Недропользование

Рассмотрены вопросы строения верхнедевонской рифогенной толщи в пределах Морошкинского, Усть-Цилемского и Северо-Тэбукского эталонных участков, расположенных на территории Республики Коми и Ненецкого автономного округа. На основе переинтерпретации материалов геофизических исследований скважин с привлечением литологического описания керна и результатов его лабораторных исследований проведена детализация строения доманиково-фаменской части разреза, приведена схема корреляции разрезов глубоких скважин. В результате корреляции разрезов откорректированы некоторые стратиграфические границы, определен объем литолого-стратиграфических подразделений, выделены реперные пачки, хорошо отображаемые на геофизических диаграммах, и прослеживаемые карбонатные пласты, известные геологам как Ф1, Ф2, Ф3, Ф4, Ф5, а также межпластовые пачки. В данной работе приведены результаты геохимических исследований верхнедевонских рифогенных отложений скважин, пробуренных на территории Морошкинского, Усть-Цилемского и Северо-Тэбукского участков. Представлено распределение содержания органического углерода, хлороформенного и спиртобензольного битумоидов в породах отдельных горизонтов скважин, а также охарактеризован нефтегенерационный потенциал пород по пиролитическим данным. На основании комплексного анализа результатов лабораторно-аналитических исследований керна и материалов промыслово-геофизических исследований выполнено выделение коллекторов, проведена оценка их количественных параметров и характера насыщенности. Критерием для оценки коллекторских свойств пород выбран коэффициент пористости. Определение пористости по нейтронному гамма-каротажу проведено способом двух опорных пластов с применением зависимостей АО «КамНИИКИГС». Для оценки количественных параметров карбонатных коллекторов использованы результаты стандартных исследований керна: открытая пористость, абсолютная газопроницаемость, объемная плотность. Результаты проведенных исследований могут быть использованы при проведении поисково-разведочных работ на территории трех рассмотренных эталонных участков.

Рассматриваются особенности конструкции и технологии бурения скважин для добычи термальных вод. Практикой поисков, разведки и добычи термальных вод в сложных горно-геологических условиях Центральной Монголии и анализом результатов по ранее пробуренным скважинам установлено, что принятой и реализуемой конструкцией и технологией бурения гидрогеологических скважин не обеспечивается надежная защита вскрытых терм от охлаждения при движении из них вод по стволу скважины от забоя до устья. Причиной этому являются значительные теплопотери вследствие высокой температуропроводности элементов конструкции скважины (стальные трубы). Разработана и предлагается перспективная конструкция скважины, включающая несколько последовательно спущенных обсадных колонн с обязательным цементированием заколонного пространства тампонажным раствором. При этом снижаются суммарные потери теплопотока и на 10-15 °С повышается температура терм на устье скважины. Предлагается также использовать обсадные колонны с двойной стенкой (технология «труба в трубе»), в межколонном пространстве которых находится теплоизолирующий материал - пенополиуретан. Использование этой технологии позволит уменьшить теплопотери по стволу скважины на 20-30 %. Для бурения в данном регионе целесообразно применение пневмо- и гидроударников с целью бурения пилотного ствола с дальнейшим расширением его шарошечным долотом. Буровым станком может быть принята буровая установка УРБ-2А-2. Успешное проведение работ по поискам и разведке термальных вод на территории Монголии является крайне перспективной и важной целью. Технология крепления скважины трубами с применением пенополиуретана позволит сократить теплопотери по стволу скважины на 20-30 %, что обеспечит возможность получения на устье температуру воды, максимально приближенную к пластовой. Предложенная конструкция гидрогеологической скважины повышает экономический эффект.

Карбонатные породы содержат около 60 % мировых запасов нефти и газа. Для стимуляции скважин, вскрывающих карбонатные коллекторы, широко используются солянокислотные обработки, в основе которых лежит химическая реакция соляной кислоты с карбонатными минералами. Карбонатные коллекторы, как правило, обладают значительной неоднородностью, поэтому при закачке кислоты в пласт в призабойной зоне скважины происходит неравномерное растворение породы кислотой, в результате чего образуются высокопроводящие каналы фильтрации (червоточины) сложной геометрии, обеспечивающие хорошую гидродинамическую связь скважины с пластом. Для определенной системы «порода - кислотный состав» существует оптимальная скорость закачки, которая позволяет получать длинные малоразветвленные червоточины при минимальном объеме закачки кислоты. На величину оптимальной скорости закачки оказывает влияние множество факторов, таких как давление, температура, концентрация кислоты, композиционный состав раствора, минеральный состав породы и т.д. Основным методом определения оптимальных параметров кислотного воздействия на околоскважинную зону пласта на сегодняшний день являются лабораторные эксперименты. В работе приведены сводные результаты анализа влияния различных факторов на оптимальную скорость закачки и величину прокачанных поровых объемов кислотного состава до момента выхода червоточины из образца. Показано, что факторы комплексно влияют на эффективность кислотного воздействия и требуется их одновременный учет при проведении лабораторных экспериментов. Результаты выполненного анализа были учтены при планировании дальнейших лабораторных исследований. В рамках проектирования солянокислотных обработок на скважинах одного из карбонатных месторождений Ирака проведены лабораторные опыты по оценке влияния концентрации кислоты и скорости закачки на эффективность кислотного воздействия при условиях, ожидаемых в случае применения солянокислотной обработки. Определены параметры закачки, позволяющие получать оптимальную структуру червоточин при минимальном объеме закачки кислоты. Результаты выполненных исследований успешно использовались при проектировании солянокислотных обработок на скважинах рассмотренного месторождения.

Освещены создание эффективного способа и технологии гидровихревой классификации в кипящем слое наночастиц техногенных минеральных образований (ТМО) и разработка математического аппарата для расчета его геометрических и энергетических характеристик. Многочисленные исследования показывают, что эффективность утилизации техногенных минеральных образований ограничена высокими требованиями к фракционному составу, медианным размерам и дисперсности их частиц. Сдерживающим фактором использования ТМО является недостаточное совершенство техники и технологии и их классификации. Жесткие требования классификации по дисперсии медианных размеров ТМО обусловливают необходимость поиска способов и технических средств их реализации, которые в условиях вероятностного распределения физико-механических, геометрических, кинематических параметров микрочастиц могут эффективно их реализовывать. С использованием гидродинамических уравнений Буссинеска и теории размерностей построена математическая модель гидровихревой классификации микро- и наночастиц ТМО. Получены уравнения движения дисперсной системы «капля жидкости - микрочастица ТМО» в условиях неустановившегося гидродинамического инерционного надстоксовского движения в процессе классификации в функции критериев Эйлера и Рейнольдса. Подтверждена зависимость диаметра полностью поглощаемых частиц компонентов сыпучих ТМО от угловой скорости вращения капель жидкости в процессе гидровихревой классификации. Установлено, что время релаксации капель жидкости с интегрированными в них микро- и наночастицами ТМО в процессе гидровихревой классификации зависит от их медианного размера. Получено уравнение для расчета геометрических параметров классификатора Вентури от потребной производительности и энергетических характеристик гидровихревого аэратора. Сертификационные испытания опытно-промышленного образца гидровихревого классификатора Вентури ГКВ-200 подтвердили возможность разделения микрочастиц ТМО в диапазоне (0,5-5,0)10-6 с дисперсией не более 20 %.