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:     | 1 |   ...   | 36 | 37 || 39 | 40 |   ...   | 45 |

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ...»

-- [ Страница 38 ] --

Необходимость получения дополнительных согласований на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры осложняет и, как следствие, удлиняет процедуру оформления этих документов, необходимых при предоставлении лесных участков. Если для территории Ямало-Ненецкого автономного округа процесс подготовки и согласования документации, необходимой для предоставления лесного участка в аренду, включая получение договора аренды, занимает в среднем 1,5-3 месяца, то необходимость получения дополнительных согласований удлиняет данную процедуру для аналогичных участков в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре до полугода. Для рационального использования земель лесного фонда необходимо разработать единые методические рекомендации, определяющие перечень документов, необходимых для предоставления лесных участков в аренду.

Литература Земельный кодекс Российской Федерации. – М.: ООО «ВИТРЭМ», 2001. – 99 с.

1.

Лесной кодекс Российской Федерации.. // www.consultant.ru.

2.

О государственном кадастре недвижимости : федер. закон от 24 июля 2007 г. №221// www.consultant.ru.

3.

682 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР АНАЛИЗ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЗЕМЛИ В САМОУПРАВЛЕНИЯХ ЛАТВИИ К.Р. Шелеговска Научный руководитель профессор. В.З. Баумане Латвийский сельскохозяйственный университет, г. Елгава, Латвия Самым важным ресурсом, на котором мы живем и за счет которого мы живем, является земля. Это основное средство производства в сельском хозяйстве, результат воздействия климата, флоры и фауны, рельефа и деятельности человека [1]. Для сохранения земли, ее эффективного использования, нужно знать, как ее правильно обрабатывать и использовать землю как производственного продукта.

Наиболее эффективно использовать земли как объекты недвижимости, которые рационально организованы, юридически и финансово реализованы, в результате чего они обладают максимальной стоимостью. Определение лучшего вида землепользования широко используется для определения рыночной стоимости недвижимости. «Закон о cельском хозяйстве и о развитие сельской местности» предусматривает, что изменение категории земли сельскохозяйственного использования осуществляется в соответствии с указанным в нормативных актах порядком [2]. Целью закона о землеустройстве является способствование организации недвижимости, а также устойчивому использованию земельных ресурсов, определение видов работ по землеустройству, порядку их осуществления, обязанности и правовые возможности лиц, которые участвует в этих процессах. Вид землепользования - это характеристика использования земли в соответствии с почвенно растительным покровом, с природными свойствами и с уровнем хозяйственного использования, которые соответствует классификатору видов пользования землями [3].

Общий анализ территории был проведен в 110 самоуправлениях Латвии. Анализ показал, что на год по отношению к 2005 году, общая площадь самоуправлений уменьшилась на 0,07%, а на 2012 год по отношению к 2008 году, общая площадь самоуправлений сократилась уже на 0,09% (Табл.1). Основной причиной этого является увеличение площади городов.

Таблица Общие площади самоуправлений (2005., 2008. и 2012. год) Изменение Изменение Изменение Изменение Площадь Площадь Площадь площади на площади на площади на площади на 2005,га 2008, га 2012, га 2008, га 2008, га 2008, % 2008, % 6 337 390.50 6 333 009.50 -4 381.00 -0.07 6 327 606.80 -5 402.70 -0. Анализ использования земли показал, что в 2012 году наибольшие территории занимали земли леса (46% от общей площади самоуправлений). Земли сельскохозяйственного назначения составляли 37%, земли кустарников - 3%. Сокращались только площади сельскохозяйственных земель - с 2005 года по 2012 год - на 2%.

За тот же срок на 1% выросли площади кустарников (Табл. 2).

Таблица Основная доля площади земель сельскохозяйственного пользования, лесов и кустарников в территориях самоуправлений (2005, 2012 год), % Показатель 2005. году 2012. году Изменение площади Основная доля площади земель 39 37 - сельскохозяйственного пользования Основная доля площади земель леса 46 46 Основная доля площади земель 2 3 + кустарников Анализ изменений площадей видов землепользования показал, что в последние годы практически во всех видах землепользования площади выросли, за исключением пахотных земель, где они сократились на 862,80 га. Совершенствование системы мониторинга государственной земельной службы привело к коррективам в определении видов землепользования, которые необходимо учитывать в дальнейших анализах.

Необработанная площадь сельскохозяйственной земли на 2012 год составляет 368 800,92 га.

Постепенно зарастая сорняками и кустарником, она ведет к деградации качества земли и сельского ландшафта, что будет негативно влиять на развитие туризма, а также на объемы дополнительных доходов от хозяйственной деятельности.

Мелиорированная земля сельскохозяйственного значения занимает всего 1429 684,79 га. Они являются потенциально лучшими территориями для производства сельскохозяйственной продукции (Табл.3). Среди главных причин образования водно-болотных угодий отметим высокое количество осадков в последние годы, рост площадей неиспользованной земли и плохой уход за дренажными системами, в результате чего они не обеспечивают отвод избыточной влаги. Растет стоимость операций по уходу за сельскохозяйственными землями.

Агроклиматические условия, особенно природное и культивированное качество угодий, и, следовательно, условия производства различных культур отличается в разных районах страны. Это существенно влияет на выбор специализации хозяйств, размеры хозяйственных структур, и, следовательно, на традиционное развитие эффективности производства сельскохозяйственной продукции.

СЕКЦИЯ 9. ЗЕМЛЕУСТРОЙСТВО: НАУКА И ПРАКТИКА Для анализа качества землепользования и анализа территориальных различий земельных ресурсов была создана база данных уровнях самоуправлений Латвии. Информация содержала данные отчетов, мониторинга землепользования, показателей качества природных и сельскохозяйственных угодий и т.п. В анализе были использованы 13 индикаторов, которые сгруппировали в 4 группы факторов, характеризовавших ситуацию на каждой территории самоуправлении. Факторная нагрузка указывает на долю влияния каждого фактора. Чем ближе этот показатель к единице, тем выше доля влияния фактора. Факторную нагрузку оценивали с помощью компьютерной программы SPSS [4].

Первый фактор характеризуется шестью показателями. В нем - ресурсы сельскохозяйственной земли.

Самая высокая факторная нагрузка принадлежит показателю сельскохозяйственной цели использования земли пахотных земель (0,943), показателю площади вида сельскохозяйственного пользования (0,940), а также показателю оценки земли в баллах (0,932). Минимальное влияние обнаружил показатель «кадастровая стоимость земли сельскохозяйственного пользования» (0,150).

Второй фактор - качество использования земли сельскохозяйственного пользования. Наибольшее влияние проявила «необработанная земля сельскохозяйственного пользования» (факторная нагрузка 0,799), а самая низкая – «заросшие земли сельскохозяйственного пользования» (0,446).

Третий фактор – значение использования земель сельскохозяйственного пользования в сельской экономике. Все результаты по влиянию близки, но все-таки максимальная факторная нагрузка принадлежит показателю «площадь земли сельскохозяйственного пользования» – 0,954, минимальная – фактору «площадь лесов и кустарников» (0,761).

Четвертый фактор - потенциал ресурсов земли для отрасли сельского и лесного хозяйства. Наиболее влияющий показатель сельскохозяйственной цели использования – «земли пахотных земель» с факторной нагрузкой 0,919, а затем следует «мелиорированная площадь земли сельскохозяйственного пользования» (0,847).

Минимальное влияние этого фактора дает показатель «площадь кустарников» с факторной нагрузкой 0,710.

По данным анализа факторной нагрузки можно сделать вывод, что наибольшее влияние принадлежит третьему фактору (значение использования земель сельскохозяйственного назначения в сельской экономике) с факторной нагрузкой 0,857, а наименьшее - второму фактору (качество использования земли сельскохозяйственного пользования) с факторной нагрузкой 0,624. Это позволило сделать выводы о том, что большинство самоуправлений находится в группе 20-50 баллов по оценке земли в баллах, в большинстве самоуправлений - низкая кадастровая стоимость земель сельскохозяйственного пользования (62% самоуправлениях это составляет от 100 - 300 Ls / га), но относительно низкий уровень безработицы (в самоуправлениях - до 15%). Число населения небольшое (69% от самоуправлений имеет население до 10.000).

Проведение факторного анализа с помощью четырех факторов показало, что наибольшее влияние оказывает фактор «значение использования земель сельскохозяйственного пользования в сельской экономике»

Из этого следует, что выполняя работы, связанные с землепользованием, важно учитывать их экономическую сторону для получения максимума прибыли и потребления минимума ресурсов.

Литература Boruks A. Dabas apstki un to ietekme uz agrovidi Latvij. – Rga,2004. – 290 lpp.

1.

Закон о сельскомхозяйстве и развитие села: закон ЛР 2004.

2.

Закон о землеустройстве: Закон ЛР 2006.

3.

Saaty T. Decision making for leaders : the analytic hierarhy process for decisions in a complex world., 2008. – p. 602.

4.

ЗЕМЛЕУСТРОЙСТВО ЗАГРЯЗНЕННЫХ ТЕРРИТОРИЙ В.П. Шереметьева, Т.В. Летягина Научный руководитель профессор О. А. Пасько Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия В современном обществе одной из самых злободневных проблем является ухудшение качества окружающей среды в результате неэффективного, экологически опасного и слабо организованного обращения с отходами. Высокий уровень технологических разработок, огромные материальные инвестиции не приводят к существенным изменениям ситуации, поэтому складирование отходов без их переработки остается в России либо основным, либо одним из основных методов. Широко распространены свалки «старого образца», являющиеся неорганизованным источником загрязнения окружающей среды и, судя по прогнозам в ближайшие годы, тема рекультивации отработанных объектов не потеряет своей актуальности.

2 ноября 1996 году министерством строительства РФ была утверждена первая инструкция по проектированию, эксплуатации и рекультивации полигонов для твердых бытовых отходов [2]. Исследуемый нами объект - полигон твердых бытовых отходов (ПТБО) г. Томска был организован в 1964 г. в Томском районе, в 2-х км на запад от с. Новомихайловка. При этом ни соответствующих инженерно-геологических изысканий, ни сооружений инженерной защиты выполнено не было. В 1998 г. истек проектный срок эксплуатации. В 2010 г.

ПТБО был официально закрыт, поэтому на повестку дня был выдвинут вопрос рекультивации территории полигона и защиты окружающей среды.

684 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рис.1. Публичная кадастровая карта [3]. Рис.2. Схема ПТБО, создана вами по данным УМП «Спецавтохозяйство г. Томска» за июнь 2011г.

Данный земельный участок общей площадью 543000 м2, принадлежащий категории земель – земли населенных пунктов, имеет официальный адрес: Томская обл., г. Томск в районе с. Новомихайловка (рис.1). Он был постановлен на кадастровый учет 03.08.1994 г. Кадастровая стоимость по оценке на 01.01.2009г. составляет 523131630 руб. Данные о земельном участке с кадастровый номер: 70:21:0100086:6 взяты из публичной кадастровой карты [5].

На занимаемой полигоном площади расположены следующие участки ( рис.2):

17 га - открытый мусор;

9,6 га - закрытые карты;

2 га - участок под складирование горящих отходов;

2 га и 4.7 га - участки глины;

14365 м2 - участок механическая рекультивация 2008г.;

14119.6 м2 -участок механическая рекультивация 2006г.;

13092 м2 - участок (механическая рекультивация 2007г.;

2 га - рекультивированный участок;

6,4 га - участок с ямами Беккари.

Основной котлован для складирования отходов имеет среднюю глубину 3 м. На территории полигона имеются специальные сооружения для обезвреживания трупов животных – ямы Беккари. Они представляют собой железобетонную трубу диаметром 1,5 м, заглубленную на закрытой карте полигона, причем верхняя часть трубы выступает над поверхностью на 50 см. Трупы обрабатывают хлорной известью в зимний период 2 раза в месяц, летом – еженедельно. Продолжительность разложения трупов 3-4 месяца. Однако функционирование ям Беккари на полигоне ТБО нарушает требования СП 2.1.7.1038-01. В пункте 2.7. говориться о недопустимости приема трупов павших животных, конфискатов с боен мясокомбинатов на полигоны ТБО [1].

По данным экологического обзора состояния окружающей среды Томской области, проведенного ОГБУ «Облкомприрода», к концу 2008 г. на территории полигона было накоплено более 63 млн. м3 мусора, но еще до ввода в эксплуатацию токсичных отходов (1991 г.) на нее принимали токсичные отходы. Информация об их количестве отсутствует, поэтому достоверно судить об объемах и составе накопленных отходов, невозможно.

Нами проанализированы имеющиеся данные о ходе накопления отходов за 44 года и составлен соответствующий график (рис. 3). Из него следует, что в "истории" полигона можно выделить три периода. С 1964 по 1986 гг. накопление отходов происходило равномерно со скоростью примерно 439,1 тыс. м3 /год. С 1987 по 2000 гг. происходил значительный рост складируемых объемов (порядка 839,7 тыс. м3 /год). Самым интенсивным является завершающий период - 14069 тыс. м3 /год. Согласно классификации полигон можно отнести к высоко нагружаемым (23.3 т/м) [6]. По неофициальным данным в настоящее время также происходит складирование отходов по временной схеме (вывоз мусора на территорию. Новомихайловского полигона для усадки), на что у обслуживающей организации нет официальных разрешений.

Полигон оказывает следующие виды влияния на окружающую среду: химическое, бактериологическое, тепловое, газовое и радиоактивное. Последний вид загрязнения нельзя сбрасывать со счетов, т.к. полигон до 1992г. принимал и токсичные отходы. Химическое загрязнение связано с поступлением в окружающую среду химических соединений, возможно, токсичных;

бактериальное – с поступлением патогенных микроорганизмов с бытовыми отходами;

тепловое и газовое – с выделением тепла и газа в процессе химических и биологических процессов, протекающих в теле полигона. Воздействию полигона подвергаются практически все компоненты природной среды: атмосфера, поверхностные и подземные водные объекты, почвы и грунты, животный и растительный мир, это связано с рядом проблем сложившихся по мере эксплуатации данного объекта[7].

Проведенные нами в 2012 г. исследования образцов почв исключили предположение о возможности самоочищения почв, этот процесс не имеет общего характера, что требует решительных действий по рекультивации загрязненных земель [4].

СЕКЦИЯ 9. ЗЕМЛЕУСТРОЙСТВО: НАУКА И ПРАКТИКА тыс.м Количество ТБО Рис. 3. Динамика накопления отходов на полигоне ТБО у с. Новомихайловка с 1964 по 2008 гг.

В 60-70 гг. было организовано около 10 больших полигонов ТБО, не отвечающим современным санитарно-эпидемиологическим, технологическим и экологическим требованиям, в добавление к тому и по сей день стихийно возникают неорганизованные свалки, что оказывает крайне негативное воздействие на состояние подземных и поверхностных вод, почв, воздуха и биоты. Поэтому вопрос рекультивации и защиты окружающей среды от воздействия полигонов ТБО «старого образца» и неорганизованных свалок стоит очень остро.

Предлагаемые нами мероприятия и подходы, возможно, станут ключом в решении этой «головоломки».

Таким образом, в результате проведенных исследований можно сделать следующие выводы:

территория ПТБО у с. Новомихайловки нуждается в рекультивации;

необходимо создать проект рекультивации основываясь не только на инструкцию 1996г., но и проведя специальные топогеодезические, гидрогеологические и экологические изыскания для оценки реальной ситуации;

дальнейшее целевое использование - лесопитомник и питомник декоративных растений для озеленения города Томска.

Литература:

Гигиенические требования к устройству и содержанию полигонов для твердых бытовых отходов, СП 1.

2.1.7.1038-01. [Электронный ресурс] // Условия доступа: www.stroyplan.ru/docs.php?showitem=9069.

Инструкция по проектированию, эксплуатации и рекультивации полигонов для твердых бытовых отходов.

2.

[Электронный ресурс. ЖКХ]// Условия доступа: http://www.comhoz.ru/pravo/DocumShow_DocumID_80197.html.

Публичная кадастровая карта. [Электронный ресурс. РОСРЕЕСТР] // Условия доступа:

3.

http://maps.rosreestr.ru/PortalOnline/?l=15&x=9474885.05833518&y=7666980.691225991&mls=arcgisonline|anno&cl s=cadastre.

Летягина Т.В., Шереметьева В.П. Динамика изменения содержания солей тяжелых металлов в почвах 4.

полигона твердых бытовых отходов г. Томска// Проблемы геологии и освоения недр: Труды XVI Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 110 летию со дня основания горно-геологического образования в Сибири. Том I;

Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. – С.675-677.

Федеральная служба государственной регистрации, кадастра и картографии. [Электронный ресурс.

5.

РОСРЕЕСТР] // Условия доступа: https://rosreestr.ru Шереметьева В.П., Летягина Т.В. Землеустройство загрязненных земель на примере полигона твердых 6.

бытовых отходов в с. Новомихайловка// Проблемы геологии и освоения недр: Труды XVI Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 110-летию со дня основания горно-геологического образования в Сибири. – Том I;

Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. – С.703-705.

Шереметьева В.П., Летягина Т.В. Состояние и возможные перспективы рекультивации Томского полигона 7.

твердых бытовых отходов// Проблемы геологии и освоения недр: Труды XV Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 110-летию со дня основания горно геологического образования в Сибири. – Том I;

Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. – С. 490-492.

ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛА ТЕРРИТОРИИ ПО ИНДЕКСНЫМ ЗОНАМ. СОЗДАНИЕ КАРТ ИНДЕКСНЫХ ЗОН К.С. Янкович Научный руководитель старший преподаватель Е.П. Янкович Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Оценка потенциала территорий различного таксономического уровня в настоящее время представляет собой научно-исследовательскую задачу, имеющую непосредственный выход на хозяйственную практику.

Несмотря на это должного внимания проблема анализа потенциала территории пока не получила. В общих чертах классифицируется только структура потенциала, а имеющиеся данные носят разрозненный характер. В России отсутствует единая база сравнения территорий по степени их привлекательности.

686 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР При анализе потенциала территории необходимо решить две задачи: первая выявить оценочные индикаторы, значения которых зависит от факторов, характеризующих территорию и их количественной оценки, и вторая определить таксономическую единицу анализа, т.е. выбрать пространственную единицу анализа.

В геомаркетинговых информационных системах во всем мире распространены почтовые индексы (ZIP коды)[1]. Обычно почтовый индекс присваивается некоторой географической области, которая и служит единицей анализа при оценке потенциала территории. Зоны почтовых индексов позволяет проводить более точный анализ места в пешеходной или транспортной доступности для крупных и мелких объектов ритейла, объектов торговой недвижимости, при оценке территорий в интересующих зонах.

Цель работы – создать карту зон почтовых индексов города Томска для анализа потенциала территории.

В России благодаря деятельности "Центра Пространственных Исследований" г. Санкт-Петербург карты зон индексов доступны более чем для ста городов, для г. Томска такой карты не создано. Использование зон почтовых индексов позволяет CRM-систем компаний проводить анализ распределения покупателей и их характеристик в различных районах города или страны, поскольку иногда единственным идентификатором клиента служит его адрес или индекс. [2] Для создания карты необходимо следующее: информация о границах почтовых зон г. Томска, топографическая карта города, инструмент для построения карты.

На основе данных анализа открытых источников с применением ПО ArcGIS 9.3.1 сформирована база геоданных (БГД), включающая пространственные данные (базовые и тематические) и автономные таблицы с показателями, характеризующими территорию. Для создания контуров почтовых зон использовалась информация с сайта почты России [3], сведения об инфраструктуре взяты из 2GIS г. Томска.

Рис.1. Почтовые зоны и их площадь в кв.км Для отображения зон почтовых индексов в ArcCatalog был создан класс полигональных объектов, затем в ArcMap зоны оцифрованы, занесена атрибутивная информация, для каждой зоны была определена площадь (рис.1).

Структура атрибутивных и автономных таблиц разработана таким образом, чтобы существовала возможность соединять разные таблицы. Информация об инфраструктуре территории, которая хранится в автономной таблице, была присоединена к пространственной таблице, по полю, значениями которого служат номера почтовых зон. Это позволило отобразить на карте с помощью диаграмм информацию об инфраструктуре каждой зоны.

школы детские сады больницы вет.клиники прод. магазины супермаркеты хозтовары кафе автосервисы Рис.2. Информация об инфраструктуре СЕКЦИЯ 9. ЗЕМЛЕУСТРОЙСТВО: НАУКА И ПРАКТИКА Таким образом, создана карта зон индексов г. Томска, которые служат географической единицей анализа, к которым привязываются все показатели, необходимые для оценки потенциала территории.

Результаты, полученные в ходе выполнения работы, могут быть использованы, например, для оптимального размещения объектов социально-культурного назначения, анализа привлекательности территории с точки зрения вложения инвестиций.

Литература http://provizorii.ru/index.php 1.

http://www.geointellect.ru 2.

http://www.ruspostindex.ru/70/1.html 3.

С е к ц и я СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ А.Т. Росляк, профессор Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Ряд месторождений Западной Сибири, в том числе Томской области, находятся на поздней стадии разработки, которые характеризуются сложным строением и значительной долей остаточных запасов.

Эффективность извлечения нефти из таких нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки, с точки зрения обеспечения полноты выработки запасов во всех нефтедобывающих странах, считается неудовлетворительной. В подтверждение этому достаточно сказать, что средний коэффициент извлечения нефти (КИН) по данным ряда специалистов на месторождениях мира не превышает 0,4. Это означает, что, если не применять принципиально новые методы улучшения выработки запасов, то около 60 % геологических запасов нефти останутся не извлеченными. Еще в более широком диапазоне, 0,10 – 0,60, изменяются КИН по отдельным разрабатываемым месторождениям Западной Сибири.

К настоящему времени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), которые также называют третичными [1]:

- тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);

- газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов, попутного нефтяного газа);

- химические методы (заводнение с применением поверхностно-активным веществ, полимерное, мицеллярное заводнение и др.);

- микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

В ОАО «Томскнефть» набор применяемых технологий в основном включает физико-химические методы воздействия, которые применяются рассредоточенно. Технологии применяются на малых объектах с несколькими скважинами. Также необходимо отметить, что высокие температуры в пластах (более 70°С) приводят к деструкции полимеров и снижению эффективности воздействия. Это обуславливает ряд особенностей проектирования технологий увеличения нефтеотдачи в регионе. Все это требует расширения применяемых технологий увеличения добычи нефти и, соответственно, более детального подхода к вопросам оценки эффекта и выбора МУН применительно к конкретным геолого-физическим характеристикам коллекторов и условиям разработки.

Результаты сбора статистики по применению третичных технологий увеличения нефтеотдачи в период с 2006г. по 2010 г. в Томской области показали, что на 14 нефтяных месторождениях было произведено несколько сотен обработок, каждая из которых относится к физико-химическому типу воздействия. По оценкам ОАО РН «УфаНИПИнефть» технологический эффект в 2010г. составил от 0,026 до 2,074 тыс. т/скв.- операцию.

С одной стороны данная статистика показывает, что необходим анализ применимости современных эффективных технологий воздействия на данных объектах. С другой стороны даже имеющиеся технологии зачастую разработаны под конкретные условия коллекторов, либо с использованием местных химических реагентов, что делает недоступным их выбор в применяемых программных продуктах, где набор методов ограничен.

В результате анализа основных проблем и опыта проектирования разработки нефтяных месторождений Томской области, которые являются характерными для Западной Сибири [2], выявлен ряд критических параметров, влияющих на текущий и конечный коэффициент нефтеотдачи: геологическая неоднородность пластов, расчлененность, анизотропия, наличие суперколлекторов, искусственная трещиноватость, набухание глинистых материалов. Для большинства месторождений геологический вид неоднородности, в частности проницаемостная неоднородность и, как частный случай, наличие суперколлекторов является критическим параметром, влияющим на основные показатели разработки КИН, коэффициент вытеснения.

Для выбора наиболее эффективных технологий увеличения нефтеотдачи с учетом геолого-физических характеристик коллекторов и свойств углеводородов за рубежом разработаны программы на базе искусственного интеллекта, например, «SWORD» Petec Software, «EORgui» Petroleum Solutions. Методики и программное обеспечение для аналитического моделирования успешно использовались в многочисленных проектах в таких странах как США, Мексика, Венесуэла, Колумбия, Египет и др. В России программа, предложенная Подымовым Е.Д. с соавторами, также показала свою эффективность при выборе воздействий на месторождениях Татарстана.

Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на нефть, рассеянную в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с высокой текущей нефтенасыщенностью слабопроницаемые слои и пропластки в монолитных заводненных пластах, а также на обособленные линзы и зоны пласта, не охваченные дренированием при СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ существующей системе добычи. Представляется совершенно бесспорным, что при столь широком многообразии состояния остаточных запасов, а также при большом различии свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи. В связи с изложенным развитие и совершенствование научно-методических аспектов оценки эффективности и выбора современных методов увеличения нефтеотдачи с целью улучшения их применения на месторождениях Западной Сибири является весьма актуальной задачей.

Литература Л.М. Сургучев и др., Международный исследовательский институт в Ставангере. Методы увеличения 1.

нефтеотдачи: выбор и оценка эффективности, SPE 134742, 2010.

Е.Н. Иванов, А.Т.Росляк Выбор и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи для 2.

месторождений Западной Сибири/ Георесурсы. 2012. – № ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ И МОРФОЛОГИЯ ПОВЕРХНОСТИ АСФАЛЬТЕНОВ МЕТОДОМ СКАНИРУЮЩЕЙ ЭЛЕКТРОННОЙ МИКРОСКОПИИ И.М. Абдрафикова, А.Б. Добрынин, А.И. Рамазанова Научный руководитель профессор Г.П. Каюкова Казанский национальный исследовательский технологический университет, г. Казань, Россия Асфальтены в большом количестве содержатся в высоковязких нефтях и природных битумах, существенно влияя на процессы их добычи и переработки [1–4]. Поэтому очень важным представляется детальное исследование состава и свойств асфальтенов с применением различных физико-химических методов анализа, одним из которых является сканирующая электронная микроскопия, позволяющая получать данные о микроструктуре поверхности твердых образцов[3].

Цель работы – получение новой информации об особенностях микроструктуры поверхности и химическом составе асфальтенов тяжелых высоковязких нефтей с использованием метода сканирующей электронной микроскопии (SEM).

Таблица Общая характеристика и компонентный состав исследованных объектов Плотность Компонентный состав, мас. % Химии Sобщ, Месторождение, Глубина, г/см3 мас. ческий № скв. м УВ СБ ССБ Асф.

при 20 0С тип % смол Б Екатериновское, 6072 315-325 1,0174 4,44 42,0 31,0 16,0 57,0 11, А Олимпиадовское, 247 128-228 0,9701 3,82 61,7 15,9 15,4 31,3 7, Таблица Данные элементного состава асфальтенов и их фракций Объект Сод-е С H/Cат H N P S O* Si Al Fe (асфальтены) мас.% Екатериновское месторождение (нефть, тип Б1) Исходные 100 73,43 7,41 0 0,96 9,27 5,51 0,87 0,83 1,72 1, 1а фракция 13,19 80,76 10,06 0,87 0,16 5,79 1,8 0,14 0,14 0,28 1, (гептановая) 1б фракция 86,36 77,17 8,23 0 0,53 4,36 7,79 0,49 0,47 0,96 1, (толуольная) 1в фракция 0,45 28,48 1,93 0 6,49 2,29 37,59 5,88 5,65 11,7 0, (нерастворимая) 2.

Олимпиадовское месторождение (нефть, тип А1) Исходные 100 75,06 7,60 1,72 1,35 7,47 1,96 1,22 1,19 2,43 1, 2а фракция 9,70 74,0 9,73 1,53 0,28 7,26 6,21 0,25 0,24 0,50 1, (гептановая) 2б фракция 87,58 83,46 8,79 0,09 0 5,05 2,61 0 0 0 1, (толуольная) 2в фракция 2,72 21,33 2,19 9,02 7,16 4,05 30,65 6,48 6,23 12,9 0, (нерастворимая) 690 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Объектами исследования служили образцы асфальтенов из двух тяжелых нефтей разных химических типов: Екатериновского (тип Б1) и Олимпиадовского (тип А1) месторождений из пермских отложений Татарстана (табл. 1). Нефти отличаются плотностью, содержанием общей серы, компонентным и углеводородным составом. Характерной особенностью состава екатериновской нефти является отсутствие в ней н-алканов средних фракций и высокое содержание смол и асфальтенов, в то время как олимпиадовская нефть является парафинистой с более высоким содержанием углеводородной части (масел).

Асфальтены из нефтей получены методом осаждения в 40-кратном количестве петролейного эфира с температурой кипения 40 – 70 оС, из которых далее сольвентной экстракцией были выделены три фракции:

гептановая, толуольная и нерастворимая в толуоле (табл. 2).

Анализ морфологии (рисунок) и химического состава образцов асфальтенов и их фракций проводили посредством сканирующей электронной микроскопии на приборе марки Hitachi TM 1000 (ИОФХ им. А.Е.

Арбузова).

Асфальтены исследованных нефтей отличаются содержанием соответствующих фракций, их элементным составом и разнообразием морфологических особенностей их поверхности. Так, структура поверхности асфальтенов характеризуется определенной неоднородностью гранулометрического состава и разнообразием форм составляющих их частиц. При этом можно отметить и сходство в морфологии поверхности однотипных фракций.

Асфальтены гептановых фракций (рис. 1а и 2а) характеризуются гладкой матовой поверхностью, что может быть связано с наличием на их поверхности пленки твердых н-алканов. Кроме того, среди частиц асфальтенов олимпиадовской нефти наблюдаются беловатые точечные включения, похожие на кристаллообразные образования высокомолекулярных парафинов.

Нами установлено, что в гептановых фракциях асфальтенов исследованных нефтей присутствуют н алканы состава С14-С50 с преобладанием в асфальтенах катериновской нефти твердых н-алканов состава С31-С50.

Размер частиц асфальтенов в гептановых фракциях достаточно близок и изменяется от 2 до 15 – 20 мкм.

Наблюдаются наличие межу ними пор размером примерно 0,5 – 1 мкм. Различия в составе гептановых фракций подтверждаются различными значениями показателя ароматичности H/Cат (табл. 1), которые для фракции асфальтенов олимпиадовской нефти несколько выше, что обусловлено ее более парафинистым характером.

2а 1а 2б 1б 2в 1в Рис. Структура поверхности асфальтенов и их фракций: 1 – екатериновская нефть;

2 – олимпиадовская нефть. Фракции: а – гептановая, б – толуольная, в – нерастворимая в толуоле при увеличении в 1000 или 2500 раз Структура поверхности асфальтенов толуольных фракций (рис. 1б и 2б) представлена довольно мелкими и острыми частицами (в среднем, 3 – 7мкм) – для олимпиадовских асфальтенов, и более крупными (в СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ среднем 4 – 10 мкм) – для екатериновских асфальтенов. Гранулометрический состав толуольной фракции асфальтенов олимпиадовской нефти более однороден по сравнению с аналогичными асфальтенами екатериновской нефти. Значение показателя H/Cат, подтверждает более ароматический характер их структуры, после удаления гептановой фракции. Судя по фотографиям микроструктуры асфальтенов толуольной фракции екатериновской нефти (рис. 1б) и ее нерастворимого остатка (рис. 1в), можно полагать, что твердые н-алканы не удаляются из них полностью, так как сохраняется матовый налет на их поверхности. Нерастворимые фракции характеризуются крайне неоднородной поверхностью и наличием включений неорганических частиц, контрастирующих с этой поверхностью, что подтверждается данными элементного анализа (табл. 2).

Проведенные исследования показали, что асфальтены представляют собой сложные системы, характеризующиеся неоднородностью состава и разнообразием морфологических особенностей поверхности, что дает основание полагать о необходимости более глубоких исследований в этом направлении для определения роли неорганических частиц и н-алканов в процессах флокуляции, агрегации и осаждения асфальтенов в процессах переработки и добычи тяжелого углеводородного сырья.

Литература Абдрафикова И.М., Каюкова Г.П., Вандюкова И.И., Морозов В.И., Губайдуллин А.Т. Фракционный состав 1.

асфальтенов из природных битумов пермских отложений Татарстана // Вестник КТУ, 2011. – № 3. – С.180 – 186.

Durand E., Clemancey – M.: Lancelin J.M. et al. Effect of Chemical Composition on Asphaltenes Aggregation //Energy 2.

Fuels, 2010. – № 24. – P. 1051 – 1062.

3. Perez-Hernandez R., Mendoza-Anaya D., Mondragon-Galicia G. et al. Microstructural study of asphaltene precipitated with methylene chloride and n-hexane // Fuel, 2003. – № 82. – P. 977 – 982.

4. Zhao S., Kotlyar L.S., Sparks B. et al. Solid contents, properties and molecular structures of asphaltenes from different oilsands // Fuel – № 80, 2001. – Р. 1907 – 1914.

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ КРИВОЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ МЕТОДОМ ДЕТЕРМИНИРОВАННЫХ МОМЕНТОВ С УЧЕТОМ ПРИТОКА ПРОДУКЦИИ П.А. Агафонов Научный руководитель профессор В.Л. Сергеев Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Рассматривается задача определения фильтрационных параметров нефтяных пластов по результатам гидродинамических исследований скважин по кривой восстановления забойного давления (КВД) на основе метода детерминированных моментов давлений с учетом притока скважинной продукции. Приводятся примеры интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин однородно-пористых нефтяных пластов по коротким недовосстановленным КВД.

Для определения типа и параметров пластовой системы при гидродинамических исследованиях скважин по КВД часто используют метод детерминированных моментов давлений (ДМД), основанный на вычислении интеграла вида [1]:

T M k ( Рпл Pз (t ))t k dt, k 0,1, 2, (1) где Рпл – текущее пластовое давление на контуре питания скважины;

Pз (t ) – забойное давление скважины, полученное в процессе гидродинамических исследований, T – время, необходимое для восстановления забойного давления до пластового;

t – текущее время.

Установлена также связь между детерминированными моментами давления (1) и фильтрационными параметрами залежей. Так, например, для однородно-пористого нефтяного пласта имеют место соотношения [1] R2 M 4q0 M 1, 1 k, (2) 5 ( M 0 ) 32 M где 1, 1, q0 – гидропроводность, пьезопроводность нефтяного пласта и дебит скважины перед ее остановкой, Rk – радиус контура питания скважин. Аналогичные зависимости получены и для других типов нефтяных пластов.

В случае коротких недовосстановленных КВД и влияния притока скважинной продукции, для оценки фильтрационных параметров пласта с использованием метода ДМД предлагается использовать приближения[2].

4q0 M1 m1 R 2 M m1 T 1 m0 ), mk q(t )t k dt, k 0,1, 2 ), 2 k /( m0 ) ( ( (3) 5 M 0 m0 M 0 m0 32 M 0 m0 q0 где 2, 2 – гидропроводность, пьезопроводность нефтяного пласта с учетом притока продукции, q(t ) – дебит притока продукции в скважине после ее остановки. При отсутствии притока q(t ) m0 m1 0 выражения для гидропроводности и пъезопроводности (2) и (3) совпадают.

692 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Следуют отметить, что в настоящее время отсутствуют исследования эффективности оценок параметров нефтяных пластов на основе метода ДМД (3) по сравнению с приближениями (2) на коротких недовосстановленных КВД, где особенно проявляется влияние притока продукции в скважину после ее остановки. В этой связи в данной работе проводится сравнительный анализ оценок (2), (3) по результатам ГДИС на коротких недовосстановленных КВД однородно – пористых нефтяных пластов. Результаты интерпретации ГДИС по КВД скважин № 362 и 335 нефтяного месторождения Тюменской области приведены на рис.1,2 и таблице. На рис. 1,2 приведены значения забойного давления и дебита притока продукции в скважине P* (t ) P (t0 ), q* (t ) /10, где P (t0 ) - начальное давление в момент остановки скважины, P* (t ), q* (t ) - забойное давление и дебит скважины после ее остановки. Обработка результатов ГДИС представленных в таблице проводилась с использованием зарубежных программных комплексов «PanSystem», Saphir и метода ДМД без учета и с учетом притока продукции в скважине. (1),(2).

Из таблицы видно, что оценки параметров нефтяного пласта, полученные методом ДМД (2), (3) обеспечивают достаточно высокую точность на коротких недовосстановленных КВД. Учет притока продукции в методе ДМД (3) обеспечивает увеличение точности оценок в пределах 1–2 часов после остановки скважины.

Далее с увеличением времени исследований точность оценок параметров увеличивается незначительно, что объясняется малыми значениями поправок на приток mk, k 0,1 по сравнению с оценками детерминированных моментов M k mk, k 0,1 (1).

240 1 Давление, дебит Давление, дебит 120 1 2 0 0,50 3,00 5,48 51,57 95,32 127,40 170,32 0,15 0,55 1,72 4,72 13,22 31,25 72, Время, ч Время, ч Рис. 1 Значения забойного давления (1) и дебита Рис. 2 Значения забойного давления (1) и дебита притока (2) скважины 362 притока (2) скважины Таблица Результаты интерпретации скважин № 362 и № Время Гидропроводность Пъезопроводность Скважины Методы исследований, ч Без учета С учетом Без учета С учетом притока притока притока притока 1 2 1 362 PanSystem 190 22,1 123, Saphir 190 22,6 134, 1,5 97,4 95,04 111,6 111, 3 57,8 57,1 112,3 112, ДМД 5 48,8 48,3 112,96 113, 21,6 42,8 41.6 118,81 118, 355 PanSystem 98,5 0,40 Saphir 98,5 0,32 17, 0,32 0,46 0,46 27,9 27, ДМД 0,45 0,40 0,40 28,04 28, 1,05 0,40 0,39 28,02 28, 11,2 0,45 0,44 29,8 29, Литература Булгаков С.А., Ольховская В.А. Повышение информативности гидродинамических исследований нефтяных 1.

скважин на основе метода ДМД //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2011.

– №-1. – С. 54 – 57.

Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем 2.

нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. – Уфа: Изд- во «Гилем», 1999. – 462 с.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ СО СЛОЖНОПОСТРОЕННЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ А.А. Александров Научный руководитель профессор М.Л. Карнаухов Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, Россия В последнее время коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами стало уделяться большое внимание, и продиктовано это тем, что освоение новых месторождений чаще всего связано именно с таким типом запасов углеводородов. В семидесятых и восьмидесятых годах активно исследовалось геологическое строение пластов Тюменской области, в результате этих изысканий были обнаружены залежи с необычным типом коллектора, названного “баженитом” (объект ЮС0)[1]. На примере анализа и изучения поведения коллекторов пласта ЮС возможно содержательное прогнозирование работы подобных месторождений с таким типом коллекторов, которые встречаются и в настоящее время. Рассмотрим месторождение С, где объект ЮС 0 разрабатывается с 1974 г. Скважины на этом объекте, работают на безводном режиме в процессе всего периода эксплуатации, по результатам исследований тип коллектора определен как порово-трещинный.

По состоянию на 2011 г. на объекте пробурено 83 скважины из них приток был получен в 68. Всего с объекта отобрано более 3 млн.т. нефти на естественном режиме. По скважинам, давшим приток нефти, дебит варьируется в широком диапазоне: от 1 до 2371 м3/сут. В ходе проведения общего анализа выработки было выявлено, что около 70% всей накопленной добычи нефти приходится на 9 скважин.

По накопленной добыче нефти всю залежь условно можно разделить на две зоны: северную высокопродуктивную (7 скв. – дебит более 100 т/сут, 5 скв. – от 100 до 20 т/сут;

40 скв. – менее 20 т/сут) и южную низкопродуктивную (2 скв. – дебит более 100т/сут, 1 скв. – 100 т/сут, 28 скв. – менее 20 т/сут).

На рис.1 показан участок месторождения из трех высокопродуктивных скважин с начальными дебитами более 100 т/сут, расположенных в северной части объекта ЮС0. На рис.2 приведена динамика дебитов первых продуктивных разведочных скважин №1Р и №2Р.

Рис. 1 Район работ с накопленными показателями за историю разработки В скважине №1Р, пробуренной в 1970 г., при испытании на штуцере 50мм был получен приток нефти дебитом 600 м3/сут, период работы на заданном режиме составил 14 часов. В последующем были использованы штуцера размером 12, 10, 8 мм. Полученный коэффициент продуктивности составил 1,78 м3/(сут*МПа). В 1974 г.

скважина была запущенна в эксплуатацию, входной дебит составил 230 м3/сут. В дальнейшем в каждом месяце отмечалось постепенное снижение дебита (рис.2).

Дебит нефти, т/сут.

120 Р 1974 1981 1988 годы 1995 2002 Рис. 2 Динамика дебитов нефти по скважинам 1Р, 2Р, Аналогичная ситуация наблюдается в динамике дебитов скв. № 2P. Эта скважина пробурена в 1970 г, и испытана на 50 мм штуцере: дебит составил 600 м3/сут, время исследования 6 часов. В последующем были использованы штуцера размером 8, 6, 4 мм. Полученный коэффициент продуктивности составил 3, м3/(сут*МПа). Как видно из рис. 2, динамика дебитов по скважинам № 1P и № 2P имеет общую тенденцию их изменения в период 1974 – 1983 гг., при этом расстояние между скважинами составляет около 2500 м. Другая 694 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР скважина № 3 пробурена и введена в эксплуатацию в 1982 г. При испытании получен дебит 214 м3/сут при диаметре штуцера 16мм. Коэффициент продуктивности составил 6,2 м3/(сут*МПа). По данной скважине наблюдается резкое падение дебита в связи с истощением дренируемой зоны.

Таким образом, высокопродуктивные скважины №№ 1P, 2P, введенные в эксплуатацию во время опытно-промышленной разработки с дебитами до 600 т/сут, характеризовались темпом снижения дебитов 10– т/год. В целом за 12 лет эксплуатации скважин №№ 1Р, 2Р их добыча составила соответственно 259 и 202 и тыс.т. Скважина №3 была пущена в работу через 9 лет, она имела начальный дебит 205 т/сут. При этом темп снижения дебита был заметно выше (более 20 т/год), а суммарная добыча составила порядка 100 тыс.т, т.е. в два раза меньше по сравнению со скважинами №№ 1Р, 2Р. После бурения 14 скважин на участке между скважинами №№1Р, 2Р выяснилось, что все они являются низкопродуктивными, их дебиты не превышали 20 т/сут., а накопленная добыча нефти составила не более 5 тыс. т на скважину. То же самое касается и 8 скважин в районе скв. № 3.

Исходя из полученного опыта, можно предположить, что основной причиной, влияющей на снижение продуктивности скважин, является падение пластового давления с 45 до 15 – 20 МПа за счет высоких отборов из первых трех скважин. Таким образом, можно утверждать, что рассмотренный фрагмент работы залежи отличается тем, что продуктивные скважины №№1Р, 2Р, 3 определили режим работы всего участка, несмотря на наличие на нем еще 22 скважин. Тот факт, что в скважине №3 отмечалось быстрое падение дебита, свидетельствует о сильном влиянии первых двух скважин на ее работу. В целом же снижение продуктивности с падением давления можно объяснить возможным смыканием трещин, что в свою очередь привело к ухудшению фильтрационных параметров всей системы.

Взаимодействие трех основных скважин свидетельствует о единой гидродинамической связи всех скважин в рассматриваемой зоне. Следовательно, можно оценить область этой зоны и, что очень важно, ее извлекаемые запасы. Для оценки извлекаемых запасов воспользуемся известным уравнением [2]:

V r 2 m h P (1) где V – объем запасов, м, m – пористость, д.ед., h – эффективная нефтенасыщенная толщина, м, – сжимаемость, Па-1, P – перепад давления, Па, r – радиус зоны влияния, м.

Можно оценить и размеры этой зоны, если принять, что она имеет форму окружности:

V r (2) m h P Зная радиус влияния этих трех высокодебитных скважин можно оценить объем дренируемых запасов рассматриваемой зоны. При расчете радиуса влияния работающая эффективная нефтенасыщенная толщина бралась по данным термометрии и составила 7 м. Были рассчитаны прогнозные отборы по этим трем скважинам.

Для оценки общего объема запасов в зоне дренирования с учетом не вовлеченных в разработку была принята общая эффективная нефтенасыщенная толщина участка – 30 м. Согласно выполненным расчетам текущий отбор от НИЗ по участку составляет лишь 24,5 %.

В таблице приведены результаты расчета по каждой скважине и по участку в целом.

Таблица Результаты расчета зоны влияния и объема дренируемых запасов Накопленные отборы, Радиус зоны Объем запасов, № скв. P, атм.

тыс.м3 тыс.м влияния, м 1Р 304,9 255,0 1638 1306, 2Р 248,4 302,7 1358 1066, 3 121,6 320,0 923 521, В целом 674,9 284,2 2985 2753, Таким образом, в данной статье предлагается подход для оценки потенциальных извлекаемых запасов баженовской свиты и размеров зоны влияния по данным промысловой информации. Согласно выполненным расчетам объем не вовлеченных в разработку запасов велик, поэтому необходимо применять методы, позволяющие стимулировать выработку остаточных запасов. Формирование системы поддержания пластового давления (ППД) может частично решить эту проблему, однако накоплен большой отрицательный опыт применения закачки воды в коллекторах баженовской свиты. В связи с этим необходимо рассматривать альтернативные методы ППД, такие как закачка попутного газа или СО 2, опираясь на зарубежный опыт разработки [3].

Литература Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Эрвье Ю.Г., Юдин А.Г., Итоги поисково-разведочных работ на нефть газ и 1.

конденсат в Тюменской области за 1971 – 1972 гг. и задачи на 1973, 1975. – С. 7 – 9.

Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. – М.: Недра, 1985. – 147с.

2.

Соломатин А.Г., Некоторые проекты по увеличению нефтеотдачи и добычи из сланцев и битуминозных 3.

песчаников в США и Канаде // Нефтепромысловое дело, 1981. – №17. – С. 1 – 4.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СКИН-ЭФФЕКТ И ЭФФЕКТ ОЧИСТКИ ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЙ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА В СКВАЖИНЕ К.С. Алексеева, В.С. Котовский Научный руководитель профессор М.Л. Карнаухов Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, Россия Как известно, при бурении скважин происходит загрязнение пласта. Степень повреждения пласта оценивается показателем скин-эффекта. Чаще всего со скин-эффектом приходится бороться, т.е. выполнять работы по его устранению. Но возможны случаи и естественной очистки пласта.

По результатам исследования скважин с записью кривой восстановления давления (КВД) определяется скин-эффект. Иногда по результатам замеров в разное врем выявляется, что его величина изменяется. Иногда, когда скважина начинает лучше работать с увеличением производительности, то это обычно связывают с эффектом поддержания пластового давления. На самом деле происходит самоочистка призабойной зоны пласта, снижется скин-эффект. Следовательно, причины изменение дебита имеют другой характер, поэтому модель расчета должна быть изменена. Задача состоит в том, чтобы спрогнозировать изменение скин-эффекта В результате изучения большого количества промысловых материалов на примерах испытаний скважин в процессе бурения, особенно по результатам многоцикловых испытаний, выяснилось, что скин-эффект изменяется во времени. На рис. 1 показана диаграмма давления, записанная при испытании скважины №7 N-го месторождения, и из этого графика видно, что дебит жидкости изменялся в 3-х циклах исследований. Из графиков в полулогарифмических координатах обработки КВД видно, что первая КВД имеет участок с большим отклонением, чем вторая и третья кривые КВД.


Рис.1 Диаграмма давления В работе предложено, принять модель скин-эффекта, исходя из условия, получения решения аналитическим способом для определения скин-эффекта. А именно принимаем скин-эффект в виде простой гиперболической функции:

, (1) где “с” – это постоянная для асимптотического значения скин-фактора.

Проверка показывает, что изменение скин-эффекта может быть описано формулой:

(2) Рис.2 Зависимость скин-эффекта от времени отработки Предложена методика определения возможности самоочистки пласта по данным проведения многоцикловых испытаний. Выполнен анализ результатов практических замеров, по которым можно определить скин-эффект путем сравнивания его с расчетами по формуле 1, результаты расчетов и замеров совпадают.

696 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР ДЕТАЛИЗАЦИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ – ПУТЬ К ОПТИМИЗАЦИИ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ОБЪЕКТОВ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ МЕЛЕКЕССКОЙ ВПАДИНЫ) А.Н. Ахметов, А.Н. Делев, Б.Р. Шарипов Научный руководитель доцент Р.З. Мухаметшин Казанский (Приволжский) федеральный университет, г. Казань, Россия В пределах Мелекесской впадины открыто около полусотни многоэтажных и многообъектных месторождений высоковязкой нефти. Для месторождений со сложной физико-геологической характеристикой детализация строения объектов эксплуатации является главнейшим фактором эффективности принимаемых проектных решений [4]. Для месторождений рассматриваемого тектонического элемента базисный объект разработки – пласты терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) – представлен породами-коллекторами, сформировавшимися в прибрежно-морских условиях (нормальный тип разреза) и в долинах палеорек (эрозионный тип). Сложное сочетание их в разрезе затрудняет корреляцию пластов. Насыщенные вязкой (60 – 270 мПа*с) нефтью пласты, представленные алевропесчаниками, характеризуются различными фильтрационно емкостными свойствами (ФЕС).

Пласты группы BBI (сверху вниз BBI3, BBI2, BBI1;

индексация предложена И.С.Гутманом), образовавшиеся в нормальных условиях прибрежной полосы моря, имеют небольшую толщину (как правило 1 – 3 м), пористость 17 – 22 % и газопроницаемость 0,1 – 0,4 мкм2. Для песчаников зоны BB0 (русловые фации) пористость 23 – 28 % и выше, а проницаемость достигает 1,2 – 2,0 мкм2, т.е. выше таковой по пластам BBI в 3 – 10 раз [1]. Различие в ФЕС рассматриваемых групп пластов обусловливает различный подход к выработке запасов пластов зоны BBI и BB0.

Существенно и то, что высокопроницаемые пласты BB0 имеют обширные водонефтяные зоны во врезах, а залежи – водонапорный режим [3]. Поэтому в верхних маломощных пластах терригенной толщи, часто имеющих и литологическое замещение, пластовое давление по мере выработки запасов нефти падает, что обусловливает необходимость применения искусственного заводнения, тогда как опыт освоения ряда месторождений показывает [1, 3], что выработка запасов нефти в «эрозионных» пластах достаточно эффективно осуществляется на природном режиме.

Рис. 1 Система разработки пластов ТТНК: а) принятая в технологической схеме разработки (при расчленении объекта на три пласта, 2008 г.);

б) рекомендуемая с учетом детализации геологического строения (выделение двух объектов разработки с использованием ОРЭ) СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Таким образом, детализация строения ТТНК позволяет оптимизировать систему разработки многих месторождений рассматриваемого региона. Это наглядно продемонстрировано на примере двух месторождений.

Ранее здесь выполнен подсчет запасов на основе трехпластовой модели ТТНК, на основе которой составлены технологические схемы разработки.

На обоих месторождениях ранее запроектировано разбуривание пластов ТТНК по треугольной сетке скважин плотностью 9 га/скв. (как это и рекомендовано в регламенте для залежей высоковязкой нефти) с созданием отдельных очагов заводнения. В результате проведенной нами детальной корреляции пластов ТТНК уточнены (с учетом данных бурения новых скважин) границы эрозионных зон, а внутри последних часть пластов, отнесенные ранее к группе BBI (нормальный разрез), выделена как группа ВВ0 (эрозионная, или врезовая, часть разреза) по методике, изложенной в работе [2].

Это дало возможность обосновать предложения по внесению коррективов в существующие проектные документы на разработку. Изменения касаются следующих запроектированных положений:

Единый ранее объект ТТНК (пласты радаевско-бобриковских отложений) рассматривается как два объекта, один из которых (нижний) разрабатывается на естественном режиме. Очаги заводнения для поддержания пластового давления создаются только на пластах группы BBI. Ввиду различия во многих вскрытых бурением разрезах ФЕС нормальных и врезовых пластов в такие эксплуатационные скважины спускается оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации согласно условиям, изложенным в работе [5].

Предполагается, что часть запасов нефти в подстилающих ТТНК карбонатных коллекторах турнейского яруса будет вырабатываться скважинами, эксплуатирующими пласты группы BB0 [1]. Пример трансформации системы разработки одной из относительно крупных залежей нефти комбинированного типа показан на рис. 1.

Оптимизация системы разработки с учетом особенностей строения ТТНК Мелекесской впадины позволит практически при принятых эксплуатационных затратах повысить величину конечной нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти и (что необходимо особо отметить) при этом сократятся сроки выработки запасов нефти.

Литература Мухаметшин Р.З. Палеоврезы и их роль в освоении трудноизвлекаемых запасов нефти. – М.: Геоинформмарк, 1.

2006. – 80 с.

Мухаметшин Р.З., Булыгина Н.Ф., Горюнова С.М. Корреляция продуктивных пластов терригенной толщи 2.

нижнего карбона в зонах эрозионных врезов // Тр.ТатНИПИнефть. – Бугульма, 1985. – Вып. 56. – С. 79 – 86.

Мухаметшин Р.З., Гилязов Ш.Я. Опыт эффективной разработки рукавообразных залежей высоковязкой нефти 3.

// Новейшие методы увеличения пластов – теория и практика их применения: Тр. науч.-практич. конфер. / VIII междунар. специализир. выставки «Нефть, газ. Нефтехимия-2001». – Казань: Арт-дизайн, 2002. – Т.1. – C. – 317.

Халимов Э.М., Иванова М.М. Детальная корреляция продуктивных пластов и ее значение при разработке 4.

месторождений нефти и гaзa // Нефтегазовая геология и геофизика, 1980. – №1. – С. 3 – 6.

Хисамов Р.С., Евдокимов А.М., Абдулмазитов и др. Геолого-промысловое обоснование внедрения 5.

одновременно-раздельной эксплуатации пластов // Нефтяное хозяйство, 2008. – №7. – С. 46 – 47.

ВЛИЯНИЕ УСЛОВИЙ ОБРАЗОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ НА ЕЕ УСТОЙЧИВОСТЬ А.Э. Багнюков, А.И. Крайнов Научные руководители заведующая лабораторией Л.В. Чеканцева, доцент Л.В.Шишмина Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия На каждом нефтяном месторождении наступает период, когда в продукции скважины появляется вода сначала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обводненном состоянии и представляет собой эмульсию [1]. Обводненность добываемой нефти в значительной степени влияет на затраты по ее извлечению, сбору, подготовке и транспорту. Такие затраты могут достигать 50 % и более от общей себестоимости нефти.

В рамках данной работы проведено исследование влияния условий получения эмульсии на ее устойчивость. Эти данные необходимы для подбора оптимальных условий разработки месторождения и совершенствования технологии промыслового сбора, подготовки и транспорта нефти, в частности, для подбора оптимальных режимов технологических процессов обезвоживания нефти при ее промысловой подготовке. Суть эксперимента состояла в получении модельных водонефтяных эмульсий при различном времени перемешивания, различной скорости вращения ротора мешалки перемешивающего устройства ПЭ-8000, проведении наблюдений образовавшихся эмульсий под микроскопом Olympus (модель СХ41), и измерении объема выделившейся воды из эмульсий при гравитационном отстаивании во времени.

Для исследований были использованы нефти Мамонтовского и Куюмбинского месторождений, физико-химические свойства которых приведены в таблице 1. Плотности исследованных нефтей и воды были определены на измерителе плотности жидкостей вибрационном «ВИП-2М». Определение содержание воды в скважинном продукте производилось по ГОСТ 2477-65 «Метод определения содержания воды».

698 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Таблица Химический состав нефтей Месторождение Сера, % Парафины, % Смолы, % Асфальтены, % Куюмбинское 0,11 – 0,12 1,3 – 2,75 1,84 – 4, Мамонтовское 1,2 – 15 2,9 – 3,8 7,6 – 9,1 2,2 – 3, Исходя из разности плотностей воды и нефти, можно судить об интенсивности разрушения эмульсии.

Так, по данному показателю, эмульсии разделяют на трудно расслаиваемые (=0,200 – 0,250 г/см3), расслаиваемые (=0,250 – 0,300 г/см3) и легко расслаиваемые (=0,300 – 0,350 г/см3). По расчетам разности плотностей дистиллированной воды (д = 0,9982 г/см3) и Мамонтовской нефти = 0,1289 г/см3;

для Куюмбинской нефти = 0,1565 г/см3 [1]. Таким образом, нефти обоих месторождений относятся к трудно расслаиваемым.


Таблица Физические свойства нефтей Разность плотностей Массовая доля воды по Плотность нефти, г/см Месторождение воды и нефти, г/см3 методу Дина–Старка, % Куюмбинское 0,8414 0,1565 Мамонтовское 0,8691 0,1289 3, На рис.1 приведены микрофотографии образцов нефтей при десятикратном увеличении. В образце Куюмбинской нефти наблюдается наличие твердых частиц, в образце Мамонтовской нефти кроме твердых частиц присутствуют капли воды.

а) б) Рис1. Микрофотографии образцов нефтей: а) Куюмбинской;

б) Мамонтовской Для определения влияния условий образования эмульсии на ее устойчивость была приготовлена модельная водонефтяная эмульсия из нефти и дистиллированной воды в соотношении 70:30 [2]. Приготовление водонефтяной эмульсии осуществляли на перемешивающем устройстве ПЭ-8000.

При разных скоростях вращения ротора перемешивающего устройства (1200, 1600 об/мин) и разном времени перемешивания (1, 5, 10 мин), были приготовлены по пять образцов водонефтяных эмульсий каждой нефти. Полученные объекты были перелиты в мерные цилиндры объемом 50 см3. Для качественной оценки дисперсности эмульсий, были проведены наблюдения каждой пробы под микроскопом, полученной после перемешивания после ее пятиминутной стабилизации (рис. 3, 5).

Таблица Динамика выделения воды из водонефтяной эмульсий Кол-во Объем выделившейся воды, Количество выделившейся Время см3, за время, мин оборотов воды, % об, за время, мин Месторождение перемешивания, мешалки, Сутки 20 Сутки 20 40 60 40 мин об/мин 5 0 0 12 14 0 0 24 Куюмбинское 10 5 7 14 15 10 14 28 1 0 1 5 14,5 0 2 10 1600 5 1 1 3 13 2 2 6 10 5 10 10 14 10 20 20 5 11 13 15 - 22 26 30 10 8 15 15 - 16 30 30 Мамонтовское 1 3 10 13 - 6 20 26 1600 5 3 5 5 - 6 10 10 10 0 2 2 - 0 4 4 Количество выделившейся воды на дне цилиндров (см3) для каждой пробы было определено через 20, 40, 60 мин, затем через сутки (для Куюмбинской нефти).

Объемные доли воды в процентах для каждой пробы водонефтяной эмульсии были вычислены по формуле:

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Х=V*100/Vэ, где V – объем выделившейся воды, см3;

Vэ – объем пробы водонефтяной эмульсии, 50 см3.

Полученные значения отделившейся воды в см3 из эмульсий и количество выделившейся воды, % об., за время, мин представлены в табл. 3.

По полученным результатам построены графики динамики выделения воды из водонефтяных эмульсий, полученных при разном числе оборотов мешалки и времени перемешивания для каждой нефти (рис. 2, 4).

Рис.2 Динамика отделения воды при заданных скоростях и времени перемешивания Куюмбинской нефти а) Скорость перемешивания 1200 об/мин.

Время 5/10 мин соответственно б) Скорость перемешивания 1600 об/мин.

Время 1/5/10 мин соответственно Рис.3 Микрофотографии структуры капель воды в эмульсиях Куюмбинской нефти Рис.4 Динамика отделения воды при заданных скоростях и времени перемешивания Мамонтовской нефти а) Скорость перемешивания 1200 об/мин.

Время 5/10 мин соответственно б) Скорость перемешивания 1600 об/мин.

Время 1/5/10 мин соответственно Рис.5 Микрофотографии структуры капель воды в эмульсиях Мамонтовской нефти 700 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Анализ полученных данных показывает, что для Куюмбинской нефти максимальное количество выделившейся воды происходит при 1200 об/мин мешалки ротора, составляет 28 % об. для времени наблюдения 60 мин и 30 % об. через сутки после начала наблюдений. Устойчивые нефтяные эмульсии образуются при оборотов мешалки, однако, для времени перемешивания 10 мин отделение воды в количестве 10 % об. наступает уже через 20 мин после начала наблюдений. При 1600 об/мин мешалки, для времени перемешивания 1, 5 мин, отделение воды в количестве 2 % об. для двух проб наступает через 40 мин, а при времени наблюдения 60 мин, составляет соответственно 10 % об., 6 % об. Через сутки количество выделившейся воды во всех образцах увеличивается почти до 30 % об.

Для мамонтовской нефти максимальное количество выделившейся воды образуется при 1200 об/мин мешалки ротора со временем перемешивания 5,10 мин, и составляет 30 %об. через час. При 1600 об/мин мешалки и для времен перемешивания 5, 10 мин, количество выделившейся воды составляет 10 %об. и 4 % об.

для времени наблюдения 40 мин. Это же количество остается стабильным и для времени наблюдения 60 мин.

На микрофотографиях, выполненных на тех же образцах проб после перемешивания, наблюдается увеличение дисперсности при увеличении времени перемешивания, распределение размеров капель в эмульсии становится полимодальным.

В результате данной работы исследованы модельные водонефтяные эмульсии с различными условиями получения из нефтей двух месторождений. По экспериментальным данным определена динамика выделения воды, % об. при ее гравитационном отстаивании во времени. Представлены микрофотографии образцов. Самыми неустойчивыми оказались эмульсии Куюмбинской и Мамонтовской нефтей, полученные при 1200 об/мин мешалки ротора со временем перемешивания 10 мин.

Литература Осложнения в нефтедобыче / Под ред. Н.Г.Ибрагимова, Е.И.Ишемгужина. –Уфа: ООО «Издательство неучно 1.

технической литературы ”Монография”», 2003. – 302 с.

Сафиева Р.З., Магадова Л.А., Климова Л.З., Борисова О.А. Физико-химические свойства нефтяных 2.

дисперсных систем: Практическое руководство под редакцией проф. д.х.н. Кошелева В.Н. – М.: Изд. РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2000. – 49 с.

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ЗА СЧЕТ ВОЗДЕЙСТВИЯ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫМ ПОЛЕМ А.А. Барышников Научный руководитель профессор А.В.Стрекалов Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень, Россия Данная статья посвящена проблеме вытеснения нефти водой с использованием сопутствующего агента.

Известно, что в среде, состоящей из микрокапилляров, поршневого вытеснения не происходит из-за крайне неравномерного фронта вытеснения. В связи с этим требуется использование дополнительных вытесняющих агентов, которыми в той или иной мере можно управлять дистанционно посредством скважин. В качестве такого вытесняющего агента предлагается использовать магнитную жидкость, которая будет являться транслятором электромагнитного воздействия в градиент давления. Ферромагнитная жидкость (ФМЖ) – (магнитная жидкость, феррофлюид) (от латинского ferrum – железо) – жидкость, сильно поляризующаяся в присутствии магнитного поля. Основная идея и метод воздействия на процесс вытеснения заключается в следующем: подается напряжение на пару или более скважин, которое формирует электромагнитное поле[1]. По мере поступления магнитной жидкости в пласт внешнее электромагнитное поле формирует дополнительные силы, действующие на частицы магнитной жидкости в соответствии с распределением напряженности как показано на рис. 1.

Рис. 1 Движение магнитной жидкости по линиям напряженности электрического поля от нагнетательной скважины к добывающей СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Таким образом, движение нефти и вытесняющего агента происходит быстрее, т.е. с большими градиентами давления по линиям напряженности электромагнитного поля.

Очевидно, посредством формирования распределения электромагнитной напряженности различного рода вследствие интерференции некоторой совокупности скважин – источников электрического потенциала, появляется возможность управления фильтрационными потоками, как показано на рис. 2.

Рис. 2 Силовые линии трех заряженных частиц Для эффективного использования такого метода вытеснения одной из проблем является дизайн магнитной жидкости, которая является дополнительным к воде вытесняющим агентом. Под дизайном здесь подразумевается подбор физических свойств и соответствующего им химического состава [2].

Магнитная жидкость должна обладать следующими свойствами:

- состоять из частиц нанометровых размеров (10 нм и менее);

- магнитными свойствами;

- низкой вязкостью;

- частицы не должны слипаться, так как при этом будет происходить кольматация порового пространства;

Таких свойств можно достичь за счет создания раствора на основе ПАВ (поверхностно-активных веществ). Для создания такого раствора и магнитной жидкости на его основе использовались следующие материалы:

- трехвалентная соль железа;

- двухвалентная соль железа;

- аммиачная вода;

- дистиллированная вода;

- ПАВ.

С целью исследования характеристик движения магнитной жидкости за счет электромагнитного поля были проведены простые лабораторные опыты. Результаты опытов свидетельствуют о том, что возможно добиться увеличения скорости движения частиц магнитной жидкости особенно вблизи источника магнитного или электромагнитного поля [3].

При увеличении расстояния от частиц ФМЖ до источника электромагнитного поля напряженность резко снижается. Это является основной причиной снижения эффективности данного метода.

С целью расширения спектра воздействия в дальнейшем планируется проведение экспериментов по воздействию высокочастотного электромагнитного поля источниками высоких напряжений (до50 кВ).

Литература Кицис С.И., Белоусов П.Л., Ульянов М.В. Перспективы применения метода электровоздействия на 1.

продуктивный нефтегазосодержащий пласт для интенсификации притоков нефти к скважинам. 1988г. // Проблемы освоения энергетических ресурсов Западно-Сибирского нефтяного комплекса: ТГУ ТИИ им.

Ленинского Комсомола, 1988г. – С. 100 – 104.

Годунина Н.Б. Использование данных магнитного моделирования в расчетах фронта вытеснения нефти водой 2.

// Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки: Тезисы доклада на Всесоюзной научно-технической конференции. – Тюмень, 1985. – С. 32 – 33.

Ярославов Б.Р., Годунина Н.Б. Сопоставление основных характеристик полей различной физической природы 3.

// В сб. Вопросы разработки нефтяных месторождений. / Под. Ред. Ю.П. Желтова. – Тюмень: Из-во ТГУ, 1982.

– С. 30 – 36.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ (НА ПРИМЕРЕ ОДНОГО ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ) П.А. Бесчасова Научный руководитель доцент Е.А. Гладков Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Приведены результаты моделирования полимерного заводнения, которые показали перспективность применения сшитых полимерных систем для выравнивания профиля приемистости терригенных неоднородных заводненных пластов.

Необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на данном месторождении обуславливается тенденцией разработки месторождения с применением системы поддержания пластового 702 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР давления. Разработка нефтяных месторождений методом заводнения пластов в большинстве случаев сопровождается преждевременным прорывом закачиваемой воды в добывающие скважины. Это объясняется сложностью строения нефтесодержащих пород, включая неоднородность фильтрационных характеристик по разрезу и по площади простирания. Полимерное заводнение можно считать достаточно отработанной технологией.

До сих пор она остается важнейшим физико-химическим МУН для разработки залежей в терригенных коллекторах.

В настоящее время проводятся промышленные испытания новых технологий, использующих коллоидно дисперсные гели (CDGs) и нанотехнологии BrightWater, направленные на повышение степени охвата пласта при продолжительном заводнении, особенно в пластах, характеризующихся большой неоднородностью по проницаемости и наличием зон повышенной проницаемости, что характерно для месторождений Томской области [1].

Основными полимерами, применяемыми в технологиях повышения нефтеотдачи, являются различные полиакриламиды (ПАА), что объясняется их высокими реологическими характеристиками. Технологии увеличения охвата пластов воздействием и повышения нефтеотдачи пластов с применением ПАА можно разделить на три основные группы:

1. Закачка разбавленных растворов ПАА;

2. Применение сшитых полимерных составов (СПС) и вязкоупругих составов (ВУС);

3. Закачка растворов, содержащих дисперсию набухающих гель-частиц, химически и радиационно сшитых полимеров.

На исследуемом месторождении к 2012 году было проведено 60 скв/операций, дополнительно добыто 112,1 тыс.т нефти. За счет снижения обводненности продукции объем попутно добываемой воды был сокращен на 2840,6 тыс.т. Обработки проводились начиная с 2007 года. В период 2007 – 2009 г. – МСПС, 2010 – МПДС, 2011 – ПГКС. Однако ПАА является нестабильным химическим соединением и подвержен в пластовых условиях механической, химической, термической и микробиологической деструкции. В присутствии минерализованных вод реологические свойства растворов ПАА ухудшаются, особенно в присутствии таких компонентов, как кислород, ионы железа и сероводород. Для описания поведения полимера в пластовых условиях была использована опытная модель. Целью данной модели была реализация более точной адаптации в программном продукте Eclipse при помощи модуля полимерного заводнения (ключевое слово Polymer). Ранее адаптация моделей с полимерным заводнением реализовывалась при помощи изменения проводимости ячеек в районе нагнетательных скважин.

Для расчета был выбран сектор в районе 75 нагнетательной скважины, обработки на которой проводились в период с 2007 по 2010 год, для контроля рассматривались пять добывающих скважин 67, 69, 77, 10Р, 85, 92_1 иллюстрация приведена на рис.1.

Рис.1 Сектор для моделирования полимерного заводнения Данный сектор был вырезан из модели, построенной для проектного документа исследуемого месторождения при помощи tNavigator, с учетом перетоков из соседних ячеек.

Данные для модели главным образом указывались в разделах RUNSPEC – POLYMER;

PROPS – PLYADS, PLYMAX, PLYROCK, PLYVISC;

SCHEDULE – WPOLYMER.

Дебит нефти по 77 скв. Расчет модели без использования Polymer Дебит нефти по 77 скв. Исторические данные Дебит нефти 77 скв. Расчет модели с использованием Polymer Дебит нефти, sm3/day Период ввода полимера Дата Рис.2 Сравнение дебитов нефти с использованием Polymer и без с дебитом по истории в скважине СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ На рис. 3 представлен график, где проведено сравнение среднегодового дебита по годам. Следует отметить, что в модели был использован один тип полимера, а на практике использовались четыре, таким образом ошибка полученная в расчетах может быть этим объяснена. Логичный вывод из вышесказанного – использование даже одного вида полимера улучшает расчет по сравнению с моделью без полимера, но требует более детального изучения.

Расчет без Polymer Расчет с Polymer Дебит по истории Среднегодовой дебит нефти, sm3/day 2007 2008 2009 2010 Дата Рис. 3 Сравнение среднегодового дебита с использованием Polymer и без с дебитом по истории Выводы: в результате расчета данной модели можно сказать, что использование ключевого слова Polymer позволило в среднем уменьшить ошибку в расчетах по сравнению с дебитом по истории с 61,5 % до 38, % (рис. 2);

при максимальной концентрации полимера в 20%, результаты можно назвать неоднозначными, поскольку в итоге мы максимально не приблизились к историческому дебиту, в результате прекращения расчета по причине снижения давления ниже давления насыщения.

Литература Отчет по договору № 1980910/0247Д «Разработка рекомендаций, программы работ и сопровождение работ по 1.

применению МУН (ПОТ, ВПП) с целью снижения обводненности добываемой продукции на месторождениях ОАО «Томскнефть ВНК» на 2010 г.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТЕПЕНИ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПЛАСТА ПРИ БУРЕНИИ А.М. Бозоев, А.Е. Анашкин Научный руководитель профессор М.Л.Карнаухов Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, Россия В бурении или капитальном ремонте скважин буровые растворы сильно загрязняют призабойную зону пласта (ПЗП). Создается скиновая зона. Скин-эффект значительно снижает проницаемость призабойной зоны, вследствие чего снижается и продуктивность скважины. Важно знать, насколько обширна эта зона загрязнения, то есть, насколько глубоко проник фильтрат в пласт и как изменилась проницаемость этой зоны. Обычно скин эффект определяется по данным кривой восстановления давления (КВД), где отклонение кривой в полулогарифмических координатах от прямой линии и характеризует степень снижения проницаемости в ПЗП.

Принято считать, что скиновая зона является однородной, проницаемость постоянна и намного меньше проницаемости удаленной зоны пласта. Однако известно, что проницаемость в ПЗП не постоянная и может быть определена в соответствии зависимостью:

(1) где kmin – проницаемость в пзп, r – расстояние, rc – радиус скважины.

В такой постановке задача может быть решена на основе итерационных расчетов с применением известной зависимости (закон Дарси):

, (2) где P – давление, q – дебит жидкости, – вязкость, h – мощность пласта – при расчете давления в пределах зоны загрязнения.

За пределами зоны загрязнения давление будет определяться по формуле Дюпюи:

(3) Проницаемость в ПЗП изменяется в пределах от rc до rпзп и принимает минимальное значение у скважины K=Kmin а максимальное K=Kmax=Kуд на границе зоны раздела. Такая же задача была решена для скиновой зоны, в которой проницаемость изменяется по закону (3), но величина охватывает только призабойную зону пласта:

, (4) 704 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Моделировался процесс влияния скиновой зоны на КВД при емкости ствола скважин С. На диагностическом графике (рисунок) более четко видна характеристика влияния переменной проницаемости в пласте на КВД.

Рис. Диагностический график При переменном значении скин-эффекта кривые ведут себя не стандартным образом по отношению к кривой, у которой скин-эффект постоянный, 1-ая КВД получена с постоянным скин-эффекте. 2-я и 3-я кривые имеют переменный скин-эффект. По форме КВД теперь можно определить скин-эффект, который является постоянным или переменным, например, изменяющимся по закону логарифма.

О ЯВЛЕНИИ ТЕПЛОВОГО УДАРА В УСТАНОВКЕ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА М.С. Большаков Научный руководитель доцент В.Н. Арбузов Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Детальный анализ причин отказов по насосу показывает, что основная доля приходится на износ трущихся деталей в ступенях. Выход из строя погружного элректродвигателя (ПЭД) обусловлен чаще всего тепловым разрушением кабельной муфты и нарушением изоляции токопроводящих жил в статоре двигателя.

Примерно 70 – 80 % отказов по кабельной лении приходится на ее удлиненитель, который начинается с муфты, прилегает к гидрозащите и секциям насоса [1]. На данный момент развития механизированных способов добычи, проблема «теплового удара» насоса является актуальной. В настоящей работе будет рассмотрено моделирование распределения тепла в теле ПЭД при процессе солеотложения. Распределение температуры в теле погружного электродвигателя можно определить из решения уравнения теплопроводности в неограниченном цилиндре с непрерывно действующим источником:

Tr, t 1 T q д, (1) a r t r r r д где qд – объемная мощность тепловых источников;

a – коэффициент температуропроводности цилиндра;

д – коэффициент теплопроводности цилиндра.

Для решения этого уравнения в частных производных вводим нлачальные и граничные условия.

Начальные условия:

T r, t |t 0 Tф r r R, (2) где Tф – температура набегающего флюида;

R – радиус ПЭД;

Ф(r)-Ф(r-R) – функция, задающая начальное распределение температуры.

Граничные условия:

Tr r, t | r 0 0 (3) (4) Tr r, t | r R Tф T R, t д где – коэффициент теплоотдачи [2].

Данное уравнение нестационарного (в зависимости от времени) теплообмена, решалось в среде MathCAD. Этот программный продукт способен решать уравнения подобного типа.



Pages:     | 1 |   ...   | 36 | 37 || 39 | 40 |   ...   | 45 |
 





 
© 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.