Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering
Журнал «Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов» – рецензируемый научный журнал, издающийся с 1903 года. Учредитель и издатель: Томский политехнический университет. Адрес редакции: 634050, Томская обл., г. Томск, пр. Ленина, 30, каб. 139 б Телефоны: (3822) 60-62-91 Электронная почта: izv@tpu.ru Периодичность: 12 раз в год Журнал зарегистрирован Министерством Российской Федерации по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций (свидетельство ПИ № ФС 77-65008 от 04.03.2016 г.) ISSN (print) – 2500-1019 ISSN (on-line) – 2413-1830 Территория распространения: Российская Федерация, зарубежные страны. Языки публикаций: русский, английский. Подписной индекс в объединённом каталоге «Пресса России» – 18054 «Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов» публикует оригинальные работы, обзорные статьи, очерки и обсуждения, охватывающие последние достижения в области геологии, разведки и добычи полезных ископаемых, технологии транспортировки и глубокой переработки природных ресурсов, энергоэффективного производства и преобразования энергии на основе полезных ископаемых, а также безопасной утилизации геоактивов. Журнал представляет интерес для геологов, химиков, технологов, физиков, экологов, энергетиков, специалистов по хранению и транспортировке энергоресурсов, ИТ-специалистов, а также других смежных областей. Тематические направления журнала «Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов»: • Прогнозирование и разведка георесурсов • Добыча и транспортировка георесурсов • Глубокая переработка георесурсов • Энергоэффективное производство и преобразование энергии на основе георесурсов • Безопасная утилизация георесурсов и вопросы геоэкологии • Инженерная геология Евразии и окраинных морей • Экономические и социальные аспекты использования георесурсов. К публикации принимаются оригинальные научные статьи на русском и английском языках, ранее не публиковавшиеся в других изданиях. Журнал индексируется и архивируется в: – Scopus; – GeoRef; – Web of Science Core Collection's Emerging Sources Citation Index; – DOAJ; – РИНЦ (eLlibrary.ru); – Перечень рецензируемых научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные результаты диссертаций на соискание ученой степени кандидата наук, на соискание ученой степени доктора наук. Статьи, отбираемые для публикации в журнале, проходят двойное слепое рецензирование. Автор статьи имеет право предложить двух рецензентов по научному направлению своего исследования. Окончательное решение по публикации статьи принимает главный редактор журнала. Редакция «Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов» не взимает плату с авторов за подготовку, размещение и печать материалов. Ускоренные сроки публикации статей не предусмотрены. Не рассматриваются рукописи, одновременно представленные в другие издания. При обнаружении данного факта редакцией журнала будет проведено ретрагирование (отзыв) таких публикаций.
National Research Tomsk Polytechnic University
Геолого-геохимическая корреляция нефтей нижнепермских и каменноугольных отложений на территории Башкирского свода и Предуральского прогиба
Актуальность. Промышленная нефтегазоносность нижнепермских отложений, генерационный потенциал и вопросы о генезисе данных залежей имеют не только региональное значение для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, но актуальны для нефтегазоносных бассейнов Северной Америки. На севере Волго-уральской нефтегазоносной провинции, по общепринятому мнению, генерирующей толщей являются доманикиты позднедевонского возраста. Вопрос о возможности вертикальной миграции в нижнепермские коллекторы остается открытым. Цель. Оценка генетического единства нефтей нижнепермских и каменноугольных отложений и условий миграции на основе сравнительного анализа их физико-химических и генетических параметров. Методы. Анализ проведен на основе опубликованных данных о физико-химических свойствах и генетических показателей нефтей нижнепермских и каменноугольных отложений на Башкирском своде и в Предуральском прогибе. Результаты представлены в виде стандартных диаграмм «boxplot» как инструмент наглядной визуализации статистических данных. Установление генетической связи проведено на основе корреляции биомаркеров «нефть–нефть». Результаты и выводы. Установлены различия нефтей по следующим параметрам: плотность, вязкость, содержание смол, асфальтенов, серы и парафинов. Сопоставление генетических параметров, таких как биомаркеры, изотопный состав углерода нефтей и соотношение пристан/фитан, указывает на генерацию нефтей из органического вещества сапропелевого типа и генетическое родство. По данным физико-химических свойств нефтей отмечены некоторые расхождения по причине большего влияния гипергенеза на нефти вышележащего нижнепермского комплекса. Корреляция генетических параметров позволила не только установить общий источник генерации нефтей рассматриваемых отложений, но и предположить их генерацию за счет доманикитов позднедевонского возраста, имеющих широкое распространение в зоне развития Камско-Кинельской системы впадин.
Copyright (c) 2025 Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering
Геохимические особенности подземных вод отдельных участков Тюменского месторождения
Актуальность. Минеральные водыособенности геологических формаций и современных геодинамических процессов. Несмотря на то, что в природе минеральные воды широко распространены, они отличаются разнообразием химического, газового и изотопного состава. В работе особое внимание уделяется гидроминеральным ресурсам Тюменского месторождения, расположенным на Черкашинском и Тобольском участках Тобольского района Тюменской области, которые можно рассматривать как особый гидроминеральный район. В 2024 г. одновременно с развитием концептуальных основ использования термальных минеральных ресурсов в Тюменской области недалеко от д. Шестакова был открыт новый геотермальный комплекс. В настоящее время с потенциальными инвесторами ведутся переговоры о создании гостиничных объектов с термальными водами, расположенных непосредственно в Тобольске. Учитывая возможность комплексного использования подземных вод мезозойских осадочных образований в Тобольском районе, изучение современного химического состава подземных вод и оценка радиологической среды, рассматриваемые в данном исследовании, имеют большое значение. Цель: представление результатов подземных вод Тюменского месторождения, в частности анализ химического состава и радиоактивных веществ данных минеральных вод Черкашинского и Тобольского участков Тюменской области. Методы. Отбор проб выполнялся в соответствии с общепринятыми методиками. Анализ и обработка эмпирических данных проводились с использованием программ Microsoft Excel, Surfer. Географические координаты скважин документировались с помощью навигатора GPS/GLONASS в сочетании с использованием программных платформ Google Earth и OpenStreetMap. Результаты и выводы. Развитие подземных вод в гидрогеологическом бассейне мезозоя представляют собой многогранную систему, позволяющую выявить современные характеристики подземных вод Тюменского месторождения. Проанализированные данные о геохимических особенностях района исследования позволяют говорить о специфике подземных вод Тобольского и Черкашинского участков. Вода в скважинах исследуемых участков является хлоридно-натриевой I типа с общей минерализацией 15,3–17,9 г/дм3, слабощелочной (рН – 7,1–8,2), с высоким содержанием хлоридов – 9,2–10,6 г/дм3, ионов натрия – 5,6–6,6 г/дм3, микроэлементов: брома – 59,3–66,4, йода – 24,1–26,7, бора – 44,0–57,5 мг/дм3. В целом ионный состав вод скважин является довольно однообразным. Согласно СанПиН 2.6.1.2523-09 «Нормы радиационной безопасности НРБ-99/2009», максимальное содержание 226 Ra в воде – 0,68, то есть не превышает норматив. Уровень поверхностной радиоактивности также не превышает допустимых значений.
Колориметрическое определение тиоцианата в пластовой воде
Актуальность. Определяется необходимостью простого определения содержания неорганического тиоцианата в воде и водно-нефтяных эмульсиях для решения гидрологических задач и трассерных исследований нефтяных меcторождений. Цель. Поиск экологически чистого и устойчивого внелабораторного метода определения тиоцианата и минимизация пробоподготовки с одновременным повышением специфичности его обнаружения, а также изучение нового метода регистрации цифрового сигнала по изменению цвета сенсора. Методы. Цифровая колориметрия, твердофазная спектрофотометрия, сенсорное определение. Результаты и выводы. Разработан новый колориметрический сенсор на основе наночастиц золота, иммобилизованных в полиметилметакрилатную матрицу, для определения тиоцианата в пластовых водах нефтяных месторождений. Процесс получения наночастиц золота в твердой полимерной фазе путем восстановления солей металлов является экологически устойчивым и соответствует концепции зеленой химии. Требования к содержанию золота в полиметилметакрилатной матрице на уровне 10–6 мас. % снимает ограничения на стоимость колориметрических оптических сенсоров. Метод сочетает твердофазную экстракцию и цифровую колориметрию, что позволяет минимизировать пробоподготовку и повысить чувствительность анализа. Оптимальные условия экстракции и детектирования установлены с помощью однофакторного и многофакторного анализа. Сенсор демонстрирует линейный отклик в диапазоне концентраций тиоцианата 0,3–25,0 мг/л с пределом обнаружения 0,1 мг/л и высокой селективностью. Сенсор устойчив к мешающим фоновым анионам и сохраняет стабильность в течение 8 месяцев. Использование полимерной матрицы позволяет визуализировать и количественно оценивать изменение окраски, связанное с присутствием тиоцианата. Метод успешно апробирован на реальных пробах пластовой воды с хорошей точностью и воспроизводимостью. Разработка открывает перспективы для создания портативных экспресс-систем мониторинга.
Экспериментальные исследования взаимодействия пористых доломитных пород с соляной кислотой
Актуальность. Кислотные обработки карбонатных коллекторов достаточно широко применяются для интенсификации притока нефти к добывающим скважинам. Скорость закачки кислоты в ходе таких обработок может меняться в широких пределах. При определенных скоростях потока режим реакции кислоты с породой приводит к образованию отдельных протяженных каналов червоточин. Этот режим соответствует максимальному увеличению продуктивности скважин. Поэтому важно проведение экспериментальных исследований для определения объема закачки кислоты до прорыва червоточин от удельной скорости закачки. К настоящему времени такие исследования проведены для кальцитов, изучение реакции в доломитах остаётся актуальным вопросом. Цель. Оценка влияния концентрации кислоты на критические параметры скорости и объема закачки при формировании червоточин. Методы. Для проведения фильтрационных экспериментов по закачке кислоты в образец керна используется установка для определения фазовых проницаемостей. В исследованиях принимали участие образцы стандартных размеров с содержанием доломитов выше 90 %. Измеряется объем прокачки кислоты до прорыва червоточин на выходе из образца при различных скоростях закачки и концентрациях. Прорыв кислоты фиксировался по изменению входного давления. Результаты и выводы. Получены экспериментальные зависимости порового объема закачки до прорыва кислоты от удельной скорости закачки для концентрации соляной кислоты 9, 12, 15 % на доломитовых образцах породы. Показано, что данные зависимости имеют нелинейный характер с минимумом в области критической скорости закачки, что подтверждается экспериментами и на кальцитных образцах. Установлено, что увеличение концентрации кислоты приводит к снижению порового объема закачки до прорыва червоточин и критической скорости формирования отдельных червоточин.
Анализ напряженно-деформированного состояния резервуара при развитии осадок вследствие оттаивания мерзлого грунта
Актуальность. В настоящее время оценка напряженно-деформированного состояния резервуаров, расположенных на многолетнемерзлых грунтах, является важной задачей для предупреждения аварий и разливов нефти и нефтепродуктов, что может повлечь за собой серьезные экологические последствия. В статье подробно рассматривается влияние различных нагрузок, в том числе осадки грунта, возникающей в результате оттаивания многолетнемерзлого грунта. Причиной увеличения зоны оттаивания грунта является повышение средней годовой температуры воздуха, что становится все более актуальной проблемой в условиях глобального изменения климата. Цель. Анализ влияния коэффициентов постели основания под резервуаром и величины просадки на напряженно-деформированное состояние резервуара вертикального стального. Методы. Разработана упрощенная модель резервуара, с помощью которой были получены зависимости напряженно-деформированного состояния от таких важных параметров, как гидростатическое давление продукта, границы непросадочного и просадочного грунта в основании резервуара, а также величины коэффициентов постели грунта на сжатие. Эта модель позволила определить наиболее значимые факторы при расчете, влияющие на напряженно-деформированное состояние резервуара при осадке. В дальнейшем полученные результаты исследования позволят провести уточненные расчеты напряженно-деформированного состояния элементов резервуара, что будет иметь критическое значение при оценке устойчивости конструкции при осадке основания, а также обеспечит эффективность эксплуатации резервуаров. Результаты. Получены зависимости эквивалентных напряжений в стенке и в днище резервуара при различном отношении коэффициента постели оттаявшего и мерзлого грунта, а также от величины зоны оттаивания. Напряжения в стенке резервуара в большей степени зависимы от высоты налива продукта – вес параметра 77 %, однако разница коэффициентов постели грунтов также оказывает значительное влияние – 18 %. На напряжения в днище резервуара изменение коэффициентов постели грунта уже влияет в большей степени (50 %), чем нагрузка от гидростатического давления (38 %).
Решение задач предиктивной аналитики безгидратной эксплуатации промысловых газопроводов с применением алгоритмов машинного и глубокого обучения
Актуальность. Ранняя идентификация рисков образования газовых гидратов является важной задачей при эксплуатации промысловых газопроводов, которая зависит от множества динамически изменяющихся во времени переменных работы самой системы. Дополнительным аспектом, осложняющим задачу идентификации начала процессов кристаллизации газовых гидратов, представляется неоднородность газовых смесей, их влагосодержания и ионного состава воды, что делает мониторинг процесса в реальном времени практически невозможным в условиях применения существующих программных продуктов, которым требуется значительное время на подготовку и проведение расчётов. Цель. Продемонстрировать возможность использования алгоритмов машинного и глубокого обучения, включая метод K-средних и многослойный персептрон, для анализа рисков гидратообразования в промысловых газопроводах в режиме, приближенном к реальному времени. Исследование ориентировано на проверку применимости интеллектуальных подходов к задаче прогнозирования условий начала образования кристаллических структур гидратов с опорой на существующие методы термодинамического расчёта. Результаты и выводы. Продемонстрирована возможность применения нейросетевых алгоритмов в задачах прогнозирования начала процесса образования газогидратов, а также дополнительно подтверждена их высокая обобщающая способность. Для корректной работы алгоритма авторами выделяется несколько его основных этапов, включая предобработку исходных данных, их анализ, формирование обучающей выборки, подбор гиперпараметров для обучения модели, ее обучение и валидация. Результаты прогнозирования с применением нового, разработанного авторами алгоритма в сравнении с существующими математическими моделями расчета гидратообразования свидетельствуют о высокой степени его валидности, целесообразности дальнейшей его интеграции в существующие системы в целях автоматизации процессов обнаружения образования газовых гидратов. Своевременное обнаружение и предупреждение гидратообразования направлено на обеспечение безопасности эксплуатации промысловых систем сбора, а также повышение оперативности принятия управленческих решений с целью минимизации сопутствующих рисков.
Исследование влияния органических растворителей на деструкцию кернового материала
Актуальность. Для получения корректных результатов по фильтрационно-емкостным свойствам горных пород и последующего подсчета запасов углеводородов требуется проведение качественной пробоподготовки. Одним из этапов пробоподготовки является очистка порового пространства пород от углеводородов, солей, остатков бурового раствора и иных включений. Наиболее широко распространенным для очистки породы является метод экстракции, который, согласно государственным и отраслевым стандартам, является обязательным этапом подготовки образцов перед стандартным комплексом исследований. Зачастую процесс эффективной экстракции сопряжен с особенностями состава и строения объектов исследований, так как горная порода может быть извлечена с малых глубин, иметь низкую степень сцементированности, частичную или полную степень цементации зерен битумами, цементирующий минерал может быть чувствителен к экстрагенту и/или высокой температуре и так далее. Все перечисленное осложняет проведение качественной пробоподготовки и требует индивидуального подбора растворителя и методов экстракции. Цель. Подобрать методику и сформулировать рекомендации по снижению деструктивного влияния процесса экстрагирования на керновый материал конкретного месторождения. В настоящей работе для изучения был выбран керновый материал месторождения, расположенного на севере Самарской области и обладающего совокупностью отрицательных факторов: продуктивный пласт находится на глубине 50–200 м, порода представлена слабосцементированными и несцементированными песчаниками, нефтенасыщенность достигает 95 %, вязкость нефти около 27000 сП в пластовых условиях. Из-за низкой степени цементации и высокой степени насыщенности углеводородами образцы при проведении горячей экстракции имеют склонность к разрушению. По ранее изученным скважинам данного месторождения известно, что до 30 % образцов после экстракции приходят в негодность. Методы. Была рассмотрена двухэтапная экстракция: сначала предварительная – холодная экстракция шестью разными растворителями, оценка степени удаления углеводородов, влияние на деструкцию кернового материала, и далее горячая экстракция хлороформом, с обоснованием выбора именно этого растворителя. Результаты и выводы. Оптимальным для холодной экстракции является толуол. Если комбинировать метод предварительной, «холодной экстракции» с методом горячей экстракции хлороформом, то длительность термического воздействия на образцы сокращается с 9–10 до 5–7 дней, что положительно отражается на сохранении структуры и свойств минерального скелета породы.
Полициклические ароматические углеводороды в подземных водах нефтегазодобывающих территорий Западной Сибири (на примере Ханты-Мансийского автономного округа)
Актуальность. При оценке эколого-геохимического состояния природных вод учитывается целый ряд физико-химических показателей, регламентируемых нормативными документами. В их числе органолептические, обобщенные показатели качества вод, санитарно-микробиологические, вещества макро- и микрокомпонентного состава вод и др. Однако существуют вещества (полициклические ароматические углеводороды), которые являются токсичными, обладают канцерогенными и мутагенными свойствами, в повышенных содержаниях оказывают негативное влияние на природные экосистемы, но при этом для большинства из них не разработаны нормативы, утвержденные СанПиН, за исключением нафталина и бенз(а)пирена. Данные соединения широко распространены в природе, выделяются в атмосферу во время пожаров, используются человеком в производственной деятельности, а также являются компонентами нефти, добыча которой, как известно, активно ведется на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Цель. Изучение индивидуального состава и оценка количественного содержания и особенностей распределения полициклических ароматических углеводородов в подземных водах территории исследования. Методы. Физико-химические параметры подземных вод определены классическими методами аналитической химии по аттестованным методикам, ионный состав – методом капиллярного электрофореза, содержание и индивидуальный состав полициклических ароматических углеводородов в воде – методом высокоэффективной жидкостной хроматографии в лабораториях Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СO РАН. Результаты и выводы. Установлено наличие в подземных водах полициклических ароматических углеводородов с интервалом суммарных содержаний от 333 до 944 нг/л, минимальная концентрация отмечена в пресных водах атлым-новомихайловского водоносного горизонта. Показано, что среди низкомолекулярных полициклических ароматических углеводородов преобладающим является фенантрен, среди высокомолекулярных – флуорантен и дибенз(а,h)антрацен. Превышение относительно установленных нормативов выявлено для бенза(а)пирена только в одном случае – в пробе с максимальным суммарным содержанием полициклических ароматических углеводородов. Результаты парного корреляционного анализа показали высокую отрицательную линейную связь между величиной общей минерализации и значением соотношения суммы низкомолекулярных к сумме высокомолекулярных соединений. Предположительно в исследуемых пресных подземных водах региона преобладают низкомолекулярные, а в более минерализованных водах – высокомолекулярные соединения. Полученные данные вносят вклад в представления о составе растворенного органического вещества подземных вод и требуют дальнейшего изучения и систематизации.
Влияние окисления на структурно-групповые характеристики смолисто-асфальтеновых веществ продуктов крекинга вакуумного газойля
Актуальность данной работы обусловлена необходимостью модернизации существующих схем и разработки альтернативных способов переработки тяжелого углеводородного сырья. Для решения этой проблемы необходимо подробное изучение закономерностей превращений различных компонентов такого сырья, в частности серосодержащих и смолисто-асфальтеновых веществ, в комбинированных процессах. Целью является установление влияния предварительного окисления на закономерности изменения структурно-групповых характеристик смолисто-асфальтеновых веществ при крекинге вакуумного газойля. Методы: окисление, жидкостно-адсорбционная хроматография, газовая хроматография, энергодисперсионная рентгенофлуоресцентня спектрометрия, структурно-групповой анализ (совокупные данные спектроскопии ПМР, определения молекулярной массы веществ методом криоскопии в нафталине и элементного анализа). Результаты и выводы. Описано влияние предварительного окисления на термические преобразования и закономерности изменения структурно-групповых характеристик смолисто-асфальтеновых веществ вакуумного газойля. Показано, что предварительная окислительная модификация вакуумного газойля смесью пероксида водорода и муравьиной кислоты позволяет существенно снизить термическую стабильность всех его компонентов, в том числе смол и асфальтенов. При этом влияние подобной предобработки на структуру усредненных молекул данных веществ оказывается различно. Установлено, что окислительная модификация приводит к появлению в структуре смол термически нестабильных фрагментов, полностью разрушающихся в течение часа. Изменение продолжительности крекинга как исходного, так и предварительно окисленного вакуумного газойля приводит к увеличению среди молекул смол доли двублочных структур (блочность молекул возрастает с 1,2 до 1,5) и числа колец в них, в первую очередь, на одно – ароматическое. Сообразно возрастает значение фактора ароматичности с 31,9 до 56,4–57,7. При этом усредненные молекулы асфальтенов продуктов крекинга окисленного вакуумного газойля представляют собой более крупные, чем асфальтены продуктов крекинга исходного образца, структуры, накапливающие в своем составе привнесенный кислород. Блочность молекул при этом сохраняется (1,8–1,9), но меняется распределение колец – на одно возрастает число ароматических, и, соответственно, возрастает фактор ароматичности (с 61,3 до 64,9).
Комплексная модель тепловых и электромеханических процессов погружного асинхронного двигателя
Актуальность. Более 60 % нефтяных скважин в России оснащено установками с погружными электроцентробежными насосами. Тенденция увеличения доли низко- и среднедебитных скважин изменяет условия эксплуатации электроцентробежных насосов, что может сопровождаться ухудшением отвода тепла и увеличением нагрева погружных электродвигателей насосных установок, сокращением ресурса двигателей. В условиях снижения дебита скважин все более актуальной становится задача поиска наиболее рациональных технологий добычи нефти и эффективных режимов эксплуатации погружных электродвигателей. Тепловые процессы двигателей непосредственно связаны и во многом обусловлены электромеханическими процессами электродвигателей, хотя в настоящее время публикации по совместному исследованию указанных процессов практически отсутствуют. Целью данной работы является объединение исследований тепловых и электромеханических процессов погружных электродвигателей и разработка средств их моделирования, что может дать новый положительный эффект решения проблемы совершенствования эксплуатации электроцентробежных насосов низко- и среднедебитных скважин. Объектом исследования являются совместные тепловые и электромеханические процессы в системе «источник питания – погружной электродвигатель – скважинный флюид». Методы: моделирование тепловых процессов в погружном электродвигателе на основе тепловых схем, учитывающее условия охлаждения двигателя в скважине, и моделирование электромеханических переходных процессов, учитывающее возможности регулирования энергетических параметров электродвигателя в процессе эксплуатации. Результаты включают комплексную модель тепловых и электромеханических процессов погружного электродвигателя, реализованную в среде Matlab и использованную для численного моделирования характерных режимов эксплуатации электроцентробежных насосов. Результаты численного моделирования нагрева погружных электродвигателей в длительном режиме с последующим переходом на периодический кратковременный режим при прямом пуске двигателя подтвердили закономерности, установленные другими исследователями. Показано, что особенности конструкции погружных электродвигателей, обусловливающие его хорошие пусковые свойства, позволяют использовать прямой пуск в кратковременном периодическом режиме. Однако влияние возникающих в периодическом режиме колебаний температуры существенны, что может приводить к воздействию на изоляцию обмоток и требует дальнейших исследований. Использование частотного пуска погружных электродвигателей несущественно снижает колебания температуры. Альтернативой периодического кратковременного режима работы может быть работа электроцентробежных насосов на пониженных скоростях электродвигателя, при питании его от преобразователя частоты, но такая технология имеет свои ограничения.
Исследование режима работы системы для одновременно-раздельной эксплуатации пластов
Актуальность. Современное развитие механизированного фонда скважин, в частности фонда скважин с двумя нефтяными пластами, имеет положительную тенденцию роста. При добыче нефти из скважин с двумя пластами, как правило, широко применяется технология одновременно-раздельной эксплуатации, включающая насосное оборудование, в том числе установки электроцентробежных насосов в различных компоновках и конфигурациях. Применение одновременно-раздельной эксплуатации обусловлено необходимостью учета добываемой продукции из каждого отдельного пласта и развития требуемой депрессии. К прочим причинам и преимуществам одновременно-раздельной эксплуатации следует отнести сокращение капитальных затрат при строительстве, регулирование притока, снижение эксплуатационных затрат и др. Однако данный способ добычи нефти имеет ряд ограничений и задач, требующих решения. Одной из таких актуальных задач является подбор оптимальной компоновки под каждые конкретные условия отдельной скважины с двумя независимыми пластами. В случае отсутствия корректного подбора компоновки (и ее технико-технологических параметров) для одновременно-раздельной эксплуатации скважины возможен потенциальный риск срыва подачи электроцентробежного насоса, а также отсутствие обеспечения требуемой депрессии на каждый пласт. В конечном итоге в случае некорректного подбора компоновки для одновременно-раздельной эксплуатации скважины работа всей системы может быть неэффективна либо обладать, в том числе, и полным неработоспособным состоянием. В связи с этим направление исследований, поиск методов и способов подбора основных узлов, связанных с обеспечением эффективной технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважины, является актуальным ответвлением в современной прикладной науке. Для обеспечения более точного подбора компоновки для технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин с двумя нефтяными пластами разработана математическая модель, учитывающая факторы, влияющие на приток жидкости с пласта, реологические свойства жидкости и параметры, технологические особенности компоновки установки электроцентробежного насоса, применяемой на указанных скважинах. По результатам исследования, произведенного с помощью численного моделирования (на основе разработанной математической модели), получено, что в случае обеспечения корректного подбора технологических параметров компоновки нижнего и верхнего электроцентробежного насоса, можно достичь требуемую депрессию на каждый отдельный пласт без срыва подачи, а также обеспечить регулировку притока жидкости в широких диапазонах.
Исследование геохимических полей аренов бензольного ряда на земной поверхности с использованием естественных и искусственных сорбентов на месторождении Песцовое (Ямало-Ненецкий Автономный Округ Российской Федерации)
Актуальность исследования обусловлена целесообразностью расширения применения геохимической съемки в практике поиска залежей углеводородов как экспрессного метода для принятия перспективных решений. Цель: сравнить характеристики миграции углеводородов из залежи на дневную поверхность, зарегистрированных двумя методами – анализом подпочвенных грунтов и пассивным концентрированием, и показать преимущественные пути их миграции. Объект: нефтегазовое месторождение Песцовое на Санской площади с многолетнемерзлыми породами в Ямало-Ненецком Автономном Округе. Методы: геохимическая съемка по аренам С6Н6–С8Н10 с использованием естественных пассивных концентраторов в виде подпочвенных грунтов и искусственных концентраторов. Нанесение зарегистрированных уровней углеводородов на карты, содержащие распределение геодинамически-напряженных зон трещиноватости. Результаты. Совместно определены концентрации проявлений на дневной поверхности углеводородов, мигрирующих из залежи: бензола и толуола по анализу подпочвенного грунта; бензола, толуола и ксилолов в почвенном газе пассивным концентрированием. Построены площадные распределения бензола и толуола, распределения нефтегазоносного показателя Б/Т* в виде отношения концентрации бензола к скорректированной концентрации толуола. Установлено, что площадные распределения бензола и толуола, полученные двумя разными методами съемки, положительно коррелируют между собой, однако их характер и информативность отличны для каждого арена. Съемка по подпочвенному грунту более информативна для толуола: его средний максимум в грунте (60 ppb) превышает в 1,5–2 раза максимум, полученный с концентраторов (38 ppb). Однако максимум концентраций бензола с проб грунта (≈1,6 ppb) меньше в 0,6 раз аналогичных с искусственных концентраторов (2,6 ppb). Распределения концентраций бензола и толуола в подпочвенных грунтах имеют мозаичный характер, а распределения концентраций ксилолов с пассивных концентраторов имеют точечное, очаговое распределение, более информативное для оценки нефтеперспективности. Показано, что миграция аренов к земной поверхности происходит преимущественно по геодинамически-напряженным зонам трещиноватости, что с учетом физических характеристик аренов сопутствует диффузионной и фильтрационной миграции. Приуроченность миграции к осям геодинамически-напряженных зон подтверждает их информативность в определении нефте- и флюидоперспективных геоструктур. Отмечено существенное преимущество пассивного концентрирования по критерию минимизации затрат, экспрессности и возможности оперативно корректировать съемку.
Новые изотопно-геохимические данные по минеральной подземной воде «Омега»
Актуальность. Несмотря на многолетние исследования воды из скважины Чулымской, до сих пор имеются противоречивые и неполные данные по растворенным органическим веществам и изотопному составу воды, к тому же накопились новые геохимические данные, которые ранее не были представлены. Цель. На основе накопленного за 30 лет материала и полученных новых данных доизучить геохимию природной минеральной воды «Омега» с упором на изотопный и органический состав, в том числе впервые представить данные по полициклическим ароматическим углеводородам. Объект. Подземная вода из скважины Чулымской, для сравнения также приводятся данные по другим подземным водам региона. Методы. Стандартные аналитические методы исследования химического, органического и изотопного составов вод. Изучение изменений состава воды на протяжении 20–30 лет и сравнение с другими подземными водами региона в схожих геологических условиях. Результаты и выводы. Собраны имеющие за 30 лет и получены новые данные по химическому составу минеральной воды, которые показали его стабильность во времени, однако не рекомендован отбор проб в летнее время. Представлена информация по всем имеющимся показателям растворенного органического вещества, не позволяющая отнести «Омегу» к группе вод с повышенным растворенным органическим веществом. Более того, концентрации растворенного органического вещества ниже, чем для других подземных вод региона. Впервые представлен состав полициклических ароматических углеводородов в данной воде, который показал преобладание высокомолекулярных над низкомолекулярными полициклическими ароматическими углеводородами, в частности превалирует дибенз(ah)антрацен (39 %). Изотопные исследования показали достаточно типичный состав самой воды (δD, δ18O) и очень переменчивый состав растворенного углерода δ13CDIC от –30,3 до –10,7 ‰. Авторы настаивают на его биогенном источнике, изменяющемся под действием различных биогеохимических процессов, в исследовании которых предстоит разбираться в дальнейшем.
Радиогеохимическая эволюция гранитоидного магматизма Верхне-Енашиминского золоторудного узла по результатам аэрогамма-спектрометрии (Енисейский кряж)
Актуальность. В металлогении Енисейского кряжа установлена высокая степень возрастной корреляции этапов его литосферной эволюции, выражаемой в гранитоидном магматизме, со всеми рубежами золоторудного процесса. При этом в современной научно-производственной литературе встречаются существенно различающиеся таксономические категории для описания гранитоидного магматизма в Енисейском кряже и, в частности, в пределах Верхне-Енашиминского рудного узла. Подобные разночтения создают значительные сложности и порождают неопределенность в вопросах классификации, датирования и генетической принадлежности отдельных комплексов к конкретным геодинамическим событиям. В результате становится достаточно проблематично проследить связь металлогенического развития отдельных площадей и рудных узлов с проявленным в их окрестностях гранитоидным магматизмом. В связи с этим актуальной задачей является анализ существующих классификационных схем с последующей аттестацией гранитоидных массивов на следующей фактурной основе: имеющихся данных по петрографическому составу и геохронологии и впервые приводимых особенностей их проявления в радиогеохимических полях. Цель. Радиогеохимическая аттестация гранитоидных массивов Верхне-Енашиминского рудного узла по данным аэрогамма-спектрометрической съемки. Методы. Анализ комплексных геолого-геофизических материалов с применением радиогеохимических признаков. Результаты и выводы. Приведено детальное описание имеющихся на сегодняшний день классификаций гранитоидного магматизма Заангарья и их корреляция между собой. На основе анализа аэрогамма-спектрометрических данных установлено контрастное радиогеохимическое различие между гранитоидами Верхне-Енашиминского рудного узла, сформированными в различных геодинамических обстановках: рифтогенными комплексами (глушихинский, гурахтинский) и позднеколлизионными гранитоидами каламинского типа. Промежуточное положение между ними занимают гранитоиды аяхтинского комплекса с наиболее противоречивой интерпретацией их природы. Выявлена высокая постмагматическая подвижность радиоактивных элементов (U, Th, K), особенно для рифтогенных комплексов. Установлено, что аэрогамма-спектрометрия является эффективным методом для дифференциации гранитоидных комплексов. Широкое радиогеохимическое разнообразие гранитоидов Верхне-Енашиминского рудного узла отражает сложную многоэтапную геодинамическую эволюцию региона и является индикатором его высокого металлогенического потенциала.
Особенности химического состава вод и торфа на периферии Васюганского болота как показатель водообмена на границе лес–болото
Актуальность исследования определяется важностью изучения водообмена на границах крупных болотных массивов Западной Сибири для прогноза процессов заболачивания территории и миграции веществ в условиях изменения климата. Цель: оценить вариацию химического состава вод и торфа в заболоченном лесу на периферии Васюганского болота как показатель тенденций изменения водообмена и миграции веществ на границе лес–болото в условиях изменения климата. Объекты: северо-восточный участок Васюганского болота в районе с. Полынянка Бакчарского района Томской области. Методы. Лабораторное изучение химического состава болотных вод и торфа проводилось методами титриметрии, спектрофотометрии, пламенной фотометрии в Лабораторно-аналитическом центре Сибирского научно-исследовательского института сельского хозяйства и торфа – филиале Сибирского федерального научного центра агробиотехнологий РАН. Статистический анализ данных проводился с применением кластерного анализа и метода главных компонент. Результаты. Анализ данных показал повышение концентрации Са2+, Mg2+, Na+, HCO3–, Cl–, Feобщ в химическом составе вод в заболоченном лесу, что свидетельствует об активности процессов заболачивания на границах Васюганского болота с участием грунтовых вод и снижении влияния атмосферных вод, сбрасываемых с болотного массива. В верхних слоях торфяной залежи на ключевых участках в заболоченном лесу отмечается повышение содержания К2О, MgO, N-NH4+ и N-NO–3, что связано с процессами разложения растительных остатков и их минерализацией в условиях периодического обсыхания при снижении уровня воды. Как следствие в водах в заболоченном лесу отмечается высокое содержание органических веществ, что приводит к росту концентраций Сорг в речных водах. Исследования показали, что зона контакта лес–болото и заболоченный лес, примыкающий к исследуемому участку Васюганского болота, вносит существенный вклад в общий объем выноса Сорг с исследуемой территории, что важно учитывать в общем балансе углерода.
Условия формирования Au-Ag эпитермального месторождения Левобережное (Хабаровский край): минеральные маркеры, термомикрометрия и 3D-анализ распределения минералов в рудах
Актуальность исследования эпитермальных Au-Ag месторождений северо-востока России имеет как фундаментальное, так и прикладное экономическое значение. В условиях истощения запасов богатых коренных и россыпных традиционных месторождений золота интерес к ранее недооценённым объектам эпитермального типа, распространённым в труднодоступных регионах Дальнего Востока и Камчатки, резко возрос. Несмотря на низкие содержания металлов в рудах и сложные логистические условия, в настоящее время эти месторождения формируют значительный резерв минерально-сырьевой базы золота РФ, требующий комплексного изучения. Настоящее исследование позволяет установить минеральную форму нахождения золота, его парагенетические ассоциации, минералы-спутники, возможные механизмы транспорта и осаждения, геохимические параметры рудообразующей системы (температура, фугитивность серы и pH среды). Цель: реконструировать условия рудообразования в эпитермальной системе Левобережного месторождения на основе комплексного изучения минеральных ассоциаций и сосуществующих парагенезисов, температурного режима и параметров флюидов. Методы: микротермометрии, минералогической геотермометрии, СЭМ-ЭДС, РФА, РДА-анализа и рентгеновской микротомографии. Результаты и выводы. Комплексное исследование позволило установить прогрессивное охлаждение рудообразующей системы м. Левобережное от 380 до <200 °C, что подтверждается данными микротермометрии и минералогической геотермометрии. Расчеты фугитивности серы (logαS₂= –7...–16,5) свидетельствуют о том, что в начале формирования рудной минерализации м. Левобережное кристаллизовался пирит; при изменении параметров системы (встреча с метеорными водами, охлаждение) при восстановлении рудообразующих флюидов на фоне падения серной активности начал кристаллизоваться марказит и осаждаться электрум. Выявление поздней стадии минералообразования (logαS₂ ≈–16,5 при T<200 °C), маркируемой появлением Se-содержащего акантита, указывает на эволюцию флюидного режима в сторону понижения активности серы, увеличения кислотности pH и повышения роли мышьяка и сурьмы. Тесная ассоциация золота с мышьяковистым пиритом и арсенопиритом может объясняться процессом растворения FeAsS, который локально создаёт более восстановительные условия по сравнению с основным флюидом, что способствует восстановлению и осаждению золота. Полученные данные существенно дополняют современные представления о генезисе золотосеребряного типа оруденения в эпитермальных системах и могут быть использованы для разработки поисковых критериев для аналогичных объектов.
К вопросу кислотного воздействия на призабойную зону скважины
Актуальность определяется необходимостью понимания особенностей взаимодействия нефтяного пласта и скважины. В мире для решения ряда научных и инженерных задач в настоящее время необходимо стабилизировать дебит нефти. Мировая практика показывает, что многие месторождения Сибири, Канады, Мексики, Венесуэлы представлены тяжелыми нефтями, в составе которых присутствует значительное количество парафинов, смол и асфальтенов. При снижении температуры на забое происходит их выпадение, что негативно сказывается на фильтрационно-емкостных свойствах в призабойной зоне. Указанные тяжелые компоненты хорошо растворимы кислотными растворами, в результате чего проявляется положительный эффект, который заключается в увеличении эффективности обработки призабойной зоны, в результате чего производительность добывающих скважин растет, что является важной задачей в условиях роста цен на углеводородное сырье. Таким образом, реализуется более эффективное использование имеющегося фонда скважин, что, по сравнению с бурением новых скважин, является наиболее рациональным с экономической точки зрения. Цель. Теоретическое обоснование с применением методов гидродинамического моделирования, что позволяет оценить длительность кислотной обработки и эффективность с точки зрения увеличения дебита нефти путем воздействия на забой добывающих скважин. Математический расчет указанных характеристик на основе исходной информации о пласте и скважине. При использовании современных методов перфорации и кислотной обработки призабойной зоны представляется возможным стабилизировать или, в лучшем случае, увеличить дебит нефти путем воздействия на забой добывающих скважин. Методы. Математическое моделирование на основе курса подземной гидромеханики и статических методов. Результаты и выводы. Проведенный математический анализ позволяет определить основные параметры закачиваемого в скважину раствора с целью повышения ее производительности. На основании данных расчетных формул с учетом параметров пласта в призабойной зоне можно определить время закачки жидкости для стабилизации показателей нефтяного пласта. Предлагаемая работа имеет особую практическую ценность, так как кислотная обработка увеличивает производительность на 10–20 %, что в данных условиях даже при небольшом дебите скважины дает существенный прирост. При заданных параметрах добыча составляла 3,5 т/сут., после проведенной кислотной обработки наблюдается увеличение фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны на 17 %, что является значительным для одной скважины.
Влияние термического крекинга на состав и строение азоторганических оснований смолистых компонентов битуминозных нефтей
Актуальность. Термическая деструкция является одним из основных процессов технологических схем облагораживания тяжелых нефтей. Высокое содержaние смол осложняет перерaботку тaких нефтей по существующим бaзовым технологиям. Для рaзрaботки инновaционных технических решений рaционaльного использовaния тяжелых нефтей большое знaчение имеет получение и обобщение информaции о влиянии термического воздействия на состав и структуру азоторганических оснований их смолистых компонентов. Необходимость постановки таких работ обусловлена их негативным влиянием на эффективность первичных процессов переработки тяжелых нефтей и процессы дальнейшего каталитического облагораживания полученных дистиллятных фракций. Цель: сравнительная характеристика структурно-группового и молекулярного состава азоторганических оснований, выделенных из смол тяжелых нефтей и жидких продуктов их термической деструкции. Методы: автоклавный термолиз в атмосфере азота, комплексообразование, экстракция, жидкостно-адсорбционная хроматография, элементный и функциональный анализы, измерение молекулярных масс, 1Н ЯМР спектроскопия, структурно-групповой анализ, газовая хроматография с масс-спектромерическим детектором. Результаты. Изучены состав и строение азоторганических оснований, выделенных из смол битуминозных нефтей и из жидких продуктов конверсии смолистых компонентов. Используемые в работе нефти различаются возрастом вмещающих отложений, содержанием смолистых компонентов, азотистых соединений и долей оснований в их составе. Установлено, что азоторганические основания исходных и термически преобразованных смол представлены высоко- и низкомолекулярными соединениями, основную массу которых составляют высокомолекулярные основания, осаждаемые хлористым водородом. В результате термического воздействия в составе таких оснований увеличивается относительное содержание соединений, растворимых в гексане, и резко снижается доля гексаннерастворимых соединений. С использованием метода структурно-группового анализа показано, что основными направлениями термических превращений высоко- и низкомолекулярных оснований смол битуминозных нефтей являются деструкция алкильных заместителей и циклизация укороченных алкильных цепей с образованием нафтеновых колец. Среди низкомолекулярных азоторганических оснований исходных смол и жидких продуктов их крекинга идентифицированы сходные по составу алкилзамещенные хинолины, бензохинолины, азапирены, тиофенохинолины и бензотиофенохинолины. В процессе термолиза смол в составе идентифицированных оснований снижается доля бензохинолинов и более заметно возрастает относительное содержание хинолинов. Для азоторганических оснований продуктов конверсии наблюдается увеличение доли соединений, содержащих меньшее суммарное число атомов углерода в алкильных заместителях ароматических циклов.
Внедрение альтернативной методологии адаптации гидродинамических моделей для повышения эффективности оценки проектного фонда бурения
Актуальность. Исследование посвящено повышению точности прогнозных расчетов гидродинамических моделей. В настоящий момент трехмерное моделирование играет важнейшую роль в процессе проектирования и оценки проектного фонда скважин, именно поэтому необходимо искать новые методологии и алгоритмы адаптации и актуализации моделей, позволяющие снизить погрешность подсчетных параметров и повысить достоверность расчетов. Актуальность работы продиктована обострившимися в настоящее время разногласиями по вопросам выбора источников входной информации для гидродинамических моделей. Гидродинамическая модель строится на этапе исследовательских и проектных работ и обобщает все имеющиеся знания об объекте разработки на текущий момент. Гидродинамическая модель должна содержать переработанную (осмысленную) информацию по геологическому строению, свойствам пластовых флюидов, фазовым проницаемостям, начальному состоянию системы. При этом результаты моделирования необходимо согласовывать с данными геологоразведочных работ и эксплуатации скважин. На сегодняшний день нет однозначного ответа на вопрос, какие виды исследований будут определяющими, например, какие из методов (ГИС, ГДИС, керн или данные эксплуатации) более корректно описывают поле проницаемостей в гидродинамической модели месторождения. Именно альтернативному подходу к адаптации гидродинамической модели посвящена данная работа. Цель. Повысить точность прогнозных расчетов гидродинамической модели за счет применения альтернативной методологии адаптации. Оценить перспективность внедрения проектного фонда скважин. Методы. Гидродинамическое моделирование исследуемого объекта с применением ПО tNavigator; оценка сходимости прогноз–факт по четырем версиям адаптации гидродинамической модели; определение скважин-кандидатов с отрицательным экономическим эффектом от реализации; расчет профилей добычи на разных проектных сетках уплотняющего бурения. Результаты и выводы. Построены четыре гидродинамические модели пласта НП8. Оценена точность сходимости фактических и расчетных параметров по каждому из вариантов. Разработан алгоритм, позволяющий повысить прогностическую способность гидродинамической модели. Оценена эффективность проектного фонда бурения скважин и предложены оптимизационные мероприятия. Проведена оценка экономической эффективности от предлагаемых нововведений.
Разработка и исследование наблюдателя полного порядка динамической системы «кабельная линия – синхронный двигатель с постоянными магнитами» в дискретном времени
Актуальность. В настоящее время возрастает доля установок центробежных электронасосов, эксплуатирующихся в прерывистых режимах, что позволяет повысить добычу нефти для мало- и среднедебитных скважин. Это достигается путем перевода скважины на двухпозиционные режимы управления с отдельными циклами откачки и накопления жидкости. Однако в этом случае существенно сокращается время разгона погружного электродвигателя, которое может достигать нескольких минут. Такой подход ведет к сокращению наработки на отказ как электродвигателей, так и компонентов погружной части установки вследствие повышения амплитуды вибраций и крутильных колебаний в сравнении с квазистационарными процессами в случае непрерывной эксплуатации скважины. Достичь снижения влияния пусковых токов и моментов, приводящих к избыточному усталостному износу элементов погружной части установки, можно путем применения замкнутых бездатчиковых систем управления электроприводов погружных электродвигателей. Это обуславливает актуальность разработки методов идентификации неизмеряемых переменных состояния погружных электродвигателей, таких как вектор потокосцепления и угловая скорость ротора, на основе наблюдателей состояния полного порядка. Цель. Разработка и исследование наблюдателя полного порядка угловой скорости и момента сопротивления на валу для динамической системы «кабельная линия – синхронный двигатель с постоянными магнитами» на основе явных математических моделей в дискретном времени для реализации замкнутых бездатчиковых систем управления электроприводом установок центробежных электронасосов. Методы. Методы системного анализа и структурно-параметрического синтеза динамических систем, методы идентификации неизмеряемых переменных состояния динамических систем на основе наблюдателей состояния, методы численного математического моделирования динамических систем, описываемых системами жестких дифференциальных уравнений, и методы решения систем нелинейных алгебраических уравнений. Результаты. Разработана настраиваемая математическая модель наблюдателя полного порядка угловой скорости ротора и момента сопротивления на валу для динамической системы «кабельная линия – синхронный двигатель с постоянными магнитами». Исследована работоспособность наблюдателя при отработке типовых режимов и при отклонении параметров его настраиваемой модели от эталонных. Для всех режимов относительная ошибки оценивания угловой скорости ротора и момента сопротивления на валу составили менее 1,5 и 1 % соответственно.