Территория Нефтегаз № 10 2016. Территория нефть газ журнал


О журнале

ЖУРНАЛ «ТЕРРИТОРИЯ «НЕФТЕГАЗ»

ЖУРНАЛ «ТЕРРИТОРИЯ «НЕФТЕГАЗ» — ведущее отраслевое издание по оборудованию и 

технологиям для нефтегазового комплекса.

Входит в новый Перечень ведущих рецензируемых научных журналов ВАК Министерства образования и науки РФ (от 01.12.2015 г.).

Выходит ежемесячно с 2001 г. при поддержке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Целевая аудитория: руководители и ведущие специалисты предприятий нефтегазового комплекса на территории России, Азербайджана, Белоруссии, Казахстана и других стран дальнего и ближнего зарубежья.

Распространение — через подписку и более чем на 120 выставках, конференциях и других 

отраслевых мероприятиях.

Подписка — через каталог Роспечати, индекс 36129, и в редакции.

Информационный спонсор ведущих нефтегазовых форумов.

Организатор научно-практических конференций, в т.ч. международных.

Тираж — 20 000 экземпляров. Формат — А4, полноцвет.

Основные тематические разделы журнала:

  • Автоматизация;

  • Бурение;

  • Геология;

  • ГРС и системы газоснабжения;

  • Диагностика; 

  • Добыча нефти и газа;

  • Защита от коррозии;

  • Компрессоры. Насосы;

  • Подземное хранение газа;

  • Эксплуатация и ремонт трубопроводов;

  • Разработка и эксплуатация месторождений;

  • Оборудование; 

  • Переработка нефти и газа;

  • Сварка;

  • Транспорт и хранение нефти и газа;

  • Трубопроводная арматура; 

  • Энергетика;

  • Экология. 

Обращаем ваше внимание на то, что публикация в журнале для авторов научных статей бесплатна ! 

Редакция не взимает плату с авторов за подготовку, размещение и печать научных материалов.

Учредитель – ООО «Камелот Паблишинг».

neftegas.info

Территория Нефтегаз - Все для студента

Теги, соответствующие этому тематическому разделу

Файлы, которые ищут в этом разделе

Доверенные пользователи и модераторы раздела

Активные пользователи раздела

  • Без фильтрации типов файлов

Издается ЗАО «Камелот Паблишинг». Периодичность ежемесячная Содержание: Автоматизация Высоконадежные источники автономного питания margen power system Для оборудования телемеханики и технологической связи газопроводов Некоторые аспекты технической реализации сау кц и сау гпа на газотранспортных предприятиях ОАО «Газпром» Система аварийной сигнализации для сепараторов...

  • №1
  • 14,58 МБ
  • добавлен 29.10.2013 20:41
  • изменен 01.02.2017 20:36

Содержание: Щукин Н.П., Райнов Б.М., Быков И.Ю. Методы диагностики запорной арматуры магистральных газопроводов на герметичность. Харионовский О.В. Мониторинг объектов линейной части магистральных газопроводов. Сазонов Ю.А. Разработка методологии проектирования насосно-эжекторных установок с расширенным использованием численных экспериментов. Лобусев А.В. Инновационный...

  • №2
  • 9,51 МБ
  • добавлен 08.02.2013 21:03
  • изменен 03.10.2016 16:58

М.: Камелот Паблишинг. — 80 с. Журнал «Территория «НЕФТЕГАЗ» - ведущее издание по оборудованию и технологиям для нефтегазового комплекса. Выходит ежемесячно с 2001 года при поддержке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

  • №3
  • 8,90 МБ
  • добавлен 23.05.2013 09:07
  • изменен 03.10.2016 16:58

М.: Камелот Паблишинг. — 79 с. Журнал «Территория «НЕФТЕГАЗ» - ведущее издание по оборудованию и технологиям для нефтегазового комплекса. Выходит ежемесячно с 2001 года при поддержке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

  • №4
  • 9,09 МБ
  • добавлен 29.09.2016 21:45
  • изменен 03.10.2016 16:58

М.: Камелот Паблишинг. — 119 с. Журнал «Территория «НЕФТЕГАЗ» - ведущее издание по оборудованию и технологиям для нефтегазового комплекса. Выходит ежемесячно с 2001 года при поддержке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

  • №5
  • 27,57 МБ
  • добавлен 29.09.2016 21:48
  • изменен 03.10.2016 16:58

www.twirpx.com

Территория Нефтегаз

В Москве прошел восьмой по счету Teradata Форум, крупнейшее бизнес-мероприятие в России, посвященное аналитике данных, искусственному интеллекту и интернету вещей. На форуме присутствовали руководители ключевых бизнес-направлений крупных компаний и брендов, эксперты в области анализа и хранения данных, а также специалисты ИТ-отрасли. В этом году площадка собрала более 600 представителей бизнеса из разных стран. Присутствовавшие обсудили тренды отрасли и поделились своим опытом работы в области аналитики, AI, и IoT.

Предложена система функциональных тестов для оценки качества программной реализации математических алгоритмов, используемых в программных пакетах геологического моделирования на основных этапах построения моделей нефтегазовых месторождений. К числу таких этапов, в частности, относятся автокорреляция разрезов скважин, построение поверхностей каркаса геологических моделей, оценка запасов углеводородов, ремасштабирование каротажных данных на расчетные сетки моделей, построение экспериментальных вариограмм при анализе пространственной автокорреляции различных данных, распространении литологических и фильтрационно-емкостных свойств пласта детерминированными и стохастическими методами. Отличительной чертой предлагаемой системы тестов является наличие точного решения рассматриваемых задач, что позволяет проводить оценку качества результатов их численных решений. Предложенные тесты были апробированы при тестировании вычислительных модулей программного комплекса «РН-Геосим», являющегося корпоративным симулятором в ПАО «НК «Роснефть», и сравнении полученных данных с результатами решения задач в современных пакетах геологического моделирования Petrel и RMS.

Проведен анализ развития европейского энергетического рынка. Данные о динамике изменения запасов, добычи и потребления углеводородов убедительно свидетельствуют о том, что страны Европы не имеют своих ресурсов для обеспечения собственных потребностей природным газом не только на среднесрочную перспективу, но и на ближайшее будущее. При существующем уровне добычи их хватит немногим более чем на 12 лет. Показано, что проект «Северный поток – 2» имеет серьезные конкурентные преимущества перед альтернативными вариантами поставки газа на европейский рынок. При этом варианты замены природного газа, который может быть поставлен по магистральному газопроводу «Северный поток – 2», проектами возобновляемой энергетики, такими как ветровая и солнечная, представляются проблематичными, поскольку требуют инвестиций, многократно превышающих инвестиции в проект «Северный поток – 2», а также необходимости выведения из оборота огромных земельных участков. Поставляемый по газопроводу газ позволит европейским странам значительно снизить долю экологически грязных источников энергии, таких как нефть и уголь, составляющую более половины общего энергопотребления, существенно повысить энергетическую эффективность и экологическую чистоту энергетики.

Ликвидность, свободу в выборе поставщиков и условий работы с ними, принятие решений онлайн – эти и многие другие возможности предприятиям нефтегазовой отрасли сегодня готовы предложить факторинговые компании. Генеральный директор «Открытие Факторинг», Председатель Правления Ассоциации факториговых компаний (АФК) Виктор Вернов рассказал о дополнительных возможностях факторинга в условиях изменения экономики, в том числе за счет цифровизации взаимодействия.

В статье представлен обзор методов и технических решений по компенсации влияния повышенных динамических нагрузок, возникающих под действием вертикальной качки судна в процессе спускоподъемных и монтажных работ оборудования систем сбора газа на открытой воде. Актуальность данной тематики обусловлена проводимыми работами по импортозамещению оборудования системы подводной добычи и, как следствие, необходимостью прорабатывать вопросы монтажа крупногабаритного оборудования на морское дно. Для решения этой комплексной задачи требуются предварительные проработка, анализ и расчеты, необходимые для максимально возможного сокращения времени монтажа и демонтажа и сокращения стоимости данного вида работ. Основными рисками выступают погодные условия в зоне установки оборудования: ветер (скорость, характер порывов), течения (поверхностное, придонное), волнения водной поверхности (высота, период волн). Приведен подробный анализ постоянных и переменных нагрузок, а также нагрузок от окружающей среды. Представлены схемы силового нагружения оборудования при спуске с судна и соответствующие расчетные формулы. Рассмотрены основные принципы компенсации вертикальной качки – пассивные и активные системы. Показаны системы компенсации для надводной части, относящейся непосредственно к оборудованию на судне, и подводной части, включающей систему мягкой посадки, которая расположена на оборудовании. Приведена разработка отечественной системы мягкой посадки для манифольда весом более 180 т. Результатом анализа рисков является сформированный план-график, в котором указаны «установочные окна» – промежутки времени, в которые проведение операций по монтажу оборудования системы сбора газа допустимо с точки зрения погодных условий. Как правило, граничными условиями являются технические возможности оборудования, применяемого в процессе монтажа, его грузоподъемность, способность противостоять циклическим и динамическим нагрузкам.

Компания «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.», оператор проекта «Сахалин-2», образована в 1994 г. с целью разработки Пильтун-Астохского и Лунского нефтегазовых месторождений в Охотском море на шельфе о. Сахалин. Проект гармонизации иностранных и национальных стандартов успешно развивается в «Сахалин Энерджи» с 2014 г. Накопленный опыт и перспективные разработки в этой сфере приобрели общероссийское значение и могут быть успешно использованы другими предприятиями отечественной нефтегазовой промышленности.

Цифровизация предоставляет производственным компаниям новые возможности повышения эффективности производства, оптимизации капитальных и операционных затрат. О процессе цифровой трансформации СИБУРа рассказывает старший менеджер компании Владимир Чернаткин.

Цифровизация помогает компаниям в нефтегазовой отрасли повысить эффективность капитальных вложений, снизить стоимость подъема нефти, сократить операционные расходы для бизнес-функций, не относящихся к основной деятельности. Генеральный̆ директор «Teradata Россия» Андрей АЛЕКСЕЕНКО поделится с нами несколькими примерами инициатив по цифровизации бизнеса нефтяных компаний.

В статье с использованием принятых ГОСТ 27674-88 терминов описаны основные виды износа рабочих органов электроцентробежных насосов, имеющие место при добыче жидкости, содержащей абразивные частицы различного фракционного состава. Виды износа оборудования в случае присутствия преимущественно алевролитовых фракций размером до 0,1 мкм и небольшой доли песчаных фракций размером более 0,1 мм показаны на примере песконесущих скважин пластов АВ Самотлорского нефтяного месторождения. В этом случае основными видами износа деталей электроцентробежных насосов с рабочими колесами плавающего типа, рабочими ступенями двухопорной конструкции из материала нирезист тип 1 являются абразивный осевой и абразивный радиальный износы. Поскольку помимо алевролитовых фракций в добываемой жидкости присутствует и небольшое количество песчаных частиц, гидроэрозионный износ также имеет место, хотя в большинстве случаев не является доминирующим. В продукции скважин Ванкорского нефтяного месторождения присутствуют преимущественно песчаные фракции размером 0,3 мм, и основными видами износа являются гидроабразивный промыв направляющих аппаратов и гидроабразивное разрушение лопаток рабочих колес. Приведены примеры типичных видов износа рабочих органов электроцентробежных насосов, обусловленного присутствием в жидкости абразивных частиц различного фракционного состава. Таким образом, на основании изучения видов износа деталей электроцентробежных насосов можно с достаточной для принятия инженерных решений точностью оценить состав твердых фракций, присутствующих в добываемой жидкости. Использование метода анализа видов износа позволит промысловому технологу более точно осуществлять выбор мероприятий по увеличению ресурса работы оборудования, таких как использование технологий защиты от песка и подбор оптимального конструкционного исполнения электроцентробежных насосов и материалов изготовления рабочих ступеней. Представленные в статье примеры видов износа использованы в классификаторе видов отказов оборудования ПАО «НК «Роснефть».

В статье представлен российский опыт создания проекта манифольда и донной опорной плиты для системы сбора газа, входящей в состав комплекса подводной добычи. Поставленная задача решается впервые в рамках Программы импортозамещения ПАО «Газпром». Актуальность исследования обусловлена тем, что единственная используемая в настоящее время в России система подводной добычи спроектирована и изготовлена за рубежом. Выполнение всех намеченных этапов работы позволит снизить риски, связанные с экономическими санкциями. Спроектирован манифольд с рабочим давлением 34,5 МПа; вес образцов 350 т, габариты 25,5 × 12,5 × 19,5 м. Учтена возможность технической совместимости с оборудованием зарубежных производителей. В качестве основания для манифольда выбрана донная опорная плита с фундаментом свайного типа. Требование по горизонтированию в 1° достигается только за счет конструкции основания. Предусмотрено точное позиционирование манифольда на финальном этапе спуска на фундамент. Рассмотрены актуальные задачи для каждого этапа жизненного цикла оборудования – от изготовления до демонтажа. Планируется освоение новых технологий и материалов, подходящих для эксплуатации в условиях подводной добычи. В частности, запланировано изготовление оборудования из стали марки Super Duplex 25Cr. В программу испытаний манифольда и донного основания включены гидростатические испытания до 105 МПа. При установке на месторождении системы подводной добычи предусмотрено снижение капитальных затрат за счет уменьшения стоимости проектирования и производства оборудования. Для выполнения задачи предложены стандартизация принимаемых решений и технологий, а также применение модульных конструкций.

neftegas.info

Территория Нефтегаз № 10 2016

В пределах Индосинийской эпимезозойской платформы выделяется Таиландский щит, окруженный с северо-востока, юга и юго-запада осадочными бассейнами, которые рассматриваются как Вьетнамская эпимезозойская плита, бльшая часть которой находится в территориальных водах Вьетнама. Современное тектоническое строение плиты обусловлено сдвиг-раздвиговыми дислокациями, сформировавшимися за счет напряжений сжатия, над которыми закладывались и развивались рифтогенные прогибы. Шонгхонгский прогиб расположен на северо-северо-востоке Вьетнамской плиты. Системой сбросов он разделен на три основные зоны, вытянутые в северо-западном направлении (с востока на запад): Северо-Восточный борт, Центральная впадина (депоцентр) и Юго-Западный борт, представляющий наибольший интерес с точки зрения нефтегазоносности. В пределах Юго-Западного борта выделены три тектонические ступени. C точки зрения нефтегазоносности наиболее благоприятна третья тектоническая ступень, приуроченная к западной части борта. В статье показано, что сдвиг-раздвиговые дислокации, обусловившие современный тектонический облик региона, играют двоякую роль в оценке перспектив нефтегазоносности региона. С одной стороны, они способствуют формированию коллекторского пространства, т. е. оказывают благоприятное воздействие, с другой – формируют зоны сквозной разгрузки пластовых флюидов. Наличие сквозных зон разгрузки отрицательным образом сказывается на сохранности залежей нефти и газа. С учетом как положительных, так и отрицательных факторов наиболее благоприятными для проведения дальнейших геологоразведочных работ являются антиклинальные поднятия Дай Банг и Хай Ен, расположенные на третьей тектонической ступени Юго-Западного борта Шонгхонгского прогиба.

Ключевые слова: перспективы нефтегазоносности, тектоническое строение, Шонгхонгский прогиб.

HTML

Длительная геодинамическая эволюция Индокитайского полуострова и Зондского шельфа на протяжении мезозойского времени привела к оформлению Индосинийской эпимезозойской платформы Юго-Восточной Азии. К подобным платформам также относятся Верхояно-Колымская и Дальневосточная области России, образующие в совокупности своеобразный пояс мезозоид, протянувшийся по восточной окраине Азиатского материка с севера на юг в субмеридиональном направлении на расстоянии около 8 тыс. км.

Мезозоиды, как правило, характеризуются горным рельефом и повышенной тектонической активностью, что объясняется их близким расположением к современным активным зонам земной коры: спрединговым окраинным морям, зонам субдукций, т. е. к активным границам литосферных плит. В пределах мезозоид на суше практически не встречаются области, где мезозойский фундамент перекрывается типичным платформенным осадочным чехлом. По этой причине мезозоиды рассматриваются обычно как сравнительно молодые горноскладчатые области, не представляющие большого интереса в нефтегазоносном отношении.

Если же трактовать мезозоиды как эпимезозойские платформы, где есть области выхода фундамента на дневную поверхность, а есть области, где фундамент погружен и перекрыт чехлом (т. е. плиты), то перспективы их нефтегазоносности существенно возрастают. Такие молодые платформы можно рассматривать в качестве перспективных нефтегазоносных регионов, в пределах которых есть все основания ожидать открытия новых нефтегазоносных провинций и областей. С этой позиции переквалификация мезозоид из горноскладчатых областей в платформы имеет не только теоретическое, но и большое практическое значение.

Анализ имеющихся геолого-геофизических и геоморфологических данных, а также геодинамические реконструкции как раз и позволяют выделить в пределах исследуемого региона Индосинийскую эпимезозойскую платформу, тектоническим центром которой является Индосинийский древний блок земной коры, выраженный в географическом отношении Индокитайским полуостровом (рис. 1).

По аналогии с древними платформами области выхода на поверхность фундамента следует рассматривать как щиты. В нашем случае это Таиландский щит, с учетом того, что территориально его бльшая часть является принадлежностью Таиланда. Возраст щита главным образом относится к архей-протерозою, однако по периферии он оправлен молодыми мезозойскими гранитоидными комплексами, образующими в рельефе системы невысоких гор.

С северо-востока, юга и юго-запада Таиландский щит окружен осадочными бассейнами, которые в настоящее время являются шельфовыми зонами. Совокупность осадочных бассейнов, окружающих Таиландский щит, предлагается рассматривать как Вьетнамскую эпимезозойскую плиту, бльшая часть которой находится в территориальных водах Вьетнама. Фундамент плиты сложен преимущественно гранитоидными породами мелового возраста, однако в его составе могут быть и более древние фрагменты коры, в частности доломитизированные известняки позднего девона на северном шельфе Вьетнама (Шонгхонгский прогиб).

Тектоническая архитектура Вьетнамской плиты определяется системами сдвигов и раздвигов (pull-apart), над которым закладывались и развивались рифтогенные прогибы (рис. 2). Подчеркнем, что процессы рифтогенеза, столь характерные для шельфа Вьетнама, носили пассивный характер и связаны с развитием сдвиговых дислокаций. Как правило, бортовые зоны прогибов осложнены листрическими сбросами, по которым происходили оседание и оползание тектонических блоков.

К рифтогенным прогибам, выделяемым в пределах Вьетнамской плиты, отнесены Ханойский, Шонгхонгский, Кыулонгский, Южно-Коншонский, Меконгский, Паттани и Малайский прогибы (рис. 2).

Для молодых, активных в геодинамическом отношении структур земной коры определяющим условием их современного строения и развития является тектонофизическое поле, которое обусловливается геодинамическими напряжениями в данном регионе. Формирование адекватной тектонофизической модели способствует правильному пониманию геологического строения и нефтегазоносности регионов, что имеет большое практическое значение. Вьетнамская эпимезозойская плита является как раз таким регионом, где тектонофизические напряжения предопределяют современное геологическое строение и особенности нефтегазонакопления.

Традиционно считается, что геологическое строение и развитие шельфа Вьетнама протекало под доминирующим влиянием рифтогенных процессов. Заложение основных прогибов вьетнамского шельфа (Шонгхонгского, Кыулонгского, Южно-Коншонского) явилось результатом проявления растягивающих тектонических напряжений. Следствием этого являлось характерное строение бортовых частей прогибов, состоящих из горстообразных приподнятых блоков и разделяющих их грабенообразных прогибов.

Рифтогенная модель геологического строения шельфа Вьетнама является доминирующей, но не имеющей убедительного объяснения. В частности, непонятно, что же явилось причиной возникновения столь большого числа рифтогенных прогибов в исследуемом регионе, каковы причины появления самих рифтов. По нашим данным, нет доказательств процессов их расширения.

Изучение геодинамической эволюции и геодинамических напряжений, господствовавших на Зондском шельфе в меловой, палеогеновый и неоген-четвертичный периоды, показывает, что преобладающим видом напряжений было напряжение сжатия, а не растяжения.

Системой сбросов сдвигового типа Шонгхонгский прогиб разделен на три основные зоны, вытянутые в северо-западном направлении (с востока на запад): Северо-Восточный борт, Центральная впадина (депоцентр) и Юго-Западный борт (рис. 3).

Юго-Западный борт включает моноклиналь Тханьнгхе, горстообразное поднятие Ки Ань, грабен Ань Ву, впадину Хуэ и горстообразное поднятие Дананг.

Наряду с крупными горстообразными поднятиями в пределах Юго-Западного борта, как наиболее изученного, картируется ряд более мелких структур, которые можно рассматривать как антиклинальные складки, – это поднятия Бач Чи, Носорог, Белый Лев, Зебра, Жаворонок и др. На некоторых из них пробурены скважины. Возможно, эти структуры представляют собой складки облекания, ограниченные по склонам разрывными нарушениями. Характерной особенностью является высокая амплитуда складок (до 1,5 км) по докайнозойскому фундаменту с существенным сокращением амплитуды по кайнозойским отложениям.

Юго-западный борт Шонгхонгского прогиба системами сдвиговых дислокаций поделен на три тектонические ступени – I, II, III. C точки зрения нефтегазоносности наиболее благоприятна III тектоническая ступень. Она гипсометрически наиболее опущена. К этой ступени приурочено два крупных поднятия – Дай Банг и Хай Ен.

Северо-Восточный борт Шонгхонгского прогиба состоит из моноклинали Хайфон-Халонг, горста Батьлонгви, одноименного поднятия, горста Читон (на юге прогиба) и ряда других моноклиналей и горстовидных поднятий в китайской части акватории. Структурное выражение их аналогично структурам Юго-Западного борта прогиба (рис. 3).

Сравнивая между собой бортовые зоны прогиба, следует отметить, что Северо-Восточный борт в настоящее время более погружен по сравнению с Юго-Западным бортом, перепад высот по кровле фундамента составляет до 3 км. Такая ситуация возникла в плиоцен-четвертичное время, когда Северо-Восточный борт испытал прогибание большей амплитуды. В настоящее время мощность плиоцен-четвертичных отложений на Северо-Восточном борте составляет более 3 км, а на Юго-Западном – около 0,5 км.

Тектонические нарушения сбросового типа на Северо-Восточном борте, как правило, затухают в миоцен-плиоценовых отложениях и выше по разрезу не прослеживаются, в то время как на Юго-Западном борте (кроме наиболее погруженной III ступени) эти нарушения рассекают весь осадочный чехол и выходят на дно моря, создавая сквозные каналы миграции для разгрузки подземных флюидов. Все это позволяет более высоко оценить перспективы нефтегазоносности Северо-Восточного борта Шонгхонгского прогиба по сравнению с его Юго-Западным бортом за счет наличия более благоприятных условий для сохранности залежей углеводородов.

Центральная часть прогиба Шонгхонг (депоцентр) наименее изучена (рис. 3). Она характеризуется сравнительно редкой сетью сейсмических профилей и практически отсутствием скважин. В районе поднятий Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг степень изученности существенно возрастает. Однако проведенные сейсмические исследования 2D выполнялись с использованием коротких сейсмических кос (2–3 км), а 3D – с косами 4 км, что позволило более-менее достоверно изучить осадочный чехол только на глубину около 3 км, т. е. плиоцен-плейстоценовой комплекс. Пробуренные скважины глубиной в пределах 2 км также были нацелены на эти отложения.

В результате миоценовые образования, представляющие здесь наибольший интерес в нефтегазовом отношении, оказались практически не исследованы.

Тектоническое строение Центральной части Шонгхонгского прогиба в настоящее время представляется в виде моноклинально падающих пластов плиоцен-плейстоценового возраста. Вероятно, такой же структурно-тектонический облик имеют и миоценовые отложения.

Монотонную тектоническую картину депоцентра Шонгхонгского прогиба осложняют антиклиналеподобные структуры, выявленные в его центральной части (поднятия Бао Ванг, Бао Чанг, Бао Ден и др.), которые и являлись объектами геолого-разведочных работ на протяжении последних лет. Здесь были сконцентрированы сейсмические исследования 2D и 3D, пробурено 8 скважин, а в последние годы проведены электроразведочные работы на предмет прямых поисков залежей углеводородов. Несмотря на сравнительно высокую концентрацию геофизических и буровых работ на поднятиях Бао Ванг, Бао Чанг и Бао Ден, однозначного понимания их геологической природы до сих пор нет. В нашей интерпретации это погребенные вулканы, основная деятельность которых протекала в плиоцен-плейстоценовое время [1].

Важное значение для нефтегазоносности имеют коллекторские свойства продуктивных отложений. В пределах исследуемого региона промышленная нефтегазоносность связана с отложениями позднего палеозоя, олигоцена, миоцена и плиоцен-плейстоцена. Во всех случаях емкостное пространство осложняется трещиноватостью, возникшей в результате деятельности разломов сдвиг-раздвигового типа.

Отложения позднего палеозоя (верхний девон – нижний карбон), вскрытые скважиной VGP-112-PR-1X, были изучены методом рентгеновской томографии. Установлено, что карбонатные породы имеют межзерновые поры (до 10 мкм), которые могут быть связаны тончайшими каналами. Более важную роль в коллекторском потенциале этого комплекса играют трещины и каверны. Трещины направлены поперек напластования, имеют ширину до 0,5–1 мм, а каверны достигают в диаметре до 2 мм. Иногда пустоты, трещины и биологические формы заполнены пиритом, что снижает фильтрационно-емкостные свойства этих пород. В целом коллектор карбонатной толщи позднего палеозоя можно классифицировать как трещинно-каверново-поровый.

Олигоценовый комплекс характеризуется исключительно терригенными коллекторами. По каротажным данным, средние значения открытой пористости составляют 8 и 10 %. Породы крепкие, проницаемость коллекторов низкая. Коллекторы относятся к поровому типу. Не исключено развитие в них и систем трещин, которые могут повысить коллекторский потенциал этих отложений.

Миоценовый комплекс сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, среди которых встречаются карбонатные породы. Коллекторы могут быть представлены как терригенными породами (песчаниками), так и карбонатами.

Карбонатные коллекторы нижнего миоцена вскрыты в двух скважинах блока 112 (скв. 112-BT-1X-RDR и скв. 112-НО-1X) суммарной мощностью 17–65 м. Отложения представлены известняками мелкозернистыми, содержащими фрагменты органических остатков. Пористость изменяется от 2,4 до 23,9 %, проницаемость – от 0,01 до 37 мД. Мощность колеблется от 23  до 70 м. По типу порового пространства коллекторы относятся к трещинно-каверново-поровым.

Терригенные коллекторы нижнего миоцена состоят из песчаников светло-серого цвета, мелко-среднезернистых, крепких. Цемент карбонатный, глинистый и мергельный. Мощность отдельных пластов песчаника колеблется в пределах 2–12 м. Значения открытой пористости составляют по скважине 112-ВТ-1Х-RDR – 7–14 %, а по скважине 112-AV-1Х изменяются от 24 до 30 %. Проницаемость определена в пределах 0,1–49 мД. Коллекторы относят к поровому типу.

Терригенные коллекторы среднего и верхнего миоцена представлены песчаниками и встречены во всех пробуренных в блоке 112 скважинах. Мощности отдельных пластов песчаника меняются в пределах 0,5–22 м, составляя в основном 2–6 м. Пористость коллекторов варьирует в интервале 12–24 %, проницаемость – в пределах 0,1–14 мД, в отдельных случаях достигает 140–172 мД. По типу порового пространства коллекторы традиционно относят к поровым.

Однако, по данным рентгеновской томографии, породы миоцен-плейстоцена разбиты трещинами. В ряде случаев они заполнены пиритом, что говорит о том, что системы трещин могли существовать в пластовых условиях и по ним происходила миграция флюида. По нашему мнению, существование таких трещин в миоцене (а далее будет показано, что они имеются и в плиоцен-плейстоценовых отложениях) является следствием активных проявлений сдвиговых деформаций по Центральному сдвигу Шонгхонгского прогиба, вдоль которого вытянуты разбуренные структуры Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг. Поэтому тип коллектора в миоценовых отложениях, возможно, следует рассматривать как порово-трещинный. Это обстоятельство необходимо учитывать при дальнейшей разработке месторождений.

Плиоцен-плейстоценовый комплекс наиболее доступен для бурения в пределах исследуемого региона. Он представлен преимущественно глинами и аргиллитами, переслаивающимися с алевролитами. В ареале района работ предполагается развитие и песчаных пород. Потенциальными коллекторами в отложениях плиоцен-плейстоцена являются русловые песчаники, отложения конусов выноса и турбидитовые тела. Коллекторы относятся к поровому типу. Коллекторы такого типа содержат значительные залежи газа на структурах группы Ле Донг (акватория КНР). Значения открытой пористости по отложениям плейстоцена колеблются от 28 до 37,6 %, по отложениям плиоцена – от 23 до 33 %. Проницаемость – от 10,8 до 35,4 мД.

Данные рентгеновской томографии, полученные нами, также указывают на широкое развитие в плиоценовых отложениях систем трещин, иногда заполненных пиритом. Наличие трещин практически по всем осадочным комплексам повышает емкостные свойства отложений, но снижает их роль как возможных покрышек.

Разгрузка пластового флюида наиболее часто проявляется вдоль разломов Шонгтяи и Центрального, несмотря на то что отложения миоцена и плейстоцена представлены глинистыми образованиями. Этот эффект, по нашему мнению, достигается по причине наличия сопутствующей трещиноватости пород (даже глинистых) при сдвиг-раздвиговых усилиях.

Доказательством сквозной вертикальной разгрузки пластового флюида могут служить сейсмические профили, пересекающие разломы Шонгтяи и Центральный. В частности, на профиле, проведенном вкрест простирания структуры Бач Чи, четко фиксируется зона разгрузки, выраженная рассеиванием упругой сейсмической волны. Зона разгрузки прослеживается через весь осадочный чехол и выходит на поверхность морского дна. На другом профиле GT93-219, проходящем через структуру Дай Банг, разлом затухает в кровле позднемиоценовых отложений. До этого уровня прослеживается и область разгрузки, выраженная на сейсмическом профиле субвертикальной зоной рассеивания сейсмической упругой волны. Отсюда следует, что по мере удаления от главного сдвиг-раздвигового разлома Шонгтяи тектонические усилия ослабевают, и зона разгрузки уже не захватывает весь чехол и ограничивается лишь нижними секциями чехла.

Аналогичная ситуация сложилась и вдоль Центрального разлома сдвиг-раздвигового типа, к которому приурочены поднятия Бао Ванг, Бао Ден и Бао Чанг. На сейсмических профилях четко фиксируются зоны рассеивания упругой волны, которые мы отождествляем с зонами разгрузки пластовых флюидов (рис. 4). Зоны разгрузки проходят через все горизонты осадочного чехла и выходят на поверхность морского дна, что говорит о сквозной разгрузке, что отрицательным образом сказывается на сохранности залежей углеводородов.

В ряде случаев удается зафиксировать истечения углеводородного флюида на морскую поверхность. Известно, что подобное высачивание создает на поверхности моря тонкие пленки углеводородов, которые бывают незаметны для простого «глаза». Однако космические снимки способны фиксировать эти явления, поскольку углеводородная пленка образует так называемые слики, заметные с большого расстояния.

В частности, на космическом снимке, который захватывает зону Тонкинского залива, приуроченную к разлому Шонгтяи, видно скопление черных точек, вытянутых вдоль этого разлома. Это не что иное, как слики на поверхности воды, возникшие в результате разгрузки пластовых углеводородных флюидов на поверхность моря вдоль сдвиг-раздвигового разлома Шонгтяи.

Таким образом, по данным различных методов исследований устанавливается наличие зон сквозной разгрузки пластовых флюидов, приуроченных к разломным зонам. В случаях, когда разломы затухают в осадочном чехле, зона разгрузки не имеет сквозного характера.

Наличие сквозных зон разгрузки отрицательным образом сказывается на сохранности залежей нефти и газа и является негативным фактором процесса нефтегазонакопления в земной коре.

Следовательно, при определении степени перспективности в нефтегазовом отношении различных регионов необходимо учитывать не только созидательные, но и разрушающие факторы нефтегазонакопления. С этой точки зрения наиболее благоприятными для проведения дальнейших геологоразведочных работ являются антиклинальные поднятия Дай Банг и Хай Ен, расположенные на третьей тектонической ступени Юго-Западного борта Шонгхонгского прогиба.

neftegas.info

Отраслевые мероприятия

г. Москва, ВДНХ

04 - 07 декабря 2018

Отель InterContinental

05 декабря 2018

г. Москва. Павильон 75, ВДНХ

11 - 14 декабря 2018

ЦМТ, г. Москва

04 - 07 февраля 2019

г. Москва

21 - 22 февраля 2019

Павильон 7.2

04 - 06 марта 2019

г. Новый Уренгой, Деловой центр "ЯМАЛ", ул. Юбилейная, 5

20 - 21 марта 2019

г. Волгоград

03 - 05 апреля 2019

Комплекс «Волгоград-Арена»

03 - 05 апреля 2019

Казахстан, г. Атырау

09 - 11 апреля 2019

Россия, Москва, КВЦ «Сокольники», павильон 4

16 - 18 апреля 2019

22 - 25 апреля 2019

г. Сочи

23 - 26 апреля 2019

г. Москва, отель «Балчуг Кемпински»

17 мая 2019

г. Уфа

21 - 24 мая 2019

Казахстан, город Астана

22 - 24 мая 2019

Санкт-Петербург, Россия

23 - 28 июня 2019

neftegas.info

Журнал Территория «Нефтегаз» - читать электронные версии номеров, архив бесплатно

if( $_SERVER['REQUEST_URI']=='/Themecontent/show/tema/Biznes-i-Finansi' or $_SERVER['REQUEST_URI']=='/izdanie/110' or $_SERVER['REQUEST_URI']=='/izdanie/311' or $_SERVER['REQUEST_URI']=='/izdanie/432' ){ ?> } ?>

= link_to(image_tag('http://pressa.ru/images/preview_3.gif'),'http://pressa.ru/pressa2012ipad') ?>

Территория «Нефтегаз»

Название: Территория «Нефтегаз» Периодичность: 1 раз в мес. Город: Москва Тип: Журнал Формат: A4 Тираж: 20000 Объем: 90 Сайт издания: www.neftegas.info Телефон: 7 (495) 276-09-73 Факс: 7 (495) 276-09-73 Почтовый адрес: 119530, Москва, проезд Стройкомбината д.4 Регион распространения: Россия, страны СНГ Метод распространения: Роспечать Дата регистрации: 2001-08-20 Язык: русский  Территория управления: общероссийское издание Тема: Профессиональные (b2b), Нефть и газ Издательский дом ЗАО "Камелот Паблишинг"

Архив номеров

Письмо в редакцию

Поиск по содержимому

Номер = $r ?>, = substr($r->getDateStart(),0,7) ?>Номер = $r ?>, = substr($r->getDateStart(),0,7) ?>Номер = $r ?>, = substr($r->getDateStart(),0,7) ?>Номер = $r ?>, = substr($r->getDateStart(),0,7) ?>Номер = $r ?>, = substr($r->getDateStart(),0,7) ?>Номер = $r ?>, = substr($r->getDateStart(),0,7) ?>Номер = $r ?>, = substr($r->getDateStart(),0,7) ?>Номер = $r ?>, = substr($r->getDateStart(),0,7) ?>Номер = $r ?>, = substr($r->getDateStart(),0,7) ?>Номер = $r ?>, = substr($r->getDateStart(),0,7) ?>
Об издании "Территория «Нефтегаз»"

Журнал "Территория "Нефтегаз" является ежемесячным изданием, выходящим на русском языке. Основная аудитория журнала менеджеры среднего и высшего звеньев предприятий нефтегазовой и нефтехимической промышленности России. Главная миссия журнала это - доведения до своих читателей информацию о новых тенденциях в производстве промышленного оборудования, а также о новых технологиях для всей отрасли. Журнал распространяется по имеющейся базе данных, которая по результатам выставок и крупных конференций постоянно пополняется. Журнал в течение года участвует очно и заочно во всех значимых нефтегазовых и нефтехимических форумах. "Наш читатель - это Ваш конечный потребитель" - главная формула отражающее лицо журнала.

= $data ?>

old.pressa.ru

Отраслевые мероприятия

18 - 21 сентября 2018

Нефть и газ. Топливно-энергетический комплекс

Дата проведения: 18 - 21 сентября 2018 Место проведения:

Мы предлагаем заявить о вашем бизнесе в стабильном регионе страны, в стабильном регионе, который по уровню социально-экономического развития и инвестиционной привлекательности входит в ТОП-5 регионов России. Стремительным развитием экономики и народного хозяйства Тюменская область притягивает все больший интерес и финансовые потоки.

Приглашаем вас принять участие в 25-й специализированной выставке

 «Нефть и газ. Топливно-энергетический комплекс»

Топливно-энергетический комплекс остается флагманской отраслью для экономики Тюменской области. Последние 50 лет регион является главной топливно-энергетической базой страны. Нефтегазовый комплекс Тюменской области вносит решающий вклад в  бесперебойное снабжение внутригосударственных и экспортных поставок. Здесь добывается 67% нефти и 91% естественного газа от общероссийского объема. Основные запасы сосредоточены в северных автономных округах, но и в южных районах ресурсы углеводородов – до 2,5 млрд.т. Только за последние годы объемы добычи нефти выросли в несколько раз. Тюменская область вышла на уровень добычи 10 миллионов тонн в год. Глава региона поставил задачу удвоить существующие показатели.

Важное направление нового этапа развития - формирование отраслей глубокой переработки сырья: выпуск нефтепродуктов и нефтехимическое производство. Успешно работают Антипинский нефтеперерабатывающий завод, Тобольский нефтехимический комбинат и другие предприятия, начато строительство крупнейшего комплекса по производству базовых полимеров «Тобольск-Полимер» производственной мощностью до 1,5 млн. тонн в год.

Основные цели выставки – содействие развитию предприятий топливно-энергетического комплекса, демонстрация современного оборудования и технологий для нефтегазовой промышленности, расширение взаимовыгодного научно-технического сотрудничества и установление деловых связей с российскими и иностранными партнерами, направленное на дальнейшее развитие нефтегазовой отрасли. Одна из форм сотрудничества областных органов власти с нефтедобывающими компаниями - проведение в рамках выставки «Нефть и газ. Топливно-энергетический комплекс»  ежегодного научно-практического форума «Нефть и газ. ТЭК», где обсуждаются перспективы развития нефтегазового комплекса, передовые технологии, опытно-конструкторские, внедренческие и научно-исследовательские  проекты.

Ежегодно выставка сопровождается обширной деловой программой и информационной поддержкой.

Источник

neftegas.info