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 |   ...   | 42 | 43 || 45 |

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

-- [ Страница 44 ] --

N prop I x C fD (4) 2L f Ix rk (5) 2k f V prop N prop k Vres (6) kf где – эффективная проницаемость упаковки проппанта, мД;

k– проницаемость пласта, мД;

Ix- степень проникноведения;

V prop – расклиненный объем в продуктивном пласте (два крыла, включая пустое объем пустот между зернами проппанта), м3;

и Vres – дренируемый объем (т.е., площадь дренирования, помноженная на толщину продуктивного пласта), м3.

Оптимальная проводимость трещины Можно сформулировать оптимизационную задачу: как должны быть выбраны длина и ширина, если V w h x расклиненный объем одного крыла трещины, f, задан в качестве ограничения типа равенства, и надо f максимизировать коэффициент продуктивности в псевдостационарном режиме притока. Принимается, что толщина пласта, радиус дренирования, а также проницаемости пласта и проппантной набивки известны, а трещина полностью вскрывает пласт по вертикали (т.е., h f h ).

Максимальный безразмерный индекс продуктивности, N prop 0, 0,99 0,5 ln N prop J D max 0,423 0,311N prop 0,089( N prop ) 2 6 exp, N prop 0, 1 0,067 N prop 0,015( N prop ) (7) Оптимальная безразмерная проводимость трещины [2] 1,6, N prop 0,1 0,583 1,48 ln N prop 1,6 exp, 0,1 N prop J D max 1 0,142 ln N prop N, N prop prop 10 (8) Рис. 1 Безразмерный индекс продуктивности как функция безразмерной проводимости трещины (меньшие N prop ) как функция степени проникноведения 810 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР C fD Если выбрана в качестве искомой переменной, длина и ширина выражаются как 1/ Vf k f xf C hk fD (9) V f С fD k 1/ w hk Подставляя уравнение 10 в уравнение 1 для безразмерного коэффициента продуктивности JD re f ln 0. xf, (10) где f – функция псевдоскина относительно полудлины трещины.

Получаем безразмерный индекс продуктивности [3] JD 0.5 ln C fD f hk ln 0.472re 0.5 ln Vf k f, (11) где единственной неизвестной переменной является C fD. Поскольку радиус дренирования, толщина пласта, две проницаемости и расклиненный объем фиксированы, максимум коэффициента продуктивности имеет место, когда величина, заключенная в скобки достигает минимума. Эта величина показана на рисунке 2.

y 0.5 ln C fD f (12) Рис.2 f-фактор и у-функция по Синко-Лею Так как приведенное выше выражение зависит только от fD, то оптимум, C fD,opt 1.6, является заданной C константой для любого коллектора, скважины и объема проппанта.

Найдем скин-фактор скважины после ГРП, используя определение безразмерного коэффициента продуктивности: из этого уравнение получаем, что скин-фактор скважины с неповрежденной трещиной равен:

r sf ln(0.472 e ) JD rw (13) В работе [2], приводится следующее выражение для эффективного скин-эффекта вследствие радиального повреждения скважины и повреждения поверхности трещины:

b1 b2 k r b b2 k r sd 2 b1 k 3 x f b1 k 2 b1 k1 x f b1 k r x f 14) Рисунок 3а иллюстрирует два типа повреждения, учитываемого в sd (т.е., повреждение поверхности трещины и радиальное повреждение скважины). Члены определены графически на рисунке 3б, они представляют собой размеры и проницаемости различных зон, входящих в модель трещины с конечной проводимостью.

Эквивалентный скин за счет повреждения может быть непосредственно прибавлен к скин-эффекту неповрежденной трещины по Синко и Саманиего (Cinco and Samaniego), и полученный суммарный скин будет, st sd s f. (15) Рис. 3 Повреждение поверхности трещины (а) и зоны проникновения жидкости (б) На рис. 4 представлены графики изменения скин-фактора после ГРП при различной проницаемости и длине трещины. Значения рассчитаны на основе выведенной зависимости [3]:

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ rk sдо ln rc rk S ГРП ln rc (16) где - увеличение продуктивности скважины после ГРП, Sдо - скин-фактор до ГРП.

ГРП ДО Рис. 4 Скин-фактор для различной длины и проницаемости трещины при Rk=250 метров и Sдо= Результаты расчетов, полученных на основе численного моделирования физических процессов, позволяют оценивать продуктивность скважин и отрицательный скин-фактор после ГРП при различных проницаемостях и длинах формируемых трещин.

И так на рисунке 5 показана геометрия полученной трещины разрыва [5].

Рис. 5 Фактический профиль трещины При движении жидкости в пласте в радиальном направлении к скважине дифференциальное уравнение (17) принимает вид 2 P 1 P m P 2 r r r k t. (17) Это уравнение является исходным при решении практически всех задач о движении жидкости в пласте при проведении испытания скважин.

При решении уравнения (17) обычно рассматривают два класса задач.

1. Наружная граница предполагается бесконечной с постоянным начальНым давлением Р=Рпл на ней;

внутренняя граница r=rc предполагается весьма малой с заданным на ней дебитом.

2. Наружная граница пласта предполагается большой (но конечной) r=rк с постоянным давлением на ней Рк=Рпл=const или отсутствием течения жидкости через эту границу (q=0), внутренняя граница также предполагается конечной с заданными давлениями или дебитом.

Допущения о постоянстве дебита, равно как и выражение этих показателей через какие-либо элементарные функции, не являются строгим отображением реальных условий притока. Дебит и депрессия изменяются не произвольно, а зависят от особенностей накопления жидкости в бурильных трубах. В общем случае забойное давление Pc(t) может быть определено извыражения:

Pc (t ) Pc (o) PT (t ) (18) где Pc(0) - давление в начале притока, равное гидростатическому давлению залитой жидкости в бурильные трубы;

PT (t ) - дополнительное давление, оказываемое столбом жидкости, поступившей в бурильные трубы из пласта за время t работы скважины. Формула для расчёта PT (t ) имеет вид:

t V (t ) q(t )dt PT (t ) CT CT (19) где CT - ёмкостный показатель, характеризующий прирост объёма жидкости в бурильных трубах при притоке на единицу изменения давления в них (ёмкость труб), V FT h rT CT P n h n (20) n rt где FT - площадь сечения внутренней полости бурильных труб;

– радиус внутренней полости труб;

удельный вес поступившего флюида;

Все вышеприведенные рассуждения касаются определения связи между забойным давлением и дебитом в открытом периоде испытания. В закрытом периоде испытания зависимость P=f(q) можно установить следующим образом. После закрытия скважины в подпакерную зону поступает пластовый флюид за счёт 812 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР находящейся в ней жидкости, объём которой равен V rc 2 H, где H - расстояние от забоя скважины до места установки пакера.

Пользуясь известной зависимостью между давлением и объёмом слабосжимаемой жидкости dV dP V (21) Можно получить выражение для дебита в период восстановления давления, которое имеет вид :

t dP(t ) Cв q( )d q(t ) V P(t ) dt, (22) где Cв V - ёмкостный показатель, характеризующий прирост объёма в заполненной скважине на единицу изменения в нем давления после остановки скважины Как видно, решить уравнения (17) при условиях (18)-(22) с применением известных аналитических приёмов затруднительно. Ниже нами рассмотрены процессы перераспределения давления в пласте и на забое скважины на основе моделирования и на базе выводов, полученных в результате моделирования, построены эффективные решения описанных уравнений. Ранее проф. Карнауховым М.Л. были разработаны программы расчёта кривых давления с применением методов численного моделирования [4]. Однако при постановке и программной реализации задач фильтрации не рассматривались задачи, когда в околоскважинном пространстве сформирована глубокая трещина высокой проводимости (вследствие ее заполнения проппантом). Ниже рассмотрены новые задачи. Которые позволяют выявить законы фильтрации и описать процессы восстановления давления в скважине для случаев работы скважин после их гидроразрыва Сначала исследовались перераспределения давлений в пласте при стационарных процессах, когда в уравнении (17) правая часть равна нулю.

Процессы фильтрации жидкости в пласте к скважине с ГРП исследовались на основе численного моделирования процессов фильтрации. Для примера здесь приведены результаты, полученные при различном соотношении длины трещины L к контуру питания Rк : L/Rк = 0.05, 0.10, 0.15, 0.25, 0.50, 0.75. Трещина принималась вертикальной, распространенной на всю толщину однородного пласта. В данных примерах проницаемость проппанта в трещине принята намного большей проницаемости пласта, то есть сопротивление движению жидкости по трещине принято равным нулю [4].

На рис. 6 приведены результаты моделирования для случаев: а) L/Rк = 0, б) L/Rк = 0.1, в) L/Rк = 0.5.

Показаны характеристики распределения давления в пласте при различных условиях фильтрации. Для стандартных условий фильтрации, когда в пласте нет трещины, а поток радиальный все полученные значения давлений в пласте соответствуют давлениям, получаемым по известному закону Дюпюи. Распределение давлений в пласте для L/Rк = 0.1 имеет уже существенное отличие - особенно в призабойной зоне пласта, а для L/Rк = 0.5 существенные изменения происходят и в удаленной зоне.

Рис. 6 Характеристика распределения давления в пласте при различных условиях фильтрации Литература Гидродинамические исследования эксплуатационных и нагнетательных скважин // Центр профессиональной 1.

переподготовки специалистов нефтегазового дела, Economides M., Oligney R., Valko P. Unified fracture design. – Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта 2.

Alvin, 2002. – p. Саранча А.В. Оценка скин-эфектов до и после ГРП по КВУ // Современные технологии для ТЭК Западной 3.

Сибири (Том 2): Сб. научн. Тр. – Тюмень, 2007. – С.179 – Карнаухов М.Л., Казанцев П.Ю., Пьянкова Е.М. Моделирование движения жидкости к скважине при наличии 4.

трещины,полученной при гидроразрыве пласта, – Тюмень, 2003.

Frac Design Report, Post Frac Report // МеКаМинефть, 5.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ ОБЪЕКТОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Фан Чан Хай Лонг Научный руководитель доцент И.А. Иванова Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Коррозия на морских месторождениях приводит ежегодно к миллиардным убыткам, и разрешение этой проблемы является важным для месторождения Белый Тигр (Вьетнам). Основной ущерб, причиняемый коррозией, заключается не в потере металла как такового, а в огромной стоимости изделий, разрушаемых коррозией, и стоимости проведения восстановительных операций.

Коррозия гидротехнических сооружений Основной причиной коррозии гидротехнических сооружений является морская вода и среда, вызывающая электрохимическую и микробиологическую коррозию. Электрохимической коррозии способствует высокое содержание растворенных солей, наличие ионов хлора и сульфатов, высокое содержание растворенного кислорода, а микробиологической коррозии – присутствие сульфатредуцирующих или сульфатвосстанавливающих (от 100 кл/мл и более), аэробных (до 106 кл/мл) и анаэробных (до 104 кл/мл) бактерий.

Для защиты морских гидротехнических сооружений от коррозии использовались электрохимическая защита (протекторы) в подводной зоне и лакокрасочные покрытия (ЛКП) – в надводной зоне.

Протекторная защита, которая является разновидностью катодной защиты, заключается в следующем.

К защищаемой конструкции присоединяют более электроотрицательный металл – протектор, который, растворяясь в окружающей среде, защищает от разрушения основную конструкцию. После полного растворения протектора его необходимо заменить. Протектор работает эффективно, если переходное сопротивление между ним и окружающей средой невелико.

Действие протектора ограничивается определенным расстоянием, которое называется радиусом защитного действия протектора.

Рис. 1 Внешний вид практически растворенного и нового протектора В надводной части в зоне периодического смачивания используются эпоксидные покрытия (общей толщиной 350 – 400 мкм), в атмосферной – эпоксидно-полиуретановые покрытия (общей толщиной 300 – мкм для опорных блоков и несущих модулей и 300 мкм для верхних строений).

Коррозионный износ несущих конструкций морских стационарных платформ на высоте 1–5 м от поверхности моря средняя скорость коррозии составляет приблизительно 0,4 мм/год. Так, например, средняя глубина коррозии несущих конструкций через 7 лет эксплуатации составила 2,35–2,7 мм, максимальная – 4 мм.

За 4 – 5 лет эксплуатации степень разрушения ЛКП на опорных блоках составила 20–70 %, на несущих модулях – 10 – 25 %, а за 7 лет – 100 % и 80 – 100 % соответственно.

Согласно обследованию с помощью обитаемого подводного аппарата и внутритрубной диагностической аппаратуры на месторождении Белый Тигр установлена очень высокая степень коррозионного поражения отдельных участков. Такие поражения могут привести к аварийным ситуациям на стояках, на трубопроводах и платформах с катастрофическими последствиями [1].

В целях увеличения срока службы защитных покрытий до 10 лет и более для зоны периодического смачивания применяют алюминиево-металлизационные покрытия вместе с ЛКП толщиной 450 – 500 мкм, а также покрытия толщиной 500–1500 мкм (Baltoflake фирмы Jotun, основа – полиэфирная смола).

Для повышения коррозионной устойчивости подводных элементов гидротехнических сооружений в пределах месторождения Белый Тигр с 1995 года применяют комбинированный метод электрохимической защиты совместно с эпоксидными покрытиями [1].

Покрытие используется, как вспомогательное средство для уменьшения расхода алюминиевого сплава и удлинения срока службы протекторной системы. Электрохимическая защита в таких условиях позволяет полностью прекратить коррозионный процесс.

Коррозия нефтепромыслового оборудования Коррозия оборудования системы поддержания пластового давления (ППД). Основная причина коррозии – высокая коррозионная агрессивность морской воды, используемой для ППД. Водопроводы и 814 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР скважины подвергаются внешней и внутренней коррозии. Развитие коррозии существенно зависит от подготовки морской воды, в том числе, от наличия в воде кислорода и сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ).

Скорость внутренней коррозии водопроводов, транспортирующих необработанную морскую воду, изменяется от 1,0 мм/год (по данным ультразвуковой толщинометрии) до 1,02 – 1,28 мм/год (по данным корратора RCS 9000 фирмы “Cosasco”). Однако скорость внутренней коррозии оборудования системы ППД уменьшается благодаря деаэрации и обработке морской воды химическими реагентами: коагулянтами, поглотителями кислорода, ингибиторами коррозии, бактерицидами [1].

Коррозия снаружи насосно-компрессорных труб (НКТ) и внутренней поверхности обсадных труб происходит со скоростью до 1,36 мм/год. Это вызывает большую угрозу разрушения этого оборудования.

Защита от электрохимической и микробиологической коррозии внутренней поверхности НКТ нагнетательных скважин должна обеспечиваться качественной подготовкой морской воды. Качественная защита поверхности труб в межтрубном пространстве нагнетательных скважин должна обеспечиваться выполнением следующих мероприятий:

- стерилизация среды и металлической поверхности;

- заполнение межтрубного пространства обезвоженной нефтью с ингибитором коррозии и бактерицидом.

Коррозия оборудования системы сбора, транспорта и подготовки нефти. Внутренняя поверхность оборудования системы сбора, транспорта и подготовки нефти подвергается непрерывному воздействию агрессивной гетерогенной двухфазной среды.

Коррозионная активность добываемой нефтяной эмульсии усиливается с увеличением обводненности продукции скважин (особенно резко, начиная с содержания воды до 50 – 60 %), а также вследствие её сероводородного заражения из-за нагнетания в продуктивные пласты воды, содержащей СВБ. Учитывая увеличение обводненности продукции и её сероводородное заражение, с 1995 года предусмотрен ввод ингибиторов коррозии и бактерицидов в соответствии с рекомендациями специального регламента.

Таким образом, приведенные способы защиты от коррозии дают эффективные результаты. Для защиты гидротехнических сооружений от электрохимической и микробиологической коррозии требуется качественная подготовка протекторов, материалов покрытия и обработка морской воды химическими реагентами.

Литература 1. Геологическое обоснование на заложение разведочной скважины на южном куполе месторождения «Белый Тигр».

– Вунг Тау: НИПИморнефтегаз, 2004. – 65 с.

2. URL:http://neftegas.info/korroziya-tng/1053-korroziya-skvazhinnogo-oborudovaniya-i-sposoby-zaschity-ot-nee.html ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДА ОБРАБОТКИ СКВАЖИН РАСТВОРОМ ЩЕЛОЧИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР»

Фан Чан Хай Лонг Научный руководитель доцент И.А. Иванова Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Одним из методов увеличения коэффициента нефтеотдачи является метод регулирования фильтрационных потоков внутри залежи путем блокирования высокопроводимых каналов осадками или гелями.

Важной проблемой для процесса заводнения, осуществляемого в настоящее время на залежи фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам), является обеспечение равномерного продвижения фронта закачиваемой воды с целью увеличения коэффициента охвата, степени извлечения нефти и, в конечном итоге, повышения нефтеотдачи залежи. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть–раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы водой. Лабораторные исследования показывают, что степень снижения межфазного натяжения возрастает с увеличением количества органических кислот в нефти.

В связи с этим обработка залежи путем закачки раствора щелочи в скважины на достаточно большое расстояние от забоя (глубокое воздействие на объект разработки) может оказаться эффективным методом для изменения направления фильтрационных потоков и повышения коэффициента охвата заводнением [1].

При проведении процесса регулирования фильтрационных потоков необходимо учитывать особенности характера неоднородности пород фундамента по площади и по толщине. Применение щелочи в процессах регулирования фильтрационных потоков основывается на ее способности при взаимодействии с солями двухвалентных металлов (Mg и Ca) образовывать нерастворимые осадки Mg(OH)2 или Ca(OH)2 [2].

2 NaOH + MgCl2 = Мg (ОH) 2 + 2 NaCl (1) 2 NaOH + CaCl2 = Ca (ОH) 2 + 2 NaCl (2) Для условий месторождения Белый Тигр, где морская вода, используемая для заводнения, содержит достаточно высокое содержание ионов Ca++ и Мg++ (340 и 1130 мг/л соответственно), представляется возможным для целей регулирования фильтрационных потоков закачивать только щелочь и морскую воду.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Чтобы выяснить эффективность применения этого метода на данном месторождении были проведены специальные исследования. Первоначально был исследован характер химического взаимодействия щелочи и морской воды. В качестве базового реагента рассматривалась каустическая сода NaOH. В опытах использовалась морская вода с побережья, имеющая состав и минерализацию, близкие к закачиваемой воде на залежи фундамента Белый Тигр.

Поскольку существует влияние температуры на процесс осадкообразования, требовалось выяснить особенности взаимодействия щелочи с морской водой при пластовых температурах. Была выполнена серия опытов по определению скорости реакции и видов осадка процесса комплексного осадкообразования NaOH (1%) с морской водой при различных температурах. Результаты наблюдений приведены на рис. 1, 2.

Рис. 1 Зависимость скорости выпадения осадка от времени при температуре Т=29оС Рис. 2 Зависимость скорости выпадения осадка от времени при температуре Т=90 оС Проведенные эксперименты показали, что скорость выпадения осадков при смешивании каустической соды и морской воды значительно зависит от температуры. При температуре 29оС осадок образуется за 4,5 часа, при температуре 90оС – за 3 минуты. Этот фактор необходимо учитывать при проведении обработки скважины.

Эксперименты по закачке осадкообразующих реагентов проводились на установке испытания кислотных составов, обеспечивающей создание пластовых термобарических условий. В качестве опытных образцов использовались составные образцы керна трещиноватого коллектора месторождения Белый Тигр. В качестве модели нефти использовался керосин.

Методика исследований эффективности этого метода заключалась в последовательной закачке в промытый морской водой образец, моделирующий обводненный участок пласта, раствора NaOH и морской воды. Опыты показали, что проницаемость образцов после обработки щелочным раствором уменьшалась в среднем от 2 до 100 раз. Полученные результаты приведены в таблице и на рис. 3.

Таблица Изменение проницаемости для воды в результате закачки в обводненный образец осадкообразующего раствора Проницаемость для морской воды Проницаемость для морской воды Отношение проницаемостей перед закачкой раствора K1, мД после закачки раствора K2, мД K1/K 445 237 1, 267 88 3, 440 26,2 16, 166 1,7 97, 106 1,5 70, 11,5 0,2 57, Графическое изображение результатов опытов после их обработки описывается уравнением K1=0,0014K21,7282 (3), где K1 – проницаемость для морской воды до закачки щелочного раствора;

K2 – проницаемость для морской воды после закачки щелочного раствора.

816 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рис. 3 Изменение водопроницаемости образца до и после обработки щелочным раствором Таким образом, на основании полученных результатов можно сделать вывод, что одним из методов выравнивания фильтрационных потоков в условиях месторождения Белый Тигр может являться обработка скважин раствором щелочи NaOH концентрацией не менее 1,0% масс. Для усиления эффекта снижения проницаемости наиболее обводненных зон щелочь следует закачивать в сочетании с растворами солей двухвалентного металла Mg, либо производить повторную обработку скважин раствором NaOH большей концентрации. Преимуществом метода является возможность растворения образующегося осадка в результате реакции с соляной кислотой HCl.

Литература Сидоров И.А., Поддубный Ю.А., Кан В.А. Воздействие на призабойную зону cкважин в целях ограничения 1.

отбора воды, 1984 – 53 с.

Адаптация и внедрение новых технологий для увеличения нефтеодачи и интенцификации разработки на 2.

месторождениях СП «Вьетсовпетро». – Вунг Тау: НИПИморнефтегаз, 2003. – 75 с.

АНАЛИЗ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ «БЕЛЫЙ ТИГР» В ПЕРИОДЕ 1988-2008ГГ (ВЬЕТНАМ) Чан Нгуен Лонг Научный руководитель ассистент Е.Г. Карпова Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Добыча нефти и газа во Вьетнаме, сегодня является одной из ключевых отраслей принести наибольшую экономическую эффективность по сравнению с другими секторами. Но в процессе бурения, заканчивания скважин, эксплуатации и ремонта скважин загрязненных приводящих к образованию различных уровней, снизить поток добычи скважин. Поэтому нужно использовать методы воздействия на призабойную зону скважины, чтобы увеличить коэффициент извлечения нефти и продлить эксплуатацию скважин.

Методы воздействия на призабойную зону скважины (ПЗП) Импульсно-ударное воздействие Проводимость пласта можно повысить мощными ударными волнами, которые создаются во время взрыва на забое зарядами взрывчатых веществ специального назначения. При этом образуется сеть трещин в твердых породах, и благодаря тепловым эффектам во время взрыва создают условия, способствующие улучшению притока углеводородов в скважины. Разрыв пороховыми газами при помощи специальных снарядов АДС и генераторами давления ПГД-БК. АДС – время сгорания 200 с, давление на забое возрастает до 100 МПа, температура достигает 180-250 С. Чтобы увеличить интенсивность ударного импульса, применяют заряды с меньшим временем сгорания. Продукты сгорания – двуокись углерода, соляная кислота, вода, хлор, окислы азота снижают вязкость нефти и при этом увеличивают приток в скважину углеводородов. Заряды пороховых генераторов давления ПГД-БК состоят из шашек до 10 кг, во время взрыва давление возрастает до 250 МПа. Под влиянием импульса давления столб жидкости в скважине после взрыва колеблется с затухающей амплитудой, создавая на зону ПЗП переменные нагрузки, которые способствуют образованию и раскрытию трещин и выносу в скважину загрязняющих поры частиц.

Обработка скважин соляной кислотой.

Простые кислотные обработки - наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора НСl в ПЗС.

При многократных обработках для каждой следующей операции растворяющая способность раствора увеличивается за счет наращивания объема раствора, повышения концентрации кислоты или увеличения скорости закачки. Исходная концентрация HCL - 12 %, максимальная - 20 %.

Простые кислотные обработки осуществляются с помощью одного насосного агрегата в промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины растворителями: керосином, пропан СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ бутановыми фракциями и др. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ.

Обработка пласта кислотными эмульсиями.

Кислотные эмульсии обладают способностью сохранять какой-то промежуток времени кислоту в виде дисперсной фазы. Эмульсии довольно подвижны и при прокачке по насосно-компрессорным трубам роста давлений не создают. Главным преимуществом этих эмульсий является то, что они обладают определенным периодом стабильности, который и контролирует время замедления реакции, причем это замедление не зависит от величины раскрытости трещин. Это исключительно важно при проведении кислотных обработок в скважинах с высокими температурами. Приведенные в таблице эмульсии являются подходящими и для обработок газовых скважин, так как в качестве дисперсной среды используются углеводородные вещества, не содержащие асфальтенов и смол.

Обработка пласта кислотными пенами-аэрированными кислотами с добавками ПАВ.

Данный метод основан на том, что вместо обычной соляной кислоты в пласт закачивают аэрированный или газированный кислотный раствор поверхностно-активного вещества, представляющий собой двухфазную кислотную пену. Применение кислотных пен позволяет увеличить глубину проникновения активной кислоты в пласт, повысить эффективность действия кислоты в пласте и улучшить процесс освоения скважин после обработки. С целью обеспечения еще большего снижения скорости растворения породы в кислотных пенах необходимо провести комплекс исследований по изучению влияния температуры на стабильность кислотных пен и изысканию специальных высокотемпературных стабилизаторов для них.

Способ обработки аэрированной кислотой с добавками ПАВ дает эффект и в тех случаях, когда обычные кислотные обработки оказываются безрезультатными. Характер и содержание подготовительных работ перед проведением обработки аэрированной кислотой с добавками ПАВ зависят от конкретных геолого физических условий: свойств коллектора и насыщающей его жидкости.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Сущность метода заключается в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при высоком давлении, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин.

Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок (проппант), сохраняющий проницаемость трещин, в тысячи раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта. На месторождении «Белый Тигр» объем жидкости разрыва используются для одного раза ГРП в диапазоне 120-150 м3, и общий объем проппанта в диапазоне 20-50 тонн.

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

а) создание трещины б) удержание трещины в раскрытом состоянии в) удаление жидкости разрыва г) повышение продуктивности пласта.

Экономическая эффективность применения методов воздействия на призабойную зону скважины в периоде 1988-2008 гг.

Таблица Результаты методов воздействия на ПЗП на месторождении «Белый Тигр» (1988-2008 гг.) Методы воздействия Общее число Общее число Успешная Дополнительная успешной обработки обработки обработка (%) добыча нефти (тонн) кислотные обработки 68 86 73,3 кислотные эмульсии 182 229 79,5 аэрированные кислоты 3 5 60,0 ГРП 37 55 67,3 импульсно-ударное 16 33 48,5 воздействие 818 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР % успешная обработка дополнительная добыча нефти 100, 79, 76, 73, 80,0 67, 60, 60,0 48, 40, 20,0 9, 7,30 6, 0, 0, ГРП импульсно кислотные аэрированные кислотные ударное эмульсии кислоты обработки Рис. Экономическая эффективность применения методов воздействия на ПЗП На месторождении «Белый Тигр» в периоде 1988-2008 гг. выполнили 408 раз воздействия на ПЗП различными методами с дополнительной добычей нефти 1835104 тонн. Результаты обработки (табл.,рис.) показывают, что:

Метод кислотной эмульсии наиболее применяются 229 раз (56,1%), из которых выполнили успешно раз (79,5%) с дополнительной добычей нефти 1394850 тонн (76,01%). Этот метод приведет к самой эффективной экономике на месторождении «Белый Тигр».

Метод ГРП были проведены в 55 раз (13,5%) и успешно в 37 раз (67,3%). Дополнительная добыча нефти составила 176928 тонн (6,41%). Эффективная экономика достигает высокой.

Метод импульсно-ударного воздействия применяются 33 раз (8,1%), из которых выполнили успешно раз (48,5%) с дополнительной добычей нефти 117590 тонн (6,41%).

Метод аэрированной кислоты с добавками ПАВ были проведены в 5 раз (1,2%) и успешно в 3 раз (60%).

Дополнительная добыча нефти составила 11700 тонн (0,64 %).

Обработка скважин соляной кислотой были проведены в 86 раз (21,1%) и успешно в 63 раз (73,3%).

Дополнительная добыча нефти получилась 134036 тонн (0,64%).

В 2001 году дополнительная добыча нефти наиболее составила 55800 тонн с применением метода кислотной эмульсии и метода ГРП.

Таким образом, метод кислотной эмульсии наиболее применяются, и достигает наиболее эффективную экономику на месторождении «Белый Тигр».

Литература Ильина Г.Ф., Алтунина Л.К. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири:

1.

Учебное пособие. - Томск: Изд-во ТПУ, 2006.-166с.

ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДА УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ЗАКАЧКОЙ ПАВ В УСЛОВИЯХ ЗАЛЕЖИ ФУНДАМЕНТА ЮГО-ВОСТОЧНОГО УЧАСТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ДРАКОН»

Чан Нгуен Лонг Научный руководитель ассистент Е.Г. Карпова Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Среди физико-химических методов увеличения коэффициента вытеснения нефти как, например, нагнетание воды, газов, полимерных растворов, растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), щелочей, микробов, закачка горячего воздуха, внутрипластовое горение, в исследованиях, проведенных специалистами Петровьетнама, для залежи фундамента месторождения Дракон был выбран метод применения ПАВ. ПАВ способствует уменьшению поверхностного натяжения на границе нефть-вода, увеличению смачиваемости водой пород, в результате чего увеличивается эффективность вытеснения нефти в целом и капиллярного вытеснения в частности.

Механизм воздействия ПАВ на процесс вытеснения нефти Понимание механизма воздейстия ПАВ на процесс вытеснения нефти очень важно для решения вопроса о возможности применения данного метода на конкретном месторождении.

Когда заводнение водой малоэффективно и связано с ранним прорывом воды и низким коэффициентом нефтеотдачи, как один из возможных выходов из положения, можно рассматривать метод заводнения с использованием ПАВ. Однако, применение и проектирование процесса заводнения ПАВ зависят от сущности действующего механизма нефтедобычи.

Для трещиноватых пород фундамента с неоднородной двухпустотной структурой лабораторными исследованиями кернов было установлено, что процесс вытеснения нефти водой складывается из:

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ гидродинамического вытеснения нефти из макротрещин и каверн;

капиллярного вытеснения нефти (самопроизвольной пропитки) в микротрещиноватых блоках, прилегающих к макротрещинам.

Эффективность вытеснения существенно зависит от:

ориентации макротрещин (субвертикальные или субгоризонтальные);

характеристики микропустотной емкости (ее величины и распределения);

долевого участия макро- или микропустотных емкостей.

Для повышения нефтеотдачи необходимо увеличить эффективность процесса вытеснения нефти водой в микротрещиноватых блоках.

Общим механизмом воздействия ПАВ на процесс вытеснения нефти водой является величина капиллярного давления Pс, определяемая как:

Pc 2 нв cos / r (1) где: нв - поверхностное натяжение на границе нефть-вода, мН/м;

- угол смачивания;

r - радиус капилляра, м.

Коэффициент вытеснения нефти водой () определяется по формуле:

= (1-Sов-Sон)/(1-Sов), (2) где: Sов - остаточная водонасыщенность, д.ед.;

Sон - остаточная нефтенасыщенность, д.ед.

При присутствии ПАВ, поверхностное натяжение на границе нефть-вода нв и угол смачивания уменьшаются.

Результаты исследований по пустотной структуре трещиноватых пород-коллекторов фундамента, свойствам пластовых флюидов и механизму воздействия на процесс вытеснения нефти при закачке раствора ПАВ показывают, что для повышения коэффициента вытеснения нефти из трещиноватых пород фундамента выбор метода закачки ПАВ является весьма эффективным.

Процесса вытеснения нефти водой и оторочкой раствора ПАВ на модели пласта залежи фундамента юго-восточного участка Дракон Специалистами лаборатории моделирования и физики пласта был проведен большой объем лабораторных работ, связанных с тестированием растворов ПАВ, предоставленных институтом материаловедения г. Хошимин, и технологии их закачки для доизвлечения остаточной нефти.

Характеристика образцов кернов пород фундамента юго-восточного участка м/р Дракон, выбранных для исследования представлена в таблице.

При проведении лабораторных испытаний определялись следующие параметры:

- термостабильность раствора ПАВ при выдержке его при температуре 910C в течение 31 дня;

- приращение коэффициента вытеснения при закачке раствора ПАВ IAMS-M2 в модель пласта;

- коэффициент восстановления проницаемости для воды при закачке раствора ПАВ IAMS-M2 в модель пласта.

Результаты опытов исследования термостабильности раствора IAMS–M2 концентрацией 500 ppm в морской воде до и после выдержки при температуре 910C (поверхностное натяжение определено по ASTM 445 03). Результаты лабораторных испытаний при закачке воды и ПАВ в модели пласта фундамента приведены на рисунках 1-2.

Таблица Характеристики образцов керна пород фундамента юго-восточного участка месторождения «Дракон» и результаты вытеснения нефти раствором ПАВ IAMS-M2[1] Номер Номер К, по Ф, д.ед. Квосс, применение 1, зак. 2, зак., д.ед.

модели образца нефти мД д.ед воды д.ед. ПАВ д.ед.

IV R-14.2-3-24 1046 0,0680 0,3590 0,3881 0,291 1,39 500 ppm (непрерывно) R-109.5-1- R-14.7-3- XI R-14.3-1-25 41,3 0,0819 0,3645 0,3991 0,0346 0,59 500 ppm (выдержка на R-14.1-3- 36 ч.) R-106.4-1- XII R-315.6-3-50 291 0,0344 0,3843 0,4672 0,0829 1,58 1000 ppm (выдержка на R-309.5-2- 36 ч.) R-14.7-1- XIV R-14.2-2-19 411 0,0508 0,3696 0,4316 0,0620 1,98 1000 ppm (выдержка на R-14.12-1- 36 ч.) R-14.1-1- 820 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рис. 1 Динамика извлечения нефти при закачке Рис. 2 Динамика извлечения нефти при закачке воды воды и ПАВ IAMS-M2 в модель пласта № XIV и ПАВ IAMS-M2 в модель пласта № XIV фундамента юго-восточного участка м/р фундамента юго-восточного участка м/р «Дракон»[1] «Дракон»[1] В результате лабораторных испытаний, проведенных специалистами лаборатории моделирования и физики пласта, метода увеличения нефтеотдачи путем заводнения с применением ПАВ на моделях пласта залежи фундамента юго-восточного участка месторождения Дракон получен прирост коэффициента вытеснения.

Средние значения прироста составили 3,18% и 6,85%, а средние значения коэффициента восстановления проницаемости по воде после обработок ПАВ составили 0,99 и 1,55 при концентрациях ПАВ 500 и 1000 ppm, соответственно.

Литература АНТ Вьетнам, НИИ прикладного материаловедения. “Разработка ПАВ и методов их закачки для увеличения 1.

Коэффициента вытеснения нефти при заводнении залежи фундамента юго-восточного участка месторождения Дракона”. 2007 г. Контракт 0955/06/T-N05/VSP-VKHVLUD от 09.10.2006 г.

Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка 2.

эффективности: Учебное пособие. – Казань: Изд-во "Фэн" АН РТ, 2005. – 688 с.

УВЕЛИЧЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ВЬЕТНАМА Чан Тхань Нам Научный руководитель доцент В.М. Галкин Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Увеличение нефтеотдачи является важнейшей задачей государств, обладающих нефтяными месторождениями. На месторождении Белый тигр на первой стадии разработки добыто 11-17% начальных геологических запасов нефти (OOIP), на второй и третьей стадиях добыча составит 27,8%, 24,4% и 37,6% OOIP из миоцена, олигоцена и фундамента соответственно. Третья стадия только начинается. Для этих объектов необходимо применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН). В мире существует много разновидностей МУН, но самым популярным из них является нагнетание химических веществ. Большой эффективностью обладают комплексные методы, когда в залежь одновременно нагнетаются ПАВ, полимеры и другие вещества.

Одним из них является физико-химический и микробиологический (ФХМК) комплексный метод.

Микробиологический метод увеличения нефтеотдачи (МЕОR – Microbial Enhanced Oil Recovery) основан на использовании в залежи микробов, которые продуцируют БиоПАВ и другие вещества [1]. Микробы, применяемые в MEOR, разделяются на две группы – эндогенные (in-situ) и, внесенные извне (ex-situ).

Температура залежей месторождения Белый Тигр около 1150C, поэтому специалистами компании DMC было решено использовать ex-situ MEOR с одновременной закачкой питательной среды.

В залежах оба продукта – химический и микробиологический функционируют по общим физико химическим законам. Свойства продукта MEOR регулируют, например, поверхностное натяжение, вязкость, смачиваемость, капиллярное число, подвижность. Основной механизм действия в ex-situ MEOR похож на механизм действия ПАВ. Целью этой технологии является повышение коэффициента нефтеотдачи посредством рационального повышения коэффициента вытеснения d, коэффициента охвата процессом вытеснения s и коэффициента охвата заводнением c.

d s c Чтобы эффективно увеличить эти коэффициенты необходимо применять полимеры и ПАВ. В настоящее время для МУН используют ПАВ химического происхождения, а полимеры имеют и химическое и биологическое происхождение. Биополимеры ксантан-гумы хорошо совмещаются с морской водой и чаще применяют в МУН.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Проведение испытания технологии MEOR на месторождении Белый Тигр, рис. 1.

Сведения по скважине: Категория скважины: нагнетательная;

объект нагнетания: нижний миоцен;

средний расход реагента (в режиме стабильной закачки): 14м3 4 часа [2].

Рис.1 Опытный участок (Нагнетательная скважина 74, наблюдаемая скважина705) Полученные результаты:

До закачки. В течение 7 месяцев 2006 года, давление нагнетания и приемистость нестабильны и находились на высоком уровне.

После закачки показатели стали более стабильны, приемистость находилась на уровне 350-360 м3/сут, давление нагнетания - на уровне 51-58 атм. Отношения между приемистостью и давлением нагнетания, между добываемой жидкостью и приемистостью повысились. После закачки ФХМК темп роста обводненности скважин общего опытного участка замедлился, данные по обводненности стали более сконцентрированными (Рис. 2).

Количество сульфатредуцирующих бактерий почти не изменились. Плотность, минерализация не изменились.

y = 1,5004x + 12, R2 = 0, Вода, % 2003 2004 2005 2006 Год, с 2- Вода до ФХМК Вода после ФХМК Linear (Вода до ФХМК) Рис. 2 Обводненность опытного участка до и Рис. 3 Добыча нефти скважины 705 до и после закачки после закачки ФХМК ФХМК На рис. 3 приведены показатели скв. 705 после закачки ФХМК. добыча нефти выше, чем соответствующие расчетные данные, полученные из аппроксимации с самым высоким R2. По аналогии были просчитаны еще 3 варианта с различной аппроксимацией, которые показаны в таб. 1.

Таблица Аппроксимации и результаты вычисления дополнительной нефти скважины 705 с сентября 2006 года по август 2007 года Дополнительная добыча R Аппроксимации No нефти, т Y = 1768,4x-0, 1 0,6102 1 2 Y = -484,67Ln(x) + 1775,8 0,6400 3 3 Y = -228Lnx + 954,93 0,9026 4 Y = 1968,1e-0,1489x 4 0,5597 5 Выводы:

1. Специалистами компании DMC разработана физико-химическая и микробиологическая комплексная технология для залежей с высокой пластовой температурой. В 2006 году технология была применена на участке месторождения Белый Тигр в отложениях миоцена. Закачка ФХМК позволила снизить темп роста обводненности скважин и дополнительно добыть нефть.

822 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР 2. Применение технологии на месторождениях Белый тигр и Дракон позволяет увеличить нефтеотдачу и не требует дополнительного капиталовложения.

Литература Сургучев М. Л. «Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пласта». – М.: Недра, 1.

ЧИСЛЕННОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ О ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ В УПРУГОМ ПЛАСТЕ, ОСНОВАННОЕ НА КОНСЕРВАТИВНОЙ КОНЕЧНО-РАЗНОСТНОЙ СХЕМЕ МАК-КОРМАКА А.Л. Шибанов Научный руководитель ассистент Е.Н. Крамшонков Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Предлагаемый конечно-разностный метод решения уравнений фильтрационной гидродинамики осуществляется на основе численной 2-х шаговой схеме типа «предиктор-корректор», имеющей второй порядок точности относительно шагов по пространству и времени. Характерная особенность этой схемы – аппроксимация пространственных производных нецентральными разностными операторами. Искомые функции вычисляются только в узлах расчетной сетки.

При использовании интегральных законов сохранения двух несмешивающихся фаз – нефти и воды использовались следующие допущения: флюиды несжимаемы;

капиллярные и гравитационные силы не учитывались;

динамическая вязкость постоянна. В одномерной плоской постановке, т.е. искомые функции, зависят только от одной пространственной переменной, уравнения, описывающие двухфазную фильтрацию x [0, L] выглядят следующим образом:

t So d Vo d 0, t S w d Vw d 0, So Sw 1, 0 сP P0, S w ka kw S w, ka ko S w, S w P, S w P, S w Vw Vo w o x x w w o o Sw o Sw w Sw.

где x, t – расстояние, время;

Sw, So, P,, L – относительная водонасыщенность, относительная нефтенасыщенность, давление флюидов, пористость (относительный объем пустот), размер рассматриваемой области;

w, o, – подвижность воды, нефти, общая подвижность;

kа – абсолютная проницаемость;

kw и ko – фазовые проницаемости воды и нефти;

w и o – вязкость воды и нефти;

c – сжимаемость скелета породы;

P x 0 P0 PL и правой P 0=(P0). Для P задаются граничные условия первого рода на левой xL границах, соответственно. Для S на левой границе задается условие остаточной обводненности на границе с вытекающим флюидом – условие свободного истечения. Начальные условия для P и S отражают тот факт, что в первоначальный момент времени все точки исследуемого образца имели одинаковые начальные насыщенность и kw (Sw ) Aw Sw Bw Sw Cw, давление. Фазовые проницаемости задавались в виде:

ko (Sw ) Ao Sw Bo Sw Co.

При записи конечно-разностного аналога законов сохранения массы для каждой из фаз в области x [0, L] xi i x, i – число узлов по оси x, x – размер задается неподвижная расчетная сетка с узлами ячейки. Ячейки расчетной области имеют постоянный объем и ограничены только неподвижными поверхностями. Для некоторой произвольной ячейки объема конечно-разностный аналог законов сохранения ( So ) 2 ( S w ) Vko Sk 0, Vkw Sk 0, Vkw, массы записывается в виде: где t t k 1 k Vko – проекции компонент скоростей на внешние нормали поверхностей ячеек.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рис. Распределение давления и относительной водонасыщенности в безводный период Далее, применяя численную схему Мак-Кормака к полученным соотношениям, получаем основные рабочие уравнения Аппроксимация производной давления по пространственной переменной осуществлялась центральными разностями.

На рис. показаны рассчитанные по предложенной методике распределения P и Sw в некоторый момент времени. Здесь связанная и остаточная водонасыщенности составляли 0,2 и 0,8 соответственно. При достаточно больших временах счета численное решение графически совпадает со стационарным, однако следует отметить, что предложенный численный алгоритм требует дальнейших сравнительных тестовых испытаний.

Литература Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений 1.

углеводородов: учебное пособие для вузов. – М.;

Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. – с.

Х. Азиз, Э. Сеттари. Математическое моделирование пластовых систем. – М.: Институт компьютерных 2.

исследований, 2004. – 407 с.

http://www.exponenta.ru/educat/systemat/galkin/index.asp – Галкин В.М. Численная гидродинамическая модель 3.

пласта: практикум. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2008. – 38 с.

ПЕРСПЕКТИВЫ СОЗДАНИЯ СКВАЖИННОГО ФОТОМЕТРИЧЕСКОГО УСТРОЙСТВА НА ОСНОВЕ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ КОЭФФИЦИЕНТА СВЕТОПОГЛОЩЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ Г.Ю. Щербаков, Р.Н. Бурханов Научный руководитель профессор А.В. Петухов Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург, Россия Для исследования коэффициента светопоглощения Ксп добываемой нефти при геолого-промысловом контроле разработки нефтяного месторождения применяются фотоколориметры различных конструкций, например КФК-3[2].

При этом обычно отбирают пробу нефти на устье скважины и предварительно обезвоживают ее в лабораторных условиях. Однако отбор устьевых проб нефти производится нерегулярно, их оптические свойства определяются только попутно и редко подвергаются тщательному анализу. Невозможно учесть также различия в свойствах нефти на земной поверхности и в скважине.

Создание же и применение автоматизированных фотометрических устройств, размещенных непосредственно в скважине, для непрерывного измерения оптических характеристик добываемой нефти, на наш взгляд, может значительно повысить достоверность не только оптических, но и других геолого-промысловых данных. По данным собственных лабораторных исследований нефти тульских отложений Архангельского месторождения Республики Татарстан авторами доклада выявлены зависимости Ксп от величины накопленной добычи нефти и Ксп от коэффициента нефтенасыщенности пласта с достаточно высокими коэффициентами аппроксимации[1]. Эти зависимости были успешно применены для подсчета остаточных запасов нефти и подтвердили перспективность разработки скважинного устройства, принципиальная схема которого должна предусматривать возможность автоматизированной регистрации оптических параметров добываемой нефти на забое скважины в заданном интервале длин волн, их первичную обработку и передачу в программируемые системы автоматизированной аппроксимации с геолого-промысловыми данными.

824 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рис.1 Спектральные кривые Ксп, Ксп и V По результатам вычислений строились спектральные кривые Ксп, Ксп и V нефти в зависимости от длины световой волны (рис. 1). Установлено, что в интервале длин волн 400-500 нм пробы нефти сильно различаются по величине Ксп, что может отражать неоднородные литологические и петрофизические особенности залегания и неоднородные условия разработки залежи. В интервале же длин волн 600-900 нм пробы нефти меньше различаются по Ксп, что может быть связано с общими для всей залежи условиями генерации и аккумуляции и дальнейшей консервации нефти. При миграции и аккумуляции нефти происходит адсорбция ее поверхностно-активных веществ, состоящих в основном из смол и асфальтенов, на поверхности пор (рис.3). При этом на поверхности пор образуется адсорбционный слой неподвижных высокомолекулярных углеводородов, состоящий в основном из смол и асфальтенов. По направлению же к центру пор молекулярная масса М и плотность углеводородов, а также их Ксп уменьшаются. В порах, радиус которых r превышает двойную толщину адсорбционного слоя 2, плотность и Ксп нефти, значительно меньше, чем в порах, радиус которых равен или меньше двойной толщины адсорбционного слоя. При разработке из пор породы в первую очередь вытесняется нефть из центральной части наиболее крупных пор и затем по мере заводнения коллектора из пор уменьшающегося размера. Таким образом, в процессе разработки залежи Ксп добываемой нефти будет увеличиваться, что полностью подтверждается результатами лабораторных исследований нефти большинства скважин. На рис.4 приводятся примеры спектральных кривых Ксп нефти одной из скважин, отбор которых производился в период 2005-2010 годы. Значения Ксп добываемой нефти увеличиваются независимо от длины волны пропускаемого диапазона.


При механизированном способе эксплуатации устройство может устанавливаться непосредственно под насосом с помощью переходника (2, рис.7). При фонтанном способе эксплуатации может быть спущено в скважину на каротажном кабеле или колонне труб. Устройство (рис.2) может включать следующие основные блоки – приемный 2, фотометрический 3, выкидной блоки 4, блок хранения данных 5, блок беспроводного (проводного) канала связи 6 и блок питания 7. Продукция из скважины поступает в приемный блок, в котором происходит ее подготовка (обезвоживание и сепарация).

Затем в измерительный фотометрический блок, где происходит собственно измерение необходимых параметров в виде аналогового сигнала. В блоке хранения данных сигналы преобразуются в цифровой вид с помощью аналого-цифрового преобразователя АЦП для хранения в резервируемой памяти устройства и (или) они с помощью блока беспроводного (проводного) канала связи передаются на поверхность для последующей обработки.

В скважинных условиях приемный блок должен включать фильтр 12, клапанно-дозирующее устройство 13, поглотители воды и сепараторы газа 14, которые могут представлять собой стационарные устройства в виде гидрофобизированных мембран, адсорбентов или других устройств и отводы для сброса воды и газа 15.

Клапанно-озирующий механизм должен обеспечить дозированную подачу скважинной жидкости в фотометрический блок. Фотометрический блок включает источник светового излучения 8 (например, ксеноновую импульсную лампу), свет которого проходит через монохроматор (призму) 9 для получения светового луча заданной длины волны. Затем пучок света направляется через испытуемую жидкость, заключенную в прободержатель 10 и далее в сенсор 11. Рабочая длина прободержателя (аналог рабочей длины кюветы в лабораторных условиях) должна автоматически регулироваться вплоть до возможности создания сверхтонкой пленки исследуемой жидкости. Возможность изменения рабочей длины прободержателя, внутренняя поверхность которого не должна смачиваться скважинными жидкостями, имеет значение, поскольку точность определения толщины слоя исследуемой нефти влияет на точность определения оптических свойств.

Монохроматический свет, проходя через нефть, частично отражается и частично поглощается. Интенсивность прошедшего светового луча замеряется фотометрическим сенсором (детектором) 4.

СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В конструкцию устройства может быть включен термостат для поддержания стандартной температуры измерений или определения текущей температуры исследуемой нефти с целью вычисления поправок на влияние температуры. АЦП в блоке 5 осуществляет перевод аналоговых результатов измерений в цифровой вид для длительного хранения в съемной памяти устройства и этот же блок обеспечивает передачу полученных данных на поверхность. При этом в зависимости от способа эксплуатации скважины устройство может быть снабжено блоком проводного (скважины, оборудованные электроцентробежными или винтовыми насосами) или беспроводного (например, в случае оборудования штангово-глубинными насосами, фонтанной эксплуатации, газлифт) канала связи 6. Беспроводной способ передачи данных может осуществляться по импульсам давления или по гидравлическому, акустическому или электромагнитному каналам [3]. Оптические данные в режиме реального времени должны поступать в программный комплекс их хранения и обработки, содержащий также постоянно-обновляющиеся показатели работы скважин и другие показатели разработки месторождения. Программный комплекс должен обеспечивать комплексную геолого-промысловую интерпретацию, например корреляцию оптических данных с накопленной добычей для подсчета остаточных запасов нефти. Работа устройства контролируется внутренним (встроенным) и внешним программным обеспечением. Встроенное программное обеспечение должно обеспечивать работу устройства в тестовом режиме для выбора наиболее оптимального спектра электромагнитного излучения и рабочей длины прободержателя. В автоматизированном режиме должны устанавливаться параметры работы устройства - ширина полосы светового излучения и ее дискретность, фотометрический диапазон, рабочая длина и осуществляться распознавание фаз. Внешнее программное обеспечение необходимо для Рис.2. Схема устройства автоматизированной корреляции измеренных свойств нефти в выбранном спектральном диапазоне с показателями работы скважин, определения параметров точности аппроксимации данных и осуществления обратной связи с устройством, находящимся в скважине, для коррекции режима и параметров его работы.

Дополняя существующие интеллектуальные системы, фотометрическое устройство может значительно улучшить управление разработкой нефтяного месторождения, в том числе в режиме реального времени получать достоверные сведения о запасах и контролировать изменение свойств коллектора и флюидов в процессе разработки месторождения.

Литература Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т. Перспективы применения оптических исследований для подсчета остаточных 1.

извлекаемых запасов нефти //Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. Альметьесвк: АГНИ, 2011.– С.19 – 28.

Девликамов В.В., Мархасин И.Л., Бабалян Г.А. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных 2.

месторождений. – М.: Недра, 1970. – С.21 – 29.

Степной В.С. Безгенераторный способ передачи данных забойной телеметрии. – Томск, 2010. – С. 29 – 31.

3.

СМАЧИВАЕМОСТЬ ПОВЕРХНОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПОРОД ПЕРМСКОГО КРАЯ И ЕЕ ВЛИЯНИЕ НА ИЗВЛЕЧЕНИЕ НЕФТИ О.Р. Эбзеева Научный руководитель доцент А.А.Злобин Пермский национальный исследовательский политехнический университет, г. Пермь, Россия Смачиваемость обуславливает специфическое проявление поверхностных сил, главным образом влияющих на динамику многофазной фильтрации поровых флюидов (нефти, воды и газа) и их объемную структуру в эффективной части пласта. Проблемы увеличения нефтеотдачи пластов, вовлечения в разработку остаточных запасов, повышения эффективности методов ПНП и интенсификации добычи нефти (ИДН) напрямую связаны с недостаточной изученностью процессов смачивания, происходящих на границах фаз в микрообъеме поровых каналов и на поверхности глубинного оборудования.

Цель данной работы - на основе комплексного лабораторного анализа керна установить закономерности изменения смачиваемости продуктивных пород-коллекторов нефтяных месторождений Пермского края и ее влияние на процессы нефтеотдачи. До сих пор такие работы не проводились ввиду отсутствия научно-методического сопровождения и практической направленности исследований.

Смачиваемость внутрипоровой поверхности пород-коллекторов непосредственно влияет на эффективность практически всех известных технологий разработки месторождений углеводородного сырья с использованием заводнения. В зависимости от специфического взаимодействия многокомпонентных систем 826 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР различают следующие типы смачиваемости пород: преимущественно гидрофильная, преимущественно гидрофобная, промежуточная, гетерогенная, избирательная и микроструктурная [1, 2].

На сегодня существует несколько способов определения смачиваемости: определение теплоты смачивания, измерение контактного угла, метод Амотта, метод USBM, адсорбционный низкотемпературный метод БЭТ, метод кривых капиллярного давления, ЯМР, метод кривых относительных фазовых проницаемостей, метод изотермической сушки (метод испарения) и метод по ОСТу [3]. Как показывает анализ литературных источников, данные разных методов, как правило, хорошо коррелируют между собой.

В работе использован метод определения смачиваемости пород согласно ОСТ 39-180-85, который предусматривает определение показателя М, выражающего интегральную характеристику смачиваемости поверхности поровых каналов пород по данным капиллярного впитывания в водонасыщенный образец воды и керосина при атмосферных условиях (за 20 часов) и в поле центробежных сил при центрифугировании [4].

По показателю смачиваемости М горные породы ранжируются на гидрофобные (М=0-0,2), преимущественно гидрофобные (0,2-0,4), промежуточные (0,4-0,6), преимущественно гидрофильные (0,6-0,8) и гидрофильные (0,8-1,0) типы смачиваемости. Исторически метод по ОСТу был разработан в г.Перми в конце 70-годов в лаборатории физики нефтяного пласта института ПермНИПИнефть д.т.н. Б.И.Тульбовичем и нашел широкое применение в петрофизических лабораториях ввиду своей относительной простоты и стабильной воспроизводимости результатов за счет использования гравиметрического (весового) метода измерений [4].

Процесс формирования гидрофильных и гидрофобных пород неоднозначный и достаточно сложный.

Показатель смачиваемости коллекторов не является константой породы, а зависит от типа смачивающей жидкости и характера активности поверхности. Принято считать, что исходная смачиваемость природных минералов по параметру М не ниже 0,7 доли ед., то есть они преимущественно хорошо смачиваются водой и не смачиваются углеводородами. Так, в водяной части пласта терригенные породы имеют смачиваемость 0,98, а карбонатные соответственно 0,76 доли ед. В процессе заполнения ловушки и длительного во времени формирования нефтяной залежи при высоких горном и поровом давлениях происходит разрыв пленки остаточной реликтовой воды в порах и адсорбция активных полярных компонентов на поверхности минералов.

Возникает, так называемая, исходная смачиваемость коллектора, которая задается комплексом природных факторов: тектоническими, термодинамическими параметрами, минерализацией воды, газовым фактором, активностью нефти и др. Природная смачиваемость коллектора фильная или преимущественно гидрофобная.

После вскрытия и разработки залежи методом заводнения нарушается исходное равновесное состояние пластовой системы и смачиваемость пород будет видоизменяться. Если учесть, что основной отбор керна проводится на первой стадии разработки залежи, то смачиваемость пород, которую мы исследуем в лаборатории, можно отнести к начальной или близкой к природной пластовой смачиваемости. Следует отметить, что для любой поверхности энергетически выгодным является процесс однонаправленной самопроизвольной гидрофобизации поверхности, который приводит к минимизации удельной поверхностной энергии минералов.


Это объясняется тем, что для перевода, например, гидрофобной поверхности в гидрофильную необходимо затратить достаточно большую энергию для разрушения и деструкции адсорбционного слоя на поверхности минералов. Например, для получения предельно гидрофильной поверхности (М=0,98 д.ед.) необходимо нагреть горную породу до 350 градусов [4].

В работе на представительном статистическом материале (4000 образцов) проведен анализ изменения смачиваемости по ОСТу пород-коллекторов основных нефтяных месторождений Пермского края, приведены средние данные по смачиваемости пород-коллекторов 55 нефтяных месторождений, ранжированных по основным крупным тектоническим структурам. Анализ показывает, что показатель М изменяется от 0,173 до 0,397 доли ед. Смачиваемость терригенных и карбонатных пород всегда отличается, причем в терригенных она преимущественно выше на 28,5 % за счет более высокой исходной гидрофильности породообразующих минералов кварца и алюмосиликатов.

Кроме того, работе рассмотрен механизм формирования гидрофобных пород. Существенную роль при этом оказывают структурные свойства коллектора. Наличие нефти в той или иной части пласта обуславливается и регулируется капиллярным давлением, которое по формуле Лапласа является функцией от радиуса поровых каналов. Чем меньше сечение канала, тем выше капиллярный барьер и ниже вероятность аккумуляции углеводородов в тонкопоровой части коллектора. Это подтверждается наличием минимального или критического радиуса, который разделяет все породы по смачиваемости на гидрофобные и гидрофильные. Влияние структуры не ограничивается только средним радиусом каналов. Как показывают специальные исследования терригенных пород методом лазерной гранулометрии, смачиваемость зависит от соотношения мелкозернистой и крупнозернистой фракций терригенных пород и количества остаточной водонасыщенности в коллекторе. Рост мелкодисперсной фракции ведет к увеличению фильности, а крупнозернистой, наоборот, к увеличению фобности коллектора. В свою очередь, остаточная вода выступает в роли экранирующего слоя, снижение количества которого приводит к увеличению адсорбции компонентов нефти и гидрофобизации поверхности.

Дополнительным параметром, влияющим на смачиваемость, является коэффициент неоднородности структуры.

С увеличением неоднородности микроструктуры пород гидрофобность нелинейно возрастает.

Для анализа распределения гидрофильных и гидрофобных пород по нефтяным месторождениям была впервые построена карта показателя смачиваемости и проведено 3d-моделирование изосмачиваемости продуктивных площадей с использованием пакета S-PLUS-2000Professional.

Анализ промысловой информации показал, что текущий КИН напрямую связан с показателем смачиваемости залежей нефти. Это обусловлено тем, что смачиваемость является комплексной функцией, учитывающей весь спектр ФЕС-параметров коллекторов, распределение их в объеме пласта и реологию СЕКЦИЯ 10.СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ флюидов. Отсюда текущая смачиваемость может использоваться в качестве дополнительного прогнозного параметра при извлечении нефти. Поэтому анализ и учет смачиваемости при гидродинамическом моделировании и разработке залежей является актуальной задачей, требующей дальнейших всесторонних исследований.

Выводы На представительном статистическом материале проведен анализ смачиваемости пород по основным нефтегазодобывающим районам Пермского края.

Получено, что смачиваемость поверхности является сложной комплексной функцией структурных характеристик коллектора и физико-химических свойств нефти и остаточной воды.

Установлено, что средняя смачиваемость продуктивных пород по 55 месторождениям составляет 0, доли ед., что характеризует их как преимущественно гидрофобные системы. Сравнение терригенных и карбонатных отложений показывает, что первые обладают более высокими значениями показателя смачиваемости (0,307 против 0,239) за счет высокой исходной гидрофильности песчано-алевритовых пород.

Установлен механизм увеличения гидрофобности пород при разработке залежей, который обусловлен адсорбцией асфальтено-смолистых веществ с образованием граничных слоев сложной структуры.

По данным анализа керна проведено 3d- моделирование изменения смачиваемости терригенных и карбонатных пород по площади крупных тектонических структур Пермского края и построены объемные поверхности распределения смачиваемости продуктивных объектов.

Установлено, что показатель смачиваемости поверхности и текущий КИН находятся в пропорциональной зависимости. Показано, чем выше гидрофобность пород, тем ниже показатели разработки залежей.

Разработанная методика комплексного анализа смачиваемости пород-коллекторов может быть использована при создании и корректировке постоянно действующих фильтрационных гидродинамических моделей объектов разработки и добычи нефти.

Литература Anderson W.G. Wettability Literature Survey. Pt 6. The Effects of Wettability on Waterflooding // JPT, 1987. – № 12. – 1.

pp. 1605–1619.

Михайлов Н.Н., Семенова Н.А., Сечина Л.С. Микроструктурная смачиваемость и ее влияние на 2.

фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов. – М.: Нефтегаз International, 2009. – C. 8 – 11.

ОСТ 39-180-85. Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородсодержащих пород. – М., 1985. – 3.

с.

Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1979. – 200 с.

4.

СОДЕРЖАНИЕ ПРЕДИСЛОВИЕ………………………………………………………………………………………….... ПЛЕНАРНЫЕ ДОКЛАДЫ Чубик П.С. ТПУ: от лучших практик в стране к лучшим университетам в мире……………………… Дмитриев А.Ю. Институт природных ресурсов – современный институт с вековыми традициями…………................................................................................................................ Васильев Б.Д. К 150-летию академика В.А. Обручева………………………………………………… Шалдыбин М.В. К 130-летию первого академика Сибири М.А. Усова – первого выпускника горных инженеров томского политехнического института (университета), основателя сибирской горно геологической школы………………………………………………………………………………………. Секция 1. ПАЛЕОНТОЛОГИЯ, СТРАТИГРАФИЯ И РЕГИОНАЛЬНАЯ ГЕОЛОГИЯ Барабашева Е.Е., Стасенко С.И. Классификации карстовых пещер и полостей на примере объектов Забайкальского края Байкало-Становой спелеологической страны……………………………………. Бондарь О.В., Соломко К.В. Некоторые представители рода Aurila из миоценовых отложений южной Украины …………………………………………………………………………………………………… Горбатов А.А. Уточнение обстановок седиментации для корреляции разрезов скважин (на примере группы пластов АС юго-западной части Сургутского свода) …………………………………………. Журавлева А.А., Новикова Е.М., Семенов Д.В. Распределение структурно-вещественных комплексов пород при столкновении и скучивании тектонических плит (на примере Магистрально Николаевского траверса Татарского антиклинория Енисейского кряжа) ……………………………… Зайчикова Е.В. Биостратиграфия абалакской свиты (верхи бата - верхняя юра) Шаимского нефтегазоносного района по фораминиферам …………………………………………………………… Казак А.К. Состав и происхождение кластических отложений молассы начальной стадии поздневендского орогенеза (Бирюсинское присаянье) ………………………………….…………….. Камалова Р.Р. Проблематичные образования в триасовых отложениях центральной части Каспийского моря …………………………………………………………………………………………. Колдибеков О.Я. Особенности стратиграфических исследований горнорудных районов западного сектора южного Тянь-Шаня ………………………………………………………………………………… Курбатов Д.В. Верхнемеловые морские ежи рода Echinocorys Самарской области …………………… Маликов Д.Г. Экосистемный анализ позднеплейстоценовой териофауны комплекса местонахождений у с. Новосёлово (Красноярский край) ……………………………………………….. Михайленко Ю.В. О первой находке пластовых строматолитов Stratifera sp. в карбонатно терригенных отложениях каруярвинской свиты полуострова Среднего (северное побережье Кольского полуострова)…………………………………………………………………………………….. Нетёсова К.А. Ботовская пещера - уникальное природное образование ………………………………. Понамаренко М.А. Археоциаты усинской свиты Батеневского кряжа ………………………………… Старин Д.А. Стратиграфическое значение моллюсков сартаганских слоев Керченского полуострова (средний миоцен, Украина) ……………………………………………………………………………….. Стержанова У.А. Литолого-фациальные особенности бейской свиты………………………………… Тик И.А. Анализ данных о гляциологических событиях позднего плейстоцена на территории севера Западной Сибири ………………………………………………………………………………………….. Цыганков А.О. Представители отряда Proboscidea в плейстоцен-голоценовое время на территории Беларуси…………………………………………………………………………………………………….. Секция 2. МИНЕРАЛОГИЯ, ГЕОХИМИЯ И ПЕТРОГРАФИЯ Кучеренко И.В. Геологические проблемы гидротермального рудообразования…………………….. Гольцова Ю.В., Лобов Д.Д. Ю.А. Кузнецов – крупнейший геолог и петрограф, создатель учения о магматических формациях, исследователь геологии и металлогении магматических формаций Сибири……………………………………………………………………………………………………… Абрамова В.А., Будяк А.Е., Мельников В.А. К проблеме образования техногенных минералов в зоне гипергенеза рудных месторождений………………………………………………………………………...

Астахова А.А. Условия формирования омчакской свиты как составляющей части верхнепермских вулканогенно-осадочных отложений Аян-Юряхского антиклинория Яно-Колымской складчатой области…………………………………………………………………………….........................................

Ахиярова А.В., Кузнецова В.Г. Минералого-петрографические типы графитсодержащих пород проявления «Чебере»……………………………………………………………………………………….

Барабашева Е.Е., Плотникова В.А. Планетарные биотические кризисы как результат геохимических инверсий………………………………………………………………………………....................................

Содержание Батсуурь Ж. Петрография вмещающих пород Тулиинского гранитоидного массива (Монголия)………………………………………………………………………………………………….

Белоконов Г.В. Золотоносные гидротермалиты месторождения «Золотое» (Енисейский кряж)………..……………………………………………………………………………………………… Волкова М.Г. Минералого-петрографические особенности пород и руд золото-уранового месторождения Хадатканда (Кодаро-Удоканский прогиб, Северное Забайкалье)………………………………………………………………………………………………… Воробьев В.В., Королёв Э.А., Осин Ю.Н. Микроминеральные ассоциации доломитовых метасоматитов, развивающихся по известнякам каменноугольного возраста………………………….

О. Галнэмэх Минералогические и геохимические особенности карбонатитовых месторождений Монголии………………………………………………………………………………………………….

Гантман А.А. Типоморфные особенности полевого шпата и граната из слюдоносных пегматитов (проявление «Бодонч», Монгольский Алтай)…………………………………………………………….

Гарипова Ю.И., Будкевич Т.Т. Литологические особенности сульфатно-карбонатных пород кунгурского яруса на юго-востоке Республики Татарстан……………………………………………… Герасимов В.К. Особенности состава граната и турмалина внутригранитных пегматитов Туркестанского хребта (Киргизия)………………………………………………………………………..

Гольцова Ю.В., Лобов Д.Д. Ю.А. Кузнецов – крупнейший геолог и петрограф, создатель учения о магматических формациях, исследователь геологии и металлогении магматических формаций Сибири……………………………………………………………………………………………………..

Горчаков О.А. Компьютерное моделирование гипергенного преобразования рудных минералов в отвальных хвостах «Солнечного Гока» (Комсомольский район)…...…………………………….…… Гуммер К.И. Петроструктурные особенности оливина в дунитах Агардагского массива (ЮВ Тыва)……………...………………………………………………………………………………………… Долгов И.В. Куприт зоны окисления Рубцовского колчеданно-полиметаллического месторождения (Рудный Алтай)……………………………………. ……………………………………………………… Дугарова Н.А. Оценка рудоносного потенциала хромитовой зоны горы «Бархатной» (Кузнецкий Алатау)……………………………………………………………………………………………………..

Зенина К.С. Особенности минерального состава эпидот-кварцевых метасоматитов Цахиринского редкометального проявления (Западная Монголия)…………………………………………………….

Иванов М.В. Ртуть в донных осадках котловины Дерюгина и прилегающей части Охотского моря…………………………………………………………………………………………………………….

Исаева Е.Р. Постседиментационные преобразования нефтегазоносных отложений и методы их изучения…………………………………………………………………………………………………… Карпова Н.Н. Определение вещественного состава карбонатных пород-коллекторов методом инфракрасной спектроскопии……………..……………………………………………………………… Кемкин И.И., Горчаков О.А. Минералогия олово-сульфидных руд месторождений Комсомольского района………………………………………………………………………………………….....................

Кичеева А.В. Пластические деформации гарцбургитов Эргакского хромитоносного массива (Западный Саян) Кокшина Л.В. Аутигенные карбонаты в девонских петрокластических граувакках Магнитогорской мегазоны (Южный Урал)………………………………………………..………………………………… Коновалова С.П., Мещерякова А.С. Выявление причин снижения устойчивости отложений разведочнинской свиты Норильского рудного района…………………………………………….….....

Королев М.А., Гордеев А.С., Игуменцева М.А. Минеральные примеси в кварце различных природных типов…………………………………………………………………………………………… Лобастов Б.М. Разнообразие горных пород в убранстве города Красноярска………………………… Мельников В.А. Геохимические характеристики золото-уранового месторождения Хадатканда (Кодаро-Удоканская структурно-формационная зона)…………………………………………………...

Нарыкова Ю.О. Высокощелочные разновидности траппов среди магматитов юга Сибирской платформы……….................................................................................................................

Нестерова О.В. Петроструктурный анализ дунита Оспинского массива (ЮВ Восточного Саяна)……. Николаева В.М., Королёв Э.А., Шиловский О.П. Редкоземельная минерализация пиритовых конкреций в отложениях среднеюрского возраста Татарстана…………….…………………………….

Осадчий В.К. Минеральный состав, морфология и структура уролитов (мочевых камней)…………… Ощепкова А.В. Расчет минерального состава донных отложений озера Байкал по петрохимическому составу……………………………………………………………………………………………………… Пешков А.А. Геохимические особенности гранитов и пегматитов Дунгурхинского массива Западной Монголии…………………………………………………………………………………………………… Понамаренко М.А., Хмелев М.С. Петрографическая характеристика пород Симплонского туннеля в Альпах……………………………………………………………………………………………………… Пономарева А.В. Вещественный состав фосфатоносных отложений Чулактаусской свиты (Каратаусский бассейн. Республика Казахстан………………………………………………………….

Рахимов И.Р. Интрузивный магматизм основного состава Магнитогорской мегазоны переходной эпохи от мягкой к жёсткой коллизии……………………………………………………………………… 830 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Сафаралиев Н.С., Файзиев А.Р. Минералого-геохимические особенности образования магнетитовых руд скарново-железорудного месторождения «Шохкадамбулак»…………………….………………… Сафаралиев Н.С. Термобарогеохимические условия образования друзовидного кварца железорудного месторождения «Шохкадамбулак»………………………………………………..……… Скарговский А.Л. Предварительные результаты изучения тектонитов (Енисейский кряж)…………… Токарева Е.В. Агатовая минерализация базитов Южно-Кузбасского магматического ареала………… Турсынулы Е., Слюсарев А.П., Бекенова Г.К. Кристаллохимические особенности кальциевых разновидностей эльпидита из Верхнеэспинского месторождения (Восточный Казахстан)…………… Файзиев Ф.А. Типоморфные особенности блеклых руд на олово-серебро-полиметаллическом месторождении «Мирхант» (Центральный Таджикистан)…………..…………………………………… Черданцева Д.А. Литологические и петрофизические исследования латеральной неоднородности в коллекторах пласта Ю1 Казанского нефтегазоконденсатного месторождения………………………….

Чикишева Т.А. Минералогический анализ рыхлых отложений при поисках коренных источников платиноидов на массиве «Кондер»………………………………………………………………………… Шапошникова C.В. Геохимия Se и Te в рудах месторождения «Кочбулак»………………………… Юренков Е.Г. Геохимическая модель локализации медно-никелевого оруденения в Мэдэкском массиве гипербазитов (Восточный Саян)…………………………………………………………..…….

Юричев А.Н. Хромититы Агардагского ультрамафитового массива (Республика Тыва)…………… Юрова П.И. Особенности химического состава биотита пегматитов редкометалльной и слюдоносной формации (Монгольский Алтай)………….………………………………………………………………… Ялышева А.И. Постседиментационные (хемогенные) микротекстуры кластогенного кварца рифейских песчаников Башкирского мегантиклинория (Южный Урал)………………………………..

Ярцева Т.А. Вертикальная минералого-геохимическая зональность соленосной толщи на восточном фланге Гремячинского месторождения калийных солей (Волгоградская область)……………………… Секция 3. МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.

ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ В ГЕОЛОГИИ Ворошилов В.Г. Современные методы исследования рудогенных геохимических полей…………….. Степаненко К.Ю., Маськов А.А. К юбилею Н.Н. Урванцева – исследователя геологии Таймыра, Северной Земли и севера Сибирской платформы………………………………………………………… Аксенов С.Н. Геохимическая зональность участка детализации в пределах топольнинского золоторудного поля (Алтайский край)……………………………………………………………………… Алексеев А.С. Особенности железного оруденения омолонской провинции. Сравнительная характеристика Верхне-Омолонского месторождения и рудных полей провинции (Магаданская область)…………………………………………………………………………………………………….

Байпишева Д.С. Вещественный состав руд месторождения» Инкай» (Шу-Сарысуйская урановорудная провинция)………………………………………………………………………………..

Гарибмахмадова С.Н. Элементы примеси в кварце и аметисте месторождения «Сельбур» (Южный Гиссар, Таджикистан)……………………………………………………………………………………… Дёмина О.И., Шестаков С.А., Паршин А.В. Новые способы пространственного моделирования месторождений кварцевого сырья Восточного Саяна…………………………………………………..

Евстратов А.А., Проценко Е.В. Структурно-тектоническое строение глубоких горизонтов осадочного чехла Накынского кимберлитового поля (Западная Якутия)……………………………..

Есимбеков А.С. Особенности геологического строения и методика прогнозирования месторождений «Олимпик-Дам» (Австралия) и «Макартур Ривер» (Канада)……………………………..…………….

Жанибеков Б.О. Геодинамика формирования и структурная позиция золотого оруденения в Тамдытау-Бельтауском рудном районе…………………………………………………………………… Карепина К.В. Литолого-фациальные особенности Бакчарского узла на основе интерпретации геофизических данных……………………………………………………………………………………… Кембаев М.К. Марганценосные формации Западного Казахстана………………………………………. Когут Ф.М. Геохимическая зональность и кольцевые структуры рудного поля Огонер (Магаданская область)……………………………………………………………………………………………………..

Колесник В.П. Диагностика дизъюнктивных дислокаций методами наземной геохимической съемки Корчагин А.Г. Холболок-Урагинское проявление апатита как представитель нового геолого- промышленного типа………………………………………………………………………………………… Котляров И.Д. Классификация запасов и прогнозных ресурсов полезных ископаемых как инструмент принятия решений в сфере недропользования…………………………………………………………… Краморенко С.В. Радиологическая характеристика рудоносных отложений хиагдинского рудного района на примере месторождения «Дыбрын» (Республика Бурятия)…………………………………… Кушиев А.А. Генетические типы и микротвердость пиритов медноколчеданного месторождения «Кизил-Дере» (Горный Дагестан)………………………………………………………………………….

Логвиненко О.В. Стадийность минералообразования Топольнинского рудного поля (Горный Алтай) Содержание Маматов Д.А. Рудно-магматическая система Зиаэтдинского горного поднятия (Тянь-Шань, Узбекистан)…………………………………………………………………………………………………..



Pages:     | 1 |   ...   | 42 | 43 || 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.