, а разложение с по глощением тепла. Установлено, что газогидраты обладают высоким элек тросопротивлением и высокой акустической проводимостью кернов. Эти свойства гидрата позволили создать геофизические методы выявления и разведки гидратированных пластов и определения удельной концентрации гидрата в породе. Гидратонасыщенность пород в зоне гидратообразования изменяется в широком пределе от 0 до 100%. Наиболее широко известные данные соответствуют величине 30–70%.


Объем газа в гидратном состоянии определяется выражением:

(1) где – объем гидрата, m3;

-плотность гидрата, g/cm3;

– молекуляр ная масса гидрата, g. Газ в газогидратной залежи может находиться в сво бодном, связанном, гидратированном и растворенном состоянии. Суммар ные запасы газа в ГГЗ,, m3, определяются:

(2) где QG – объем газа в свободном состоянии, m3;

QH – объем газа в гид ратном состояни, m3;

Qj – объем газа в растворенном состоянии, m3.

, ( )- (3) где V – объем залежи, m3;

m – пористость вмещающих пород;

P – пласто вое давление, MПa;

T – пластовая температура, K;

T0, P0 – нормальная температура и атмосферное давление;

z – коэффициент сжимаемости сво бодного газа в залежи;

SW – суммарное содержание поровой воды в зале жи;

Vh – удельный объем воды в гидратном состоянии, m3/m3, для метана Vh=1,26;

Sh –часть поровой воды, перешедшей в залежи в гидратное со стояние. Величина Sh всегда меньше 1 и определяется выражением:

( )( ) (4) Объем газа в гидратном состоянии в залежи определяется выражени ем:

(5) где – коэффициент реагирования, равный количеству объемов газа (при нормальных условиях), содержащихся в одном объеме воды при их пере ходе в гидратное состояние.. (6) Объем газа, растворенного в воде:

( ) (7) где – растворимость газа в воде, контактирующей с гидратом в зале жи,m3/m3[3].

Таким образом, необходимо подчеркнуть важность научной новизны исследований аквамаринных залежей газогидратов, представляющих собой перспективное направление развития энергетической отрасли. В настоящее время газогидраты представляют интерес как альтернативная замена суще ствующих энергетических ресурсов.

Литература Димитров Л. Оценка пространственного распределения и запасов га 1.

зогидратов в Черном море // Геология и геофизика, 2002.

Макогон Ю.Ф. – 2010. Газогидраты. История изучения и перспекти 2.

вы освоения. // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. – №2(20). – Киев. – С..5– Воробьев А. Е., Молдабаева Г. Ж., Чекушина Е. В. – 2011. Совре 3.

менная оценка мировых запасов аквальных залежей газогидратов. – №4. – Москва. – С..8– Научный руководитель: Крец В.Г., к.т.н., доцент.

Построение фациальной модели как основы геологической модели многопластового месторождения Ларина Е.П., Попов В.Л., Бобров А.В., ОАО «ТомскНИПИнефть», г. Томск Мировая практика последних лет показала, что для достоверной оценки УВ базы и повышения качества проектирования разработки необ ходимо внедрение технологии геолого-гидродинамического моделирова ния месторождений. Для повышения качества выходной информации при создании ГМ желательно в качестве основы использовать седиментологи ческую модель района работ.

Авторами была построена геологическая модель многопластового месторождения, включающая в себя меловые и юрские пласты (группы А, Б и Ю: всего 38 стратиграфических горизонтов) с целью подсчета запасов и мониторинга разработки [1]. Основой для построения геологической мо дели послужили результаты седиментологического фациального анализа меловых и юрских отложений в районе исследования.

Литолого-фациальный анализ пластов рассматриваемого месторож дения проводился с учетом бурения новых скважин, новых данных по кер ну, а также наработок предшественников – Даненберга Е.Е., Белозерова В.Б., Брылиной Н.А. и других [2]. По тем пластам, где наблюдалась не хватка кернового материала, для выделения песчаных тел, установления их фациальной принадлежности и пространственного положения была при менена методика В.С. Муромцева [3]. В итоге были построены литолого фациальные карты для всех пластов. Для уточнения границ развития выде ленных фациальных зон, а также выявления новых, неподтвержденных то чечными керновыми данными, зон использован сейсмофациальный анализ, который выполнен по результатам интерпретации сейсморазведочных данных 3Д. С помощью классификатора формы сейсмической записи вы полнено районирование площади работ по форме сейсмической записи.

Сейсмофациальный анализ, проводимый по форме сейсмических трасс, является инструментом для выявления распространения тех или иных гео логических ситуаций, находящих отражение в волновом поле. В результате проведенного сейсмофациального анализа получено четыре зоны сейсмофации, отличных по форме записи сейсмических волн. Определен ный интерес представляет сейсмофация 1, которая на временном разрезе характеризуется объединением 2 положительных фаз во временном интер вале пласта Ю1. Литолого-фациальные карты были сопоставлены с карта ми сейсмофаций по пластам, и границы фаций на литолого-фациальных картах были уточнены (рис. 1).

а) б) Рис. 1. Фациальные карты: а) литолого-фациальная карта пласта Ю13+4, б) карта сейсмофаций горизонта Ю Одной из отличительных особенностей геологической модели ме сторождения было построение трехмерной стохастической фациальной модели на основе полученных литолого-фациальных карт. Первоначально все выделенные фации были разделены на две условные группы: песчани стые фации (русел, распределительных каналов), и глинистые фации (пой мы, лагун и другие). Такое разделение имело целью перейти от сложной многокомпонентной модели к более простой для моделирования двухком понентной. Далее на основе карт распространения фаций были определены зоны распространения песчанистых фаций. Согласно исследованиям со временных отложений соотношение ширины таких поясов к их толщине составляет около 1:30 [4]. Такое соотношение соблюдалось и при создании зон распространения песчаных фаций. Далее на основе полученных карт предполагаемого распространения фаций были получены вероятностные тренды появления песчаных фаций, где вероятность появления песчани стой фации за пределами пояса принималась равной нулю, вероятность по явления песчанистой фации внутри русла принималась равной единице, а в поясе вероятность принимала промежуточные значения (рис. 2).

а) б) в) Рис. 2. Исходная карта распространения фаций (а), с нанесенным поясом распространения песчаных фаций (б) и итоговый вероятностный тренд распространения песчаных фаций (в). Пласт группы А.

Следующим этапом было собственно построение трехмерной фаци альной модели. Для этого использовался алгоритм последовательного ин дикаторного моделирования. Исходные данные для моделирования задава лись: дискретные каротажи фаций по скважинам, полученные по данным ГИС и керну, и синтетические вероятностные тренды фаций, полученные после обработки карт распространения фаций. В результате была получена вероятностная трехмерная фациальная седиментологическая модель (рис.

3), которая в дальнейшем использовалась для построения геологической модели.

Рис. 3. Трехмерная стохастическая фациальная модель многопластового месторождения Преимущество данного методического подхода перед использован ным ранее при оценке НГЗ заключается в возможности построения множе ства равновероятных реализаций, которые позволяют оценить неопреде ленность распространения геологических тел в малоразбуренных зонах, для дальнейшей разведки месторождения.

Одновременно с построением ГМ заказчиком была пробурена поис ковая скважина в зоне, которая по модели также является перспективной.

В результате была открыта новая залежь нефти, подтвердившая обосно ванность научных изысканий авторов.

Литература Методические указания по созданию постоянно действующих геоло 1.

го-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (часть 1. Геологические модели). – М., ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. – 164 с.

Даненберг Е.Е., Белозеров В.Б., Брылина Н.А. Геологическое строе 2.

ние и нефтегазоносность верхнеюрско-нижнемеловых отложений юго востока Западно-Сибирской плиты (Томская область). Томск: изд-во ТПУ, 2006. – 291 с.

Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – лито 3.

логических ловушек нефти и газа. – Л.: Недра, 1984. – 260 с. (М-во геоло гии СССР Всесоюз. нефт. науч.-исслед. геол. развед. ин-т) 4. Miall A.D. Architectural-Element Analysis: A New Method of Facies An alisys Applied to Fluvial Deposits: Earth-Sci. Rev. 22, 1985 – pp. 261- Научный руководитель: Горкальцев А.А., к.г.-м.н.

Обработка данных многоволновой сейсморазведки Гуляев Д.В., ТюмГНГУ, г. Тюмень Под многоволновой сейсморазведкой принято понимать комплекси рование на одном и том же профиле наблюдений продольных, поперечных и обменных волн. Обработку данных горизонтальных компонент (X и Y) выполняют после этапа обработки данных продольных волн (Z компоненты). Если одним из результатов работ многокомпонентных наблюдений не является выявление и анализ азимутально-анизотропных свойств изучаемого геологического разреза, то обработка выполняется по данным радиальной (X) компоненты. Поперечная (Y) компонента исполь зуется для контроля.

Обработка данных обменных волн в части, касающейся ослабления помех различного рода, расчету и вводу динамических поправок за по верхностные условия, выбора и применения процедур в спектральной об ласти, в основном, аналогична обработке данных продольных волн. Ос новные отличия заключаются в том, что длина волны, и, соответственно, диапазон частот для обменных волн ниже, чем для продольных волн. Кро ме того, и это является существенным фактором – годографы обменных волн негиперболичны из-за разности в скоростях.

В упрощенном виде, обменная волна образуется при падении на гео логическую границу продольной волны P со скоростью Vp, которая гене рирует восходящую волну S со скоростью Vs. В совокупности, на поверх ности регистрируется обменная (PS) волна. Даже в случае идеальной изо тропной среды и плоскопараллельных отражающих границах (границах обмена), лучевая схема ассиметрична, относительно плоскости симметрии, принимаемой для монотипных волн. Таким образом, физические основы распространения обменных (PS) волн определяют несколько принципи альных практических условий их обработки: обработка данных обменных волн, касающаяся коррекции статических поправок и анализа скоростей ведется по разным ветвям годографа;

все данные делятся на две части от носительно позиции пункта возбуждения (прямая – обратная ветви), и об рабатываются независимо.

Для остальных разделов графа обработки, не связанных с кинемати ческими особенностями обменных волн, приемлемы подходы, применяе мые к данным продольных волн.

Подавление помех при обработке обменных волн выполняется в два этапа. На первом этапе осуществляется подавление нерегулярных, высоко частотных помех при помощи частотно-разделенного шумоподавления.

Ослабление линейных помех выполняется по алгоритму наименьших квадратов.

После ослабления помех выполняется поверхностно-согласованная деконволюция сжатия. Затем формируется общий набор сейсмических данных для последующего расчета статических и кинематических попра вок. Для этого выполняется фильтрация записи в ограниченном диапазоне частот, более узком, чем для продольных волн и динамическая регулиров ка сейсмических трасс.

Формирование исходных таблиц статических поправок отличается от аналогичных действий при обработке продольных волн. Исходя из спе цифики обменных волн (падающая – продольная, восходящая – попереч ная), априорными статическими поправками за ПВ принимаются суммар ные поправки за ПВ (априорные и корректирующие поправки после обра ботки продольных волн) без поправочного коэффициента, а априорными поправками за пункт приема – априорные и корректирующие поправки по сле обработки продольных волн, умноженные на повышающий коэффици ент. Физическая сущность этого коэффициента – соотношение между ско ростями продольных и поперечных волн в верхней части разреза. Этот ко эффициент эмпирический, по причине отсутствия информации о скоростях поперечных волн в ВЧР, и подбирается путем сканирования. Критерием выбора коэффициента является оптимальность суммирования данных об менных волн.

Далее выполняется итеративный процесс коррекции статических по правок и анализа скоростей, аналогичный обработке по продольным вол нам. Важным отличием этого процесса является то, что до определенного этапа коррекция ведется раздельно по прямым и обратным ветвям годо графа. Соответственно, формирование таблиц корректирующих статиче ских поправок и скоростей, а так же их применение, выполняется отдельно для разных веток. Объединение данных для контрольного суммирования осуществляется после ввода кинематических и статических поправок в со ответствующие наборы.

Коррекция остаточных статических поправок выполняется с помо щью программы автоматической коррекции статических и кинематических поправок – PACS2D, в различных вариантах. Анализ скоростей суммиро вания происходит по вертикальным спектрам скоростей, отдельно для раз ных ветвей годографа.

Окончательная коррекция статических поправок и анализ скоростей перед обработкой с ВСА выполняется по объединенным данным. Следует отметить, что размерность корректирующих статических поправок для данных обменных волн очень высока, и в разы превышает аналогичные поправки для данных продольных волн, что сильно затрудняет, наряду с негиперболичностью годографа, применение процедур автоматического расчета статических поправок. В результате типовой обработки данных обменных волн были получены таблицы корректирующих статических по правок и скорости, позволяющие продолжить обработку данных обменных волн на этапе с ВСА.

Далее, после окончания этапа типовой обработки, получения окон чательных статических поправок и скоростей суммирования, выполняется этап обработки с восстановленным соотношением амплитуд. Этот этап от личается от соответствующего этапа обработки продольных волн только наличием процедур, компенсирующих негиперболичность годографа об щей точки обмена (ОТО). Формирование сейсмограмм ОТО на этапе типо вой обработки не предполагает учета параметра гамма, переменного по времени, а без учета этого переменного параметра невозможно оптималь ное суммирование во всем интервале времен. Графом обработки обменных волн с ВСА предусмотрен учет параметра на финальной стадии.

Граф обработки с ВСА подобен графу обработки продольных волн.

Отличие состоит лишь в том, что подавление регулярных помех выполня ется раздельно для прямой и обратной ветвей годографа. Ослабление мно гократных волн-помех выполнялось, как и в случае продольных волн, по алгоритму преобразования Радона. Различие в параметрах обусловлено тем, что на сейсмограммах обменных волн присутствуют, в большом ко личестве, отраженные продольные волны. При вводе кинематических по правок обменных волн, годографы отраженных волн значительным обра зом переспрямлены.

Как уже было отмечено выше, годограф обменной волны негипербо личен, и соответственно поправка за нормальное приращение, справедли вая для данных продольных волн в средах с плоскопараллельными отра жающими границами не совсем подходит для суммирования данных об менных волн.

После объединения данных в единую сейсмограмму ОТО, наблюда ется некоторая «шероховатость» между трассами, обусловленная раздель ной обработкой по разным веткам годографа на протяжении большей ча сти обработки обменных волн. Для е устранения, по сейсмограммам ОТО выполняют фазовую коррекцию, которая оптимизирует трассы внутри сей смограмм.

На завершающем этапе обработки, полученные сейсмограммы сум мируются с сохранением соотношения амплитуд. Для учта сейсмического сноса применяют процедуру двумерной миграции во временной области.

По окончательным мигрированным разрезам делают ослабление случайно го шума в частотно-пространственной области.

Литература Пузырев Н.Н., Тригубов А.В. Бродов Л.Ю. и др. Сейсмическая раз 1.

ведка методом поперечных и обменных волн. М.: Недра, 1985. – 277 с.

Научный руководитель: Корнев В.А., д.г.-м.н., профессор.

Влияние тонкослоистости на образование микроловушек нефти Акиньшин А.В., ТюмГНГУ, г. Тюмень На современном этапе поисковые и разведочные работы довольно часто выполняются на объектах со сложнопостроенными коллекторами.

Характерным примером являются викуловские отложения место рождений Красноленинского свода. Сложность строения коллекторов, в условиях данных отложений, связана с текстурной неоднородностью, обу словленной литолого-фациальными условиями седиментации.

Она заключается в тонкослоистом распределении глинистых просло ев и включений, размером от десятых долей мм до 20-25 см. Е наличие приводит к ухудшению корреляции фильтрационно-емкостных и петрофи зических параметров, которая, как правило, составляет основу геологиче ской интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС).

Тонкослоистость оказывает влияние на показания методов ГИС, ко торое состоит в снижении амплитуды регистрируемого параметра. Вслед ствие этого возможны ошибки в определении литологической принадлеж ности пород и оценке их коллекторских свойств. Текстурные неоднород ности достаточно большого размера (20 - 25 см) могут выделяться на диа граммах методов ГИС в качестве пропластков ограниченной мощности.

Такие эффекты можно спутать с флуктуациями поля. Уверенно тонкослои стость выделяется только по результатам исследования керна или реги стрируется с помощью специальных методов ГИС – микросканеров.

Текстурная неоднородность пород проявляется в процессе разработ ки продуктивного горизонта образованием микроловушек нефти и как следствие снижением коэффициента извлечения нефти (КИН) в сравнении с рассчитанным.

На рис. 1 приведена геолого-геофизическая характеристика по сква жине вскрывшей викуловские отложение Красноленинского свода. Мы ви дим, что в водонасыщенном коллекторе на керне видны два нефтенасы щенных пропластка.

Масштабы данной неоднородности сопоставимы с масштабом слои стости. Однако распределение неоднородности насыщения не связано с распределением слоистой глинистости, а подчиняется определенной зако номерности.

Для выявления закономерности распределения неоднородности флюидонасыщения были сформированы массивы определений ФЕС об разцов керна имеющих признаки нефтенасыщения и образцов керна не имеющих таковых признаков, но расположенных в непосредственной бли зости от первых.

Рис 1. Неоднородность насыщения викуловских отложений Красноленинского свода Из сопоставления пористости и проницаемости (рис. 2а), керна насыщенного нефтью или водой видно, что граничным значением для раз деления образцов является величина проницаемости 30 мД.

Предположение о том, что данная неоднородность вызвана «про мывкой» пустотного пространства керна при бурении и извлечении на по верхность безосновательна, т.к. в такой ситуации в первую очередь нефть была бы вытеснена из высокопроницаемых пропластков, которые являют ся насыщенными.

О слабой изученности и неучитываемости неоднородности насыще ния коллекторов углеводородами говорит М.Л.Сургучев [1].

(а) (б) Рис. 2. Сопоставление коэффициента проницаемости и коэффициента пористости (а) и коэффициента проницаемости и коэффициента остаточной водонасыщенности (б) для образцов керна различных по насыщенности Выводы Явление неоднородности насыщения оказывает влияние на прогно зирование характера насыщения по ГИС. Оно заключается в усложнении решения данной задачи.

Неоднородность насыщения не оказывает влияние на показания ме тодов ГИС, зависящих от пористости, но оказывает на показания методов электрического каротажа.

Определение интервалов, имеющих неоднородность насыщения, за трудняет малый масштаб неоднородности и низкая разрешающая способ ность электрических методов ГИС.

Литература Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические 1.

микропроцессы в нефтегазоносных пластах. - М.:Недра, 1984. - 215с.

Научный руководитель: Ефимов В.А., к.г.-м.н., доцент, Корнев В.А., д.г.-м.н., профессор.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 10 |
 

Похожие работы:





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.