«Любая фундаментальная проблема Без прикладных разработок Может стать самоцелью. Не исключающую ее переход В лженаучное мышление» И. И. Нестеров, А. М. Брехунцов (Сиб. НАЦ) Научно-производственная школа в нефтегазовом производстве Тюмень, 2013 г.
ОСНОВНЫЕ НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ШКОЛЫ В НЕФТЕГАЗОВОМ ПРОИЗВОДСТВЕ 1. Комплексное геолого-геохимическое и геофизическое обоснование главных направлений широкого фронта поискового бурения в нефтегазоносных провинциях. 2. Концентрация оценочных, разведочных работ и опережающего эксплуатационного бурения для ускоренной подготовки запасов нефти, горючих газов и конденсатов. 3. Реформирование геологии и его последствия. 4. Формирование залежей углеводородного сырья. 5. Крекинг органического вещества в пластовых условиях недр. 6. Сланцевая нефть. 7. Водорастворенные газы. 8. Качество нефтей, конденсатов и попутных полезных компонентов. 9. Модернизация нефтегазового производства. 10. Экология. 11. Экономика нефтегазового производства.
Взаимосвязь вертикального временного сейсмического разреза и интервальных скоростей. (Гыданский полуостров, Западная Сибирь, профиль 7910028 ОГТ)
Профиль 53
Распределение залежей углеводородного сырья по фазовому состоянию в зависимости от термобарического коэффициента и энергетического потенциала органического вещества (РОВ) пород. 1 – газовые в породах континентального генезиса; 2 - газовые в породах морского генезиса; 3 – нефтегазовые; 4 – газоконденсатные; 5 – газоконденсатнонефтяные; 6 – нефтяные.
Планирование поисковых, опережающих эксплуатационных, основных и уплотняющих эксплуатационных сеток скважин в пределах залежи углеводородного сырья. 1. Сейсмопрофили. 2. Изолинии кровли продуктивного пласта. 3. Внешний ВНК. 4. Площадь дренажа скважины. 5. Территории вне площади дренажа скважин. 6. Зоны, где возможно бурение зависимых скважин. 7. Поисковые скважины. 8. Опережающие эксплуатационных скважины. 9. Основные эксплуатационных скважины. 10. Уплотняющая сеть эксплуатационных скважин
Карта месторождений углеводородного сырья ЯНАО. 8
Добыча и текущие запасы свободного газа из традиционных залежей категории АВС 1 по территории Тюменской области
Потребности в энергии и возможности энергетики в России на период до 2020 г. (данные В. Е. Фортова, О. Н. Фаворского [1] Добыча нефти и конденсата (а) и темпы прироста их (б) В 2000 -2012 годах в России
В результате потери государственного контроля за нефтегазовым производством; несовершенства технологий разработки месторождений углеводородного сырья; нарушения закачки оптимальных объемов воды в нефтяные залежи; отсутствия контроля за разработкой залежей углеводородного сырья; со стороны проектировщиков пропаганда борьбы против развития нефтегазовых комплексов путем ухода от «нефтяной иглы» и др. бюджет России может потерять в ближайшие 10 -15 лет 160 -190 трлн. рублей, т. е. 14 -17 годовых бюджетов России 2011 года (11, 352 трлн. рублей). - Потеряно (а точнее бесплатно передано) около 2 млрд. м 3 гелия, стоимость которого составляет более 1 трлн. руб. - Практически не использовались качество нефтей, в том числе в битуминозных глинистых сланцах баженовской свиты. За счет только пересортицы нефти Россия ежегодно теряет около 4 млрд. долларов США. - Потеряно около 4 млн. т. конденсата из газа в сеноманских отложениях, который обладает бальнеологическими свойствами, повышающими цену дистиллата до 560 тыс. долларов США за баррель ( 15 млрд. долларов США). - Практически не готовы к добыче газа из газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей с использованием их качества, полного извлечения конденсата и адамантанов, имеющих большое практическое значение в медицине и для изготовления сверхпрочных пленок наноразмерной толщины. - Не создали правовую основу рационального недропользования, в качестве варианта которой является ликвидация лоскутной геологии (лоскутки – это земельные и горные лицензированные отводы и соглашения). Нужно заменить систему лицензирования земельных лоскутков продажей запасов полезных ископаемых в недрах категории В; С 1; С 2 как это предусмотрено в приказах МПР в 1975 -1996 годах и экологии что увеличит почти на порядок валютные поступления в бюджеты регионов и страны и увеличит ввод неосвоенных залежей нефти и газа, в том числе за счет нестандартных инновационных технологий и технических средств.
Все эти негативные стороны нефтегазового производства устранимы, если Правительство Р. Ф. обратит внимание на развитие этой отрасли, хотя бы в объемах принимавшихся в России до 19881990 годах. Технологии подсчета ресурсов углеводородного сырья в объемах соизмеримых с современной оценкой рассчитаны еще в начале 60 -годов прошлого столетия. Карты прогнозов до сих пор строятся по расчету начальных ресурсов хотя уже извлечено из недр 15 трл. м 3 газа и почти 11 млрд. тонн нефти, а до сих пор они еще прогнозируются. Разработана новая технология расчетов прогнозных ресурсов, позволяющая учитывать ежегодное перераспределение ресурсов и запасов углеводородного сырья из одной категории в другую. Все расчеты производятся в следующих направлениях: 1. Построение карт распределения в целом по мезозойско-кайнозойскому чехлу и по нефтегазоводоносным комплексам по текущим запасам категорий А, ВС 1 И С 2. 2. Построение карт прогнозов нефтегазоносности по категориям D 1 (C 3), D 2 и D 3. 3. Поэтапный расчет промышленного освоения месторождений углеводородного сырья. 4. Поэтапный расчет коэффициента рентабельности добычи углеводородного сырья. 5. Обоснование расчетов стоимости запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата и сравнение их с платой за недра по лицензионным соглашениям, или за счет продажи запасов недр. Главной задачей в настоящее время является изменение классификации запасов нефти и горючих газов с выделением категории АВ, С 1 и С 2. При этом категория А утверждается Правительством РФ, а ВС 1 и С 2 – МПР и Э. Запасы категорий АВ, С 1 не суммируются. Запасы категории А готовятся недропользователями, а ВС 1 и С 2 –государственными и др. структурами по лицензиям государства. Такой перерасчет следует произвести в целом по России. Проектирование крупных объектов (нефтегазопроводы, нефтеперерабатывающие заводы и др. ) производится только по расчетам наличия текущих запасов категории А с учетом времени и затрат на перевод запасов В 1, С 1 и С 2 в категорию А. Особое значение имеет учет конденсатов в газовых залежах с конденсатным фактором до 3 -5 г/м 3. Сегодня эти конденсаты сжигаются. Хотя на рынках сбыта они оцениваются в разломе 1 -2 доллара США за 1 грамм.
Изменение концентрации парамагнитных центров при катагенезе органического вещества горных пород
Геологический разрез по профилю через месторождение газа: Тутлеймская площадь (47 -1 -48), Березовское (40 -5 -10 -4 -11) и Деминское (7 -16 -28) 1 – J 2 bat(tm) – тюменская серия; 2 – J 3 km-ber 2(bz) – баженовский горизонт (тутлеймская свита); 3 – J 3 cel(П 3) – нижняя пачка вогулкинской толщи; 4 – J 3 oxf 1(П 1) – средняя пачка вогулкинской толщи; 5 – J 3 oxf 2(П 1) – верхня пачка вогулкинской толщи; 6 – K 1 hot 1(d) – деминская пачка алясовской свиты; 7 – K 1 hot(ch) – чуэльская пачка алясовской свиты; 8 – K 1 hot 1(us) – устремская пачка алясовской свиты; 9 – K 1 hot 2 -bar(lsh) – пачка (LH) нижнелеушинской свиты; 10 – стратиграфические перерывы; 11 – газовые залежи.
Зависимость величины газоконденсатного фактора в конденсатных залежах Уренгойского месторождения в зависимости от коэффициента щелочности (K+Na/Ca+Mg) по поглощенным катионам водных вытяжек вмещающих глинистых пород (Составил И. И. Нестеров) по материалам А. М. Брехунцова и В. Н. Бородкина. Ж. Горные ведомости, № 1, 2008)
Условный суточный дебит; т/сутки Изменение условного суточного дебита скважины 23 -Р Кумкольского месторождения нефти (Казахстан) в процессе разработки (Обводненность – 2%) 1. Дилатансная «пила» разработки залежи нефти в терригенном коллекторе и фактические точки замера дебита флюидов из скважины. 2. Усредненная линия роста и падения дебита флюидов в скважине. 3. Линия максимальных и минимальных значений роста и падения дебита флюида. 4. Блоки подсчета запасов (отборов нефти) и цифры запасов в тыс. тонн. )
Дилатансный режим работы скв. 64 Северо-Лемпинской площади Салымского НГР в ХМАО при разработке глинистых битуминозных пород баженовской свиты. 1. Дилатансный режим отбора нефти с периодическим изменением объема нефти (Qd; qi; Tn) 2. Падающий режим отбора нефти с равномерным изменением суточного дебита скважины. 3. Усредненная кривая изменения суточного дебита скважины во времени. 4. Фактические замеры суточного дебита нефти на 6 мм штуцере. 5. Участки подсчета накопленной (Q 1 -10) и прогнозной добычи (Q 11) нефти.
Зависимость температуры кипения фракций нефти от количества атомов углерода в молекуле.
Распространение битуминозных глинистых пород в Западной Сибири. Области развития: 1. Баженовская свита. 2. Тутлеймская свита. 3. Шаимская и Игримская свиты. 4. Участки отсутствия титон-нижнеготеривских отложений. 5. Сероцветные аналогии титоннижнеготеривских пород. 6. Основные залежи нефти в битуминозных породах. 7. Граница Западно. Сибирской Мезозойско-Кайнозойской провинции.
Основные характеристики глинистых и глинисто-кремнистых битуминозных пород Западной Сибири Параметры и их единицы измерения Стратиграфические подразделения битуминозных пород баженовская 1. Возраст. Индекс ярусов 2. Площадь развития, тыс. км 2 3. Толщина, м 4. Объем, мыс. км 3 5. Процент органического вещества 1. Весовые % 2. Объемные % 6. Вес керогена, млрд. т 7. Возможный объем керогена для перераспределения водорода 8. Объем керогена в баженитах, млрд. м 3 9. Геологические ресурсы нефти, в баженитах млрд. м 3 (30% от объема керогена) 10. Плотность геологических ресурсов нефти на 1 кв. км, тыс. м 3 11. Коэффициент нефтеизвлечения, % 12. Извлекаемые ресурсы нефти в баженитах, 1*109 м 3 13. В том числе в изученных породах, 1*109 м 3 (30%) 14. Плотность извлекаемых ресурсов нефти в баженитах, тыс. м 3/км 2 тутлеймская игримская верхнешаимская среднее или сумма J 3 t 1 -K 1 b 1 1150 28. 6 32. 89 15 J 3 t 1 -K 1 v 1 110 15. 9 1. 75 13 J 3 t 1 -K 1 b 1 60 16 0. 24 13 K 1 b 2 -K 1 h 1 50 10 0. 15 5 J 3 t 1 -K 1 h 1 1370 27. 2 35. 03 14 19 16 16 7 19 6249 280 38 11 6578 5207 233 32 9 5481 1875 84 11 3 1973 562 25 3 1 591 1183 227 200 67 458 70 50 60 30 52. 5 393 12 18 0. 3 423. 3 118 3. 6 5. 4 0. 1 127. 1 342 109 300 6 309
Расчет объема растворенных в подземных водах УВ газов в MZ-KZ отложениях Западно-Сибирской НГП (Нестеров, 2012 г. ) Параметры СТРАТОНЫ Т 2 -3 J 1 -2 J 3 -K 1 br K 1 v K 1 h-b K 1 ap 1 K 1 ap 2 -K 2 c K 2 t-E 1 E 2 -N-Q ИТОГО Площадь; тыс. км 2 700 2100 2300 2010 2250 3000 2900 2670 2520 3200 Средняя толщина; м. 600 850 400 120 500 450 600 400 250 3970 Объем пород; тыс. км 2 420 1785 920 240 1125 1350 1740 1070 505 800 12705 Объем песчаников; тыс. км 3 120 900 140 95 320 250 1100 210 70 700 3900 12 15 19 15 21 20 23 14 12 25 17. 5 14. 4 135 26. 6 14. 2 67. 2 50 253 29. 4 8. 4 175 682 3 3 3 2. 5 0. 7 1. 1 1 0. 15 0. 01 1. 451 Объем растворенных газов; 1*1012 м 3 43 405 80 35 47 55 253 4 0. 4 2 924 Среднее содержание СН 4 в газе; % 85 85 85 92 92 95 98 98 99 99 92. 8 Количество СН 4 1*1012 м 3 37 344 68 32 43 52 248 4 0. 4 2 830 Среднее содержание С 2 Н 6 - С 5 Н 12 в газе; % 2. 7 2. 6 2. 1 1. 5 1. 2 0. 3 0. 13 0. 01 1. 315 Количество С 2 Н 6 - С 5 Н 12 в газе; 1*1012 м 3 1. 2 10. 5 2. 1 0. 7 76 0. 05 Коэффициент открытой пористости; % Объем пор; тыс. км 3 Газонасыщенность м 3/м 3 0. 0004 0. 002 92
Сравнительный анализ хроматограмм нефтей месторождений: а – Нафталанского; б – Ван-Еганского; в – Русского (метод имитированной дистилляции)
Смертность (а, б), плодовитость (в, г) Drosophila melanogaster в контрольных пробах (К) нафталанской нефти месторождения Нафталан в Азербайджане (Н) и в различных температурных фракциях нефти из сеноманских отложений Русского месторождения (Р 1; Р 2; Р 3; Р 4; Р 5; Р 6; Р 7) Западной Сибири
Процентное содержание различных видов лейкоцитов (л, м, н, э, s) (а), частота встречаемости микроядер в лимфоцитах периферической крови б) и динамика заживления резанных ран у хомяка сирийского – Masocricetus auratis (в)
Хроматомасспектрограммы и адамонтаны конденсатов газовых залежей из сеноманских отложений ЯНАО (Пангодинское месторождение)
Стоимость препаратов из нафталанской нефти Наименование линимент нафталанской нефти фл. 35 г 10% нафталанской нефти линимент 10% 35 г /нафтадерм/ нафталанской нефти линимент туба 10% 35 г нафталанской нефти линимент 10% 35 г мастика нафталанская нефть нафталанская рафинорованная Производитель ретиноиды ФНПП, ЗАО Цена $ 8, 753 Нац. валют а Продавец 212, 69 ФАРМСКЛА Д 213, 26 ФАРМТЕК доб 220, 84 МЕГАКОЛО Р ретиноиды 241, 39 ВИТТА КОМПАНИ ретиноиды 201, 23 Самара ВИТА ― 400 ― 1720 Ростов ЛАМЕД
Диаграммы электронно-парамагнитного резонанса клеток гипернефроидного рака печени человека (1) и низкодифференциального рака легких человека(2). Д – концентрации парамагнитных центров человека.
Схема забойной сепарации газа и жидкости 1. Пластовая система. 2. Эксплуатационная колонна. 3. Турбина. 4. Пакер. 5. Электромагнитный сепаратор. 6. Насосно-компрессорные трубы. 7. Система сброса жидкости. 8. Система сброса газа.
Технологическая линия искусственного формирования залежей нефти и газа в недрах Земли.
![Зависимость валового внутреннего продукта (ВВП) от энергии (Foley, 1976) [2]](https://present5.com/presentation/1/131836447_208245912.pdf-img/131836447_208245912.pdf-34.jpg "Зависимость валового внутреннего продукта (ВВП) от энергии (Foley, 1976) [2]")
Зависимость валового внутреннего продукта (ВВП) от энергии (Foley, 1976) [2]
Общий вид территориального инновационного научно-производственного и образовательного центра (НОЦ)
«Идея не заслуживает внимания, если она недостаточно сумасшедшая» (Нильс Бор) Спасибо за внимание. До скорой встречи за круглым столом переговоров.
Скачать презентацию Любая фундаментальная проблема Без прикладных разработок Может
Научно-производственная школа.pptx 1.pptx