Проведено аналіз взаємозв'язку хімічного складу і щільності нафт з рівнем теплового потоку Землі на нафтоносних територіях з використанням карти геотермічного і нафтогазоносного районування території і глобальної бази даних про фізико-хімічні характеристики нафт. Показано, що як в глобальному масштабі, так і на території Росії щільність і вміст сірки, смол і асфальтенів в нафтах зменшується зі збільшенням рівня теплового потоку, а зміст парафінів збільшується. Встановлено, що на нафтоносних територіях Росії з високим рівнем теплового потоку розташовуються в основному кайнозойские і мезозойські нафти, а в областях з низьким рівнем палеозойские і протерозойские, що, ймовірно, обумовлено тектонічними процесами. Найбільше число унікальних і великих родовищ нафти і газу розташовуються на територіях з високим рівнем теплового потоку.

Анотація наукової статті з енергетики та раціонального природокористування, автор наукової роботи - Поліщук Ю. М., Ященко І. Г.


The analysis of interrelation of chemical composition and oil density with geothermal characteristics of iol Polishchuk Yu.

The analysis of interrelation of oils chemical composition and density with heat flux level in oil-bearing territories using maps of geothermal and oil-gas bearing zoning of territory and a global database on physical and chemical characteristics of oils is carried out. It is found that the oil density and the contents of sulfur, resins and asphaltenes decreases in both global scale and in territories of Russia with increase in heat flux level and the contents of paraffins increases with increase in heat flux level. It is shown that in petroliferous territories of Russia with a high level of a thermal stream Cenozoic and Mesozoic oils and in areas with a low level Paleozoic and Proterozoic ones basically settle down.


Область наук:
  • Енергетика і раціональне природокористування
  • Рік видавництва: 2006
    Журнал: Известия Томського політехнічного університету. Інжиніринг ГЕОРЕСУРСИ

    Наукова стаття на тему 'Аналіз взаємозв'язку хімічного складу і щільності нафт з геотермічними характеристиками нафтоносних територій'

    Текст наукової роботи на тему «Аналіз взаємозв'язку хімічного складу і щільності нафт з геотермічними характеристиками нафтоносних територій»

    ?СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

    1. Шварц С.Л., Кусковский В.С., Савичев О.Г., Копилова Ю.Г., Лукін А.А., Домрочева Є.В. Еколого-геохімічний стан підземних вод басейну Катуні, використовуваних для господарсько-питних цілей // Тенденції та перспективи розвитку гідрогеології та інженерної геології в умовах ринкової економіки Росії. VI Толстіхінскіе читання: Тез. доп. науково-методич. конф. / Санкт-Петербурзький державний інститут (технічний університет). - СПб., 1999. - 137 с.

    2. Екогеохімія Західного Сибіру. Важкі метали та радіонукліди / РАН, Сиб. від. Об'єднати. Ін-т геології, геофізики і мінералогії; Наук. ред. чл.-кор. РАН Г.В. Поляков. - Новосибірськ: Изд-во СО РАН, НДЦ ОИГГМ, 1996. - 248 с.

    3. Катунь: екогеохімія ртуті / Под ред. Н.А. Рослякова, В.С. Кусковская, ГВ. Нестеренко, С.Л. Шварцева і ін. - Новосибірськ: Изд-во СО РАН, 1992. - 180 с.

    4. Кусковский В.С. Вплив зарегульованого водойми на якість води великих водозаборів // Фундаментальні проблеми вивчення і використання води та водних ресурсів: Матер.

    Міжнар. наук. конф. - Іркутськ: Изд-во ІГ СО РАН, 2005.

    - С. 365-367.

    5. Шварц С.Л., Воротніков Б.А., Кусковский В.С. та ін. Гідрогеохімічні умови басейну р. Катуні в зоні впливу проектованого водосховища // Катунский проект: проблеми експертизи: Матер. до сп наук. конф. 13-14 квітня 1990 року - Новосибірськ, 1990. - Т. 1. - С. 62-63.

    6. Вернадський В.І. Історія природних вод / Відп. ред. С.Л. Шварц, ф.Т Яншина. - М .: Наука, 2003. - 750 с.

    7. Варшал Г.М., Кащеєва І.Я., Сироткіна І.С. та ін. Вивчення органічних речовин поверхневих вод і їх взаємодії з іонами металів // Геохімія. - 1979. - № 4. - С. 598-607.

    8. Звєрєв В.П. Роль підземних вод у міграції хімічних елементів. - М .: Недра, 1982. - 184 с.

    9. Букати М.Б. Геоінформаційні системи і математичне моделювання. - Томськ: Вид-во ТПУ, 2002. - 75 с.

    10. Шварц С.Л. Гідрогеохімія зони гіпергенезу. - 2-е изд., Ис-правл. і доп. - М .: Недра, 1998. - 366 с.

    УДК 550: 361: 553.982

    АНАЛІЗ взаємозв'язку ХІМІЧНОГО СКЛАДУ І ЩІЛЬНОСТІ НЕФТЕЙ З геотермічного ХАРАКТЕРИСТИКАМИ нафтоносних ТЕРИТОРІЙ

    Ю.М. Поліщук, І.Г. Ященко

    Інститут хімії нафти СО РАН, Томськ E-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    Проведено аналіз взаємозв'язку хімічного складу і щільності нафт з рівнем теплового потоку Землі на нафтоносних територіях з використанням карти геотермічного і нафтогазоносного районування території і глобальної бази даних про фізико-хімічні характеристики нафт. Показано, що як в глобальному масштабі, так і на території Росії щільність і вміст сірки, смол і асфальтенів в нафтах зменшується зі збільшенням рівня теплового потоку, а зміст парафінів збільшується. Встановлено, що на нафтоносних територіях Росії з високим рівнем теплового потоку розташовуються в основному кайнозойские і мезозойські нафти, а в областях з низьким рівнем - палеозойські і протерозойские, що, ймовірно, обумовлено тектонічними процесами. Найбільше число унікальних і великих родовищ нафти і газу розташовуються на територіях з високим рівнем теплового потоку.

    Вступ

    У практиці нафтової геології районування територій за рівнем теплового потоку (УТП) і вивчення зв'язку теплового режиму планети зі зміною фізико-хімічних властивостей нафт є важливими проблемами, що привертають увагу фахівців. Вивченням теплових потоків займалися багато вчених, зокрема, В.Т. Бало-баїв, Н.Л. Добрецов, А. Д. Дучке, А. Г. Кірдяш-кін, А.Р. Курчик, С.В. Лисак, Я.Б. Смирнов, А.А. Смислів і ін. [1-11]. В [12] виявлено взаємозв'язок в'язкості нафт з УТП. Цікавим є вивчення взаємозв'язку хімічного складу і щільності нафт з геотермічними характеристиками нафтоносних територій, що і стало метою цієї роботи.

    Аналіз проведено як в глобальному масштабі, так і на нафтогазоносних територіях Росії із застосуванням геостатистичного підходу [13, 14] і засобів геоінформаційних систем. У дослід-

    ваниях використані картографічні матеріали геотермічного і нафтогазоносного районування та інформація, накопичена в міжнародної бази даних в хімії нафти [14-17], створеної в Томському інституті хімії нафти СО РАН і має більш 15600 записів за властивостями нафт з усіх основних нафтогазоносних басейнів світу.

    Аналіз просторового і часового розподілу нафт в залежності від рівня теплового потоку на нафтогазоносних територіях світу

    Просторовий розподіл теплових потоків має складний характер і визначається сукупною дією тектонічних, фізико-географічних та інших факторів [18]. Проведений аналіз в [7, 8, 11] розподілу теплового поля Землі дозволив визначити статистичні характеристики рівня теплового потоку для континентів і океанів. У табл. 1 представлено розподіл теплового потоку на різних континентах,

    з якої видно, що континентом з найбільш високим середньостатистичним значенням УТП є Австралія, а Африка характеризується найнижчим його значенням [11].

    Таблиця 1. Загальна характеристика УТП на різних континентах

    Континент Площа, млн км2 УТП, мВт / м2 Інтервал змін УТП, мВт / м2

    Австралія 7,7 75,5 + 11,6 38 ... 180

    Америка 42,5 66,4 ± 3,8 19 ... 126

    Азія 43,4 51,2 + 3,0 4 ... 147

    Європа 10,5 50,5 + 2,0 13 ... 176

    Африка 30,0 45,8 + 8,0 8 ... 101

    Перш ніж досліджувати властивості нафт в залежності від геотермічного режиму земної кори проведемо аналіз взаємозв'язку нафтогазоносності-сті територій з УТП шляхом зіставлення карти геотермічного районування з картою нефтега-зоносності світу. Для спрощення аналізу введемо три групи областей з різним УТП: області з високим, середнім і низьким рівнем.

    На рис. 1 представлена ​​карта-схема розміщення областей низького, середнього і високого рівня теплового потоку на основі матеріалів [11]. Шляхом зіставлення карто-схем геотермічного і нафтогазоносного районування (рис. 1) визначено сукупності родовищ, які потрапили в області з різним за рівнем тепловим потоком. Подальший аналіз взаємозв'язку Нафтогаз-носності територій з тепловим потоком проводився для сформованих таким чином груп родовищ. Результати дослідження розподілу родовищ за трьома групами областей з різним УТП представлені в табл. 2.

    Таблиця 2. Розподіл родовищ вуглеводнів в залежності від УТП

    Рівень теплового потоку Площа зон, млн км2 Кількість родовищ (% від загального кол-ва родовищ)

    Високий 41,13 3624 (56,9)

    Середній 18,42 2733 (42,9)

    Низький 5,25 11 (0,2)

    Як видно з табл. 2, в областях з високим за рівнем тепловим потоком, що займають загальну площу понад 40 млн км2, розташована більшість родовищ (близько 57% від загального числа родовищ). Близько 43% родовищ (від їх загального числа) розміщені в областях із середнім рівнем. І тільки мізерно мала частина родовищ (0,2%) потрапляє в області з низьким УТП.

    У табл. 3 представлена ​​загальна інформація про розподіл числа родовищ вуглеводнів [19] з відповідних галузей з різним геотермічними характеристиками. Як видно з табл. 3, частки унікальних і великих родовищ за обсягами запасів нафти в областях з високим і середнім УТП досить високі і становлять в сумі понад 50% від загальної кількості нафтових родовищ, а частки дрібних і дуже дрібних по запасах нафти местрожденій в обох областях малі та є рівними 13 і 9% соответсвенно.

    За обсягами запасів газу кількість унікальних і великих родовищ менше і становить 28,5% для області з високим рівнем теплового потоку і 34,5% для області із середнім УТП, а частки дрібних і дуже дрібних родовищ в порівнянні з нафтовими родовищами вищі - близько 38% в областях з високим рівнем і 26% в областях із середнім рівнем.

    Мал. 1. Поєднання схеми районування нафтогазоносних територій світу за рівнем теплового потоку зі схемою просторового розміщення основних нафтогазоносних басейнів

    Таблиця 3. Розподіл родовищ за запасами вуглеводнів в залежності від УТП

    Класифікація родовищ за обсягами запасів вуглеводнів Частка від загального числа родовищ,%

    нафтових газових

    В областях з високим УТП

    Унікальні (понад 300 млн т нафти, більше 500 млрд. М3 газу) 13,6 1,3

    Великі (від 30 до 300 млн т нафти, від 30 до 500 млрд. М3 газу) 38,9 27,2

    Середні (від 3 до 30 млн т нафти, від 3 до 30 млрд. М3 газу) 34,2 33,8

    Дрібні (від 1 до 3 млн т нафти, від 1 до 3 млрд. М3 газу) 2,7 13,9

    Дуже дрібні (менше 1 млн т нафти, менше 1 млрд. М3 газу) 10,5 23,8

    В областях із середнім УТП

    Унікальні (понад 300 млн т нафти, більше 500 млрд. М3 газу) 10,6 6,3

    Великі (від 30 до 300 млн т нафти, від 30 до 500 млрд. М3 газу) 43,5 28,2

    Середні (від 3 до 30 млн т нафти, від 3 до 30 млрд. М3 газу) 36,5 39,4

    Дрібні (від 1 до 3 млн т нафти, від 1 до 3 млрд. М3 газу) 2,4 14,1

    Дуже дрібні (менше 1 млн т нафти, менше 1 млрд. М3 газу) 7,0 12,0

    У табл. 4 представлена ​​загальна інформація про розподіл нафт по геологічному віку і по їх приналежності до областям з різним УТП (високим, середнім і низьким). Так, в областях ви-

    сокого рівня теплового потоку більшість нафт (близько 42%) залягає в кайнозойських відкладах, а мезозойські і палеозойські нафти представлені в приблизно рівних частках (29 і 23% відповідно), протерозойских нафт мізерно мало (0,2%). На нафтогазоносних територіях з тепловим потоком середнього рівня мезозойські нафти складають вже близько 72%, а частки кайнозойських і палеозойських нафт зменшилися до 4,3 і 13,7% відповідно, протерозойских нафт менше 0,1%. В області з низьким тепловим потоком залягають тільки мезозойські нафти.

    Таблиця 4. Розподіл нафт по геологічному віку і УТП

    Рівень теплового потоку Обсяг вибірки Розподіл нафт за віком (% від обсягу вибірки)

    Протерозой Палеозой Мезозой Кайнозой

    Високий 3111 5 (0,2) 714 (23) 892 (28,7) 1320 (42,4)

    Середній 4301 2 (0,05 590 (13,7) 3112 (72,4) 185 (4,3)

    Низький 30 - - 30 (100) -

    Аналіз просторового і часового розподілу нафт Росії в залежності від рівня теплового потоку

    На рис. 2 приведена карта-схема геотермічного районування територій Росії, на яку «накладені» кордону нафтогазоносних басейнів. Для зручності подання та інтерпретації-

    3 нафтогазоносні басейни Росії Області з різним рівнем теплового потоку, НВТ / н: 1 + 1 низьким (10-40) ПМ середнім (40-60) | | високим (60 -100)

    Мал. 2. Районування нафтогазоносних територій Росії по областям з різним рівнем теплового потоку

    ції результатів аналізу будемо розглядати, як і в попередньому розділі, три області з рівнями теплового потоку:

    • низького - від 10 до 40 мВт / м2,

    • середнього - від 40 до 60 мВт / м2,

    • високого - від 60 до 100 мВт / м2.

    Зіставлення просторового розподілу областей теплового потоку з різним рівнем на території Росії (рис. 2) показує, що загальна площа області із середнім УТП є найбільшою, а області з високим УТП мають найменшу загальну площу. Результати аналізу на основі зіставлення картографічних схем геотермічного районування і нафтогазоносних-сті представлені в табл. 5.

    Таблиця 5. Розподіл числа родовищ Росії по областям різного УТП

    Рівень теплового потоку Площа зон, млн км2 Кількість родовищ (% від загальної кількості родовищ) Концентрація родовищ на 1 млн км2

    Високий 2,71 149 (5,7) 55,06

    Середній 9,0 1341 (51,6) 149

    Низький 8,11 1109 (42,7) 136,74

    Як видно з табл. 5, на території Росії в областях теплового потоку з високим і середнім рівнем, що займають загальну площу понад 2,7 і 9 млн км2 відповідно, розташована більшість родовищ (57%) від загального числа родовищ, які потрапили в розглянуті зони. Решта 43% родовищ від їх загального числа розміщені в областях з низьким УТП. Концентрація родовищ є найбільшою в другій області.

    У табл. 6 представлена ​​загальна інформація про розподіл нафт Росії по геологічному віку у відповідних областях з різних геотермічними характеристиками. Так, в області високого рівня теплового потоку більшість нафт (97%) залягає в кайнозойських і мезозойських відкладеннях, палеозойских нафт найменше - 2,9%, а протерозойские зовсім відсутні. На нафтогазоносних територіях з тепловим потоком середнього рівня частка кайнозойських і мезозойських нафт зменшується і становить в сукупності близько 75%, а частка палеозойских і протерозойских в порівнянні з їх кількістю в області високого УТП збільшилася майже в 3 рази і становить в сумі близько 22%.

    В області з низьким тепловим потоком характер розподілу нафт за віком змінився на протилежний у порівнянні з розподілом нафт в області теплового потоку з високим рівнем, а саме: кількість палеозойских і протерозойских нафт найбільше і в сумі їх частки становлять близько 77%, а сумарна частка кайнозойських і мезозойських дорівнює всього 11,7%. Отже, як на нафтогазоносних територіях

    світу за даними табл. 4, так і на території Росії за даними табл. 6 простежується тенденція зміни віку нафт в залежності від УТП, а саме: зменшення теплового потоку по рівню супроводжується збільшенням віку нафт. Це може бути пояснено загальними геологічними процесами в земній корі - чим більше йде знизу тепловий потік, то більша зростання температури в опадах, тим більше виділяється вуглеводнів з нефтематерінскіх порід. В областях палеозойського нефтенакопленія в осадових чохлах древніх платформ, які є тектонічно стабільними структурами континентів, тепловий потік стабілізувався до мінімальних значень, а області мезо-кайнозой-ського нефтенакопленія (молоді структури, рухливі пояса) відрізняються підвищеним рівнем теплового потоку і, відповідно [11] , є структурами, потенційно мобілізуючими і акумулюють вуглеводні з опадів.

    Таблиця 6. Розподіл нафт Росії за віком в залежності від рівня теплового потоку

    Рівень теплового потоку Обсяг вибірки Розподіл нафт за віком (% від обсягу вибірки)

    Протерозой Палеозой Мезозой Кайнозой

    Високий 140 - 4 (2,9) 98 (70) 38 (27,1)

    Середній 4518 6 (0,1) 973 (21,5) 2635 (58,3) 335 (7,4)

    Низький 3072 381 (12,4) 1986 (64,7) 94 (3,1) 264 (8,6)

    Взаємозв'язок фізико-хімічних характеристик

    нафт і рівня теплового потоку

    Проведемо аналіз фізико-хімічних властивостей нафт світу в залежності від рівня теплового потоку. У табл. 7 приведена загальна характеристика фізико-хімічних властивостей нафт. Як видно з табл. 7, нафти в областях теплового потоку з високим рівнем в середньому є відповідно до класифікації нафт за фізико-хімічними властивостями [14, 17], среднесерністимі (0,5 ... 1%), середовищ-непарафіністимі (5 ... 10%) , среднесмолістимі (8 ... 13%) і малоасфельтеністимі (<3%) і мають середню щільність (0,84 ... 0,88 г / см3). В областях із середнім УТП нафти є також среднесерністимі, среднепарафіністимі, среднесмолістимі і малоасфельтеністимі і мають середню щільність. А ось в областях низького рівня спостерігається явне зміна властивостей нафт в середньому: вони стали важкими

    (>0,88 г / см3), сірчаними (1 ... 3%), високосмолістимі (>13%) і високоасфальтеністимі (>10%). Отже, зі збільшенням рівня теплового потоку нафти стають легшими, зменшується вміст в них сірки, смол і асфальтенів.

    Проведемо аналіз фізико-хімічних властивостей нафт Росії в залежності від рівня теплового потоку. У табл. 8 дана загальна характеристика фізико-хімічних властивостей нафт з урахуванням їх приналежності до областям з різним тепловим рівнів-

    ньому. Як видно з табл. 8, нафти з областей з високим УТП в середньому є малосірчистих (<0,5%), високопарафіністимі (>10%), малосмолисті (<8%) і малоасфельтеністимі (<3%) з середньою щільністю (0,84 ... 0,88 г / см3).

    Таблиця 7. Фізико-хімічні властивості нафт світу в залежності від УТП

    Показу тель Статистичні характеристики Рівень теплового потоку

    високий середній низький

    Вміст сірки Середнє значення, мас. % 0,57 0,61 2,58

    Довірчий інтервал 0,06 0,03 0,97

    Обсяг вибірки 1630 2196 14

    Зміст парафінів Середнє значення, мас. % 7,96 5,24 -

    Довірчий інтервал 0,52 0,25 -

    Обсяг вибірки 1323 2124 -

    Зміст смол Середнє значення, мас. % 8,11 6,87 15,21

    Довірчий інтервал 0,44 0,22 3,18

    Обсяг вибірки 881 2000 14

    Зміст ас-фальтенов Середнє значення, мас. % 1,44 1,54 10,17

    Довірчий інтервал 0,16 0,10 4,74

    Обсяг вибірки 931 1954 13

    Щільність нафти Середнє значення, г / см3 0,85 0,84 0,90

    Довірчий інтервал 0,002 0,002 0,04

    Обсяг вибірки 2329 2871 19

    В областях із середнім рівнем теплового потоку властивості нафт змінилися в бік збільшення вмісту сірки, смол і асфальтенів, щільності і зменшення вмісту парафінів майже в 3 рази. Ці нафти є среднесерністимі (0,5 ... 1%), среднепарафіністимі (5 ... 10%), малосмолисті і малоасфельтеністимі і мають середню щільність.

    В областях теплового потоку з низьким рівнем спостерігаються ще більш виражені зміни властивостей нафт - нафти стали среднесмолістимі (8 ... 13%), зі збільшеним вмістом сірки і асфальтенів (майже в 2 рази) і малопарафіністимі (<5%) і мають середню щільність. Отже, за даними табл. 8 можна зробити висновок про те, що властивості нафт на території Росії зі зменшенням УТП значно змінюються - вміст сірки збільшується в 5 разів, смол і асфальті-нів - в 2 рази, при цьому збільшується щільність нафт, але в той же час зменшується вміст парафінів майже в 3 рази.

    СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

    1. балобана В.Т. Геотермія мерзлої зони літосфери півночі Азії.

    - Новосибірськ: Наука, 1991. - 194 с.

    2. Девяткин В.І. Тепловий потік криолитозони Сибіру. - Новосибірськ: Наука, 1993. - 165 с.

    3. Добрецов Н.Л., Кірдяшкін А.Г., Кірдяшкін А.А. Глибинна геодинаміка. - Новосибірськ: Изд-во СО РАН, філія «ГЕО», 2001. - 409 с.

    4. Дучке А.Д., Соколов Л.С., балобан В.Т. та ін. Тепловий потік і геотемпературное поле Сибіру // Геологія і геофізика. -1997. - № 11. - С. 1716-1729.

    5. Дучке А.Д., Лисак С.В., балобан В.Т. та ін. Теплове поле надр Сибіру. - Новосибірськ: Наука, 1987. - 190 с.

    Таблиця 8. Фізико-хімічні властивості нафт Росії в залежності від УТП

    Показу тель Статистичні характеристики Рівень теплового потоку

    високий середній низький

    Вміст сірки Середнє значення, мас. % 0,34 0,76 1,59

    Довірчий інтервал 0,06 0,03 0,05

    Обсяг вибірки 118 2560 2160

    Зміст парафінів Середнє значення, мас. % 12,68 4,40 4,03

    Довірчий інтервал 1,94 0,16 0,14

    Обсяг вибірки 111 2499 1999

    Зміст смол Середнє значення, мас. % 5,15 6,57 11,76

    Довірчий інтервал 0,80 0,22 0,37

    Обсяг вибірки 111 2220 1847

    Зміст ас-фальтенов Середнє значення, мас. % 1,14 1,36 2,83

    Довірчий інтервал 0,28 0,06 0,14

    Обсяг вибірки 115 2199 1906

    Щільність нафти Середнє значення, г / см3 0,839 0,840 0,86

    Довірчий інтервал 0,007 0,002 0,002

    Обсяг вибірки 139 2971 2466

    висновок

    З використанням статистичного підходу до аналізу даних проведені дослідження зміни хімічного складу і фізичних властивостей нафт в залежності від геотермічного районування. Проведено аналіз взаємозв'язку хімічного складу і щільності нафт з рівнем теплового потоку на нафтоносних територіях з використанням картосхем геотермічного і нафтогазоносного районування території і глобальної бази даних про фізико-хімічні характеристики нафт. Показано, що як в глобальному масштабі, так і на території Росії, зі збільшенням рівня теплового потоку щільність і вміст сірки, смол і асфальтенів в нафтах зменшується, а зміст парафінів збільшується. Показано, що на нафтоносних територіях Росії з високим рівнем теплового потоку розташовуються в основному кайнозойские і мезозойські нафти, в областях із середнім рівнем - мезозойські і палеозойські, а в областях з низьким рівнем - палеозойські і протерозойские. Найбільше число унікальних і великих родовищ нафти і газу розташовуються на територіях з високим рівнем теплового потоку, а дрібні родовища пов'язані з територіями з низьким рівнем.

    Робота виконана за підтримки гранту РФФД «Об» (проект № 05-05-98009).

    6. Курчик А.Р., Ставицький Б.П. Геотермія нафтогазоносних областей Західного Сибіру. - М .: Недра, 1987. - 134 с.

    7. Макаренко Ф.А., Сергієнко С.І. Глибинний тепловий потік в локальних нафтогазоносних структурах континентів // Известия АН СРСР. Серія геологічна. - 1974. - № 1. -С. 70-76.

    8. Підгорний Л.В., Хуторський М.Д. Карта планетарного теплового потоку масштабу 1:30 000 000 (пояснювальна записка). СПб: Изд-во ВНДІ Океангеологія, 1997. - 33 с.

    9. Смислов А.А., Суриков С.Н., Вайнблат А.Б. Геотермічна карта Росії. Масштаб 1:10 000 000 (пояснювальна записка).

    - М.-СПб .: Изд-во Госкомвуза, СПбГГІ, Роскомнедра, ВСЕГЕИ, 1996. - 92 с.

    10. Потапов І.І. Геотектоніка. - Ростов-на-Дону: Изд-во Ростов. ун-ту, 1964. - 256 с.

    11. Смислов А.А., Моісеєнко У.И., Чадович Т.З. Тепловий режим і радіоактивність Землі. - Л .: Недра, 1979. - 191 с.

    12. Ященко І.Г Аналіз просторових, тимчасових і геотермических змін високов'язких нафт Росії // Известия Томського політехнічного університету. - 2006. - Т. 309

    - № 1. - С. 32-39.

    13. Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Геостатистичного аналіз розподілу нафт по їх фізико-хімічними властивостями // Геоінформатика. - 2004. - № 2. - С. 18-28.

    14. Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Фізико-хімічні властивості нафт: статистичний аналіз просторових і часових змін. - Новосибірськ: Изд-во СО РАН, філія «Гео», 2004. - 109 с.

    15. Ан В.В., Козин Е.С., Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. База даних по хімії нафти і перспективи її застосування в геохімічних дослідженнях // Геологія нафти і газу. - 2000. - № 2.

    - С. 49-51.

    16. Ан В.В., Козин Е.С., Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Геоінфор-мационного система для дослідження закономірностей просторового розподілу ресурсів нафти і газу // Проблеми навколишнього середовища і природних ресурсів. - 2000. -№11. - С. 15-24.

    17. Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Важкі нафти: аналітичний огляд закономірностей просторових і часових змін їх властивостей // Нафтогазова справа. - 2005. - № 3. - С. 21-30.

    18. Словник по геології нафти і газу. - Л .: Недра, 1988. - 679 с.

    19. Федоров С. МПР прийняло нову класифікацію // Нафта і капітал. - 2005. - № 12. - С. 16-17.

    УДК 004.942

    МОДЕЛЮВАННЯ РЕЖИМІВ РОБОТИ газліфтного СВЕРДЛОВИНИ

    Р.Л. Барашкин, І.В. Самарін

    РГУ нафти і газу імені І.М. Губкіна, м Москва E-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    Наведено детальний комп'ютерне моделювання режимів роботи свердловини при періодичному і безперервному способах газ-ліфтние експлуатації, що дозволяє вирішувати завдання вибору технічних рішень на етапі проектування розробки родовища, а також завдання чисельного аналізу режимів роботи промислового газорідинного підйомника при його експлуатації.

    Вступ

    При газліфтного способі експлуатації промисловий газорідинний підйомник обладнаний для закачування в свердловину газу. Таким шляхом зменшується щільність газорідинної суміші, і тиск на забої нафтового пласта стає достатнім для підйому продукції свердловини на поверхню.

    Велика розмаїтість геологічних і технологічних умов експлуатації покладів породжує різноманіття модифікацій технічних рішень облаштування газліфтних промислових газорідинних підйомників. Правильний вибір конкретного варіанту - запорука економії коштів на облаштування та експлуатацію свердловини. Розробляється авторами статті обчислювальна система являє собою інструментарій для прийняття обґрунтованого оптимального рішення з цього питання.

    При експлуатації газліфтного комплексу виникають завдання оперативного управління. Пропонована обчислювальна система дозволяє виробляти оптимізовані рішення оператора шляхом включення в контур оперативного управління програми детального моделювання процесу в реальному часі.

    об'єкт моделювання

    Газліфтний комплекс складається з газліфтних районів (ГР), пов'язаних між собою газопроводами

    низького і високого тиску. ГР є технічна споруда (рис. 1), де реалізований замкнутий технологічний процес видобутку, транспорту та збору продукту з пласта. ГР складається з газліф-тних свердловин, маніфольдів, вимірювальних установок, дотискній насосної станції, де здійснюється перша ступінь сепарації газу, компресорної станції, газопроводів низького і високого тиску, системи нефтегазосбора і транспорту продукції.

    Мал. 1. Структура газліфтного району

    Газліфтного свердловини є головними об'єктами газліфтного комплексу і призначені для видобутку нафти з розкритих ними продуктив-


    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити