Голосование

Сланцевая революция в нашей стране - это миф или реальность

Уверен, миф.
7 (63.6%)
Уверен, реальность.
3 (27.3%)
Затрудняюсь ответить.
1 (9.1%)

Проголосовало пользователей: 9

Голосование закончилось: Мая 18, 2014, 10:36:15 pm

Автор Тема: Геологический аспект "сланцевой революции"  (Прочитано 346982 раз)

0 Пользователей и 5 Гостей просматривают эту тему.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #735 : Марта 19, 2019, 08:38:47 am »
Из
Век цифровизации. Microsoft поможет ExxonMobil в разработке Пермиан
http://neftianka.ru/vek-cifrovizacii-microsoft-pomozhet-exxonmobil-v-razrabotke-permian/

"Партнерство ExxonMobil с Microsoft включает в себя сбор и анализ данных в реальном времени на участках компании в бассейне Пермиан, что позволит добывающей компании быстрее и эффективнее принимать решения по оптимизации бурения, заканчиванию скважин и использованию персонала. Кроме того, предполагается сократить время на обнаружение утечек и аварийных выбросов, а также их устранение. Планируется использовать алгоритмы искусственного интеллекта для анализа данных бурения и заканчивания скважин, разработать и использовать мобильные приложения для анализа данных месторождений. Таким образом цифровые технологии станут основой для эффективной работы ExxonMobil на сланцевых участках в США."
« Последнее редактирование: Марта 29, 2019, 11:56:48 am от Тимурзиев Ахмет Иссакович »

Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #736 : Марта 20, 2019, 04:45:25 pm »
Взялись за разработку газоконденсатных месторождений и рассчитывают добывать еще 100 лет


https://youtu.be/YF2kYHUOgeI


Цитата http://gasforum.ru/obzory-i-issledovaniya/750/
2)     Место газового конденсата в деятельности нефтяных и газовых компаний довольно специфично. Обычно добыча конденсата связана с добычей природного газа и поэтому в большей степени конденсат является продуктом газовиков. Однако по своему составу, конденсат является скорее «легкой», светлой нефтью. Отсюда исходит практика, когда говорят о добыче нефти, указывать, в том числе и добычу конденсата. Другое название конденсата – это «белая нефть», что неудивительно, так как обычно конденсат прозрачный, либо слабо-желтого цвета от примесей нефти.
3)     В отношении добычи конденсата и добывающих его предприятий необходимо владеть несколькими цифрами для понимания существующих масштабов деятельности. В России в год добывается порядка 12,5 млн. тонн конденсата. Из них порядка 10 млн. тонн (80%) добывается предприятиями Газпрома, – прежде всего это Уренгойгазпром и Астраханьгазпром, каждый порядка 3,6 млн. тонн. Ежегодно добыча конденсата растет примерно на 10%, что довольно много. Особенность заключается в том, что рост добычи обеспечивается главным образом не  Газпромом, а такими компаниями, как Нортгаз, Новатэк, Роспан, Роснефть и др. Такая ситуация в добыче конденсата приводит, в частности, к постоянному снижению доли Газпрома в общей добыче конденсата примерно на 6%. Это означает, что при сохранении тенденции, всего через четыре года (в 2007 г.) Газпром будет добывать лишь 50% конденсата.
Подробную статистику по добыче конденсата приводится в Приложении № 1. Прогноз добычи газового конденсата на 2003 г., сделанный специалистами ЭРТА-консалт, а также планы некоторых компаний в отношении добычи конденсата приводятся в Приложении № 2.
4)     Объемы добычи конденсата абсолютно несопоставимы с добычей нефти или природного газа. Это связано с тем, что изначально нефтяниками добывалась исключительно нефть, а газовики добывали газ из сеноманских газовых залежей. Но истощение запасов сухого сеноманского газа приводит к все к большей необходимости освоения месторождений газоконденсатного типа. Этим и объясняется рост добычи конденсата, что означает, помимо прочего и увеличение предложения газового конденсата.
5)     Предложение газового конденсата необходимо рассматривать в привязке к географии. Например, конденсат крупнейшего Ковыктинского ГКМ Иркутской области планируется полностью направлять на Ангарский НХК. С другой стороны, реализация существующих у Газпрома планов по переработке конденсата в Новом Уренгое позволит обеспечить загрузку всего добываемого в Надым-Пур-Тазовском регионе газового конденсата.
Конец цитаты.

Цитата https://studfiles.net/preview/2180155/page:5/
Самая основная и главная особенность присущая газоконденсатным месторождениям, заключается в проявлении ретроградной, обратной конденсации при их разработке. Это связано с тем, что пластовые флюиды в этих залежах характеризуются тем, что в газовой фазе жидкие углеводороды находятся в растворенном состоянии. При этом следует отметить, что газовая фаза включает в себя углеводородные и неуглеводородные (азот, сероводород, углекислый газ, гелий и т.д.) компоненты. В процессе снижения пластового давления из газоконденсатной системы начинают выпадать жидкие углеводороды (газовый конденсат), т.е. фракции С5+выс.
Выпадающий в пласте газовый конденсат, в случае если разработка газоконденсатного месторождения осуществляться на режиме истощения пластовой энергии, является практически потерянным. Но его можно, в какой степени частично извлечь, если будут достигнуты давления, когда начинается процесс прямого испарения. Это возможно в зоне очень низких давлений, порядка 1 - 2 МПа и менее.
...
С целью получения максимальной добычи газового конденсата на многих газоконденсатных месторождениях возникает необходимость поддержания пластового давления в процессе его разработки. Поддержание пластового давления может быть осуществлено как за счёт закачки сухого (отбензиненного) газа, так и за счёт закачки воды. В первом случае это осуществляется в условиях, когда имеется возможность консервации запасов газа данного месторождения на какой-то определенный период времени. Возможность закачки воды зависит от наличия дешевых источников воды, приёмистости нагнетательных скважин и степени неоднородности пласта по коллекторским свойствам.
Конец цитаты

Цитата http://mirznanii.com/a/24662/razrabotka-mestorozhdeniy-gazokondensatnogo-tipa
Газоконденсатные залежи в их начальном — на момент открытия — со­стоянии характеризуются высокими пластовыми давлениями, достигающи­ми обычно нескольких десятков мегапаскалей. Встречаются залежи с отно­сительно низкими (8—10) и очень высокими (до 150— 180 МПа) начальными пластовыми давлениями. Основные запасы углеводородов в залежах газо­конденсатного типа приурочены к объектам с начальными пластовыми давлениями 30 — 60 МПа. В отечественной газопромысловой практике раз­работка газоконденсатных месторождений осуществлялась до недавнего времени на режиме использования только естественной энергии пласта. Такой режим («истощения») требует для своей реализации минимальных капитальных вложений и относительно умеренных текущих материальных и финансовых затрат. В истории разработки газоконденсатного месторож­дения, как и при разработке чисто газового, происходит последовательная смена нескольких характерных периодов: освоения и пробной эксплуата­ции; нарастающей, максимальной, падающей добычи; завершающий пери­од. В отличие от разработки чисто газовой залежи в данном случае прихо­дится иметь дело с продукцией, постоянно изменяющей свой состав. Это связано с явлениями ретроградной конденсации пластовой углеводородной смеси при снижении пластового давления. Высокомолекулярные углеводо­родные компоненты смеси после снижения давления в залежи ниже давле­ния начала конденсации рнк переходят в жидкую фазу, которая остается неподвижной практически на всем протяжении разработки месторождения в силу низкой фазовой насыщенности (не более 12—15% объема пор), на­много меньшей порога гидродинамической подвижности (40 — 60 %).
...
В качестве примера разработки на режиме истощения можно рассмо­треть эксплуатацию запасов углеводородов Вуктыльского газоконденсатного месторождения. История разработки этого месторождения (Республика Коми) началась с открытия в середине 60-х годов крупнейших в европей­ской части России залежей углеводородов в пермско-каменноугольных карбонатных отложениях. Месторождение приурочено к брахиантиклинали субмеридионального простирания площадью более 250 км2 и амплитудой свыше 1500м (по подошве ангидритовой пачки кунгурского яруса). Склад­ка располагается в осевой части Верхнепечорской впадины Предуральского Краевого прогиба (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция). Запад­ное крыло складки крутое (до 70 —90°), свод узкий гребневидный; в при-осевой части складки это крыло нарушено надвигом, падающим на восток под углом 65 — 70°. Амплитуда вертикального смещения около 600м. Вос­точное крыло складки относительно пологое (20 — 25°).
В геологическом разрезе присутствуют ордовикско-силурийские, ка­менноугольные, пермские и триасовые отложения, перекрытые четвертич­ными. Установлены две газоконденсатные залежи. Основная залежь при­урочена к органогенным известнякам и образовавшимся по ним вторич­ным доломитам визейско-артинского возраста. Продуктивная толща по вертикали составляет около 800м; она перекрыта 50—100-метровой дачкой трещиноватых аргиллитов верхнеартинского подъяруса и гипсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса, являющейся хорошей покрыш­кой. Открытая пористость коллекторов изменяется от 5 — 6 до 22 — 28%, проницаемость колеблется от 10-15 — 10-16 до (4 — 8)10-12 м3 . Залежь массив­ная, сводовая, тектонически ограниченная. Глубина залегания кровли ре­зервуара 2100—3300м. Имеется нефтяная оторочка.
Пластовая газоконденсатная смесь характеризовалась следующим на­чальным усредненным составом, % (молярные доли): метан 74,6; этан 8,9; пропан 3,8; бутаны 1,8; пентан плюс вышекипящие 6,4; азот 4,5. Конденсат имел начальную плотность около 0,745 г/см3 , содержание в нем метановых углеводородов составляло, % (молярные доли), 71; ароматических 11,9; наф­теновых 17,1. В конденсате было от 0,5 до 1,2% парафина, от 0,02 до 0,09 % серы. Нефть нефтяной оторочки легкая (плотность 0,826 — 0,841 г/см3 ), высокопарафинистая (4,0 — 8,1%), содержание серы в ней от 0,15 до 0,22%.
Начальные запасы газа на Вуктыльском месторождении составляли 429,5 млрд. м3 , конденсата 141,6 млн. т, Начальная характеристика пластовой системы оценивалась следующими средними величинами: пластовое давле­ние 36,3 МПа, температура 62 °С, давление начала конденсации пластовой углеводородной смеси 32,4МПа, конденсатогазовый фактор 360 г/см3 .
Разработка Вуктыльского НГКМ была начата в 1968г. Генеральный план расстановки скважин на месторождении формировался в соответствии с принципами, обоснованными в проектах ОПЭ и разработки. Буре­ние эксплуатационных скважин было начато в 1968г. Залежь разбурива­лась без отступлений от генерального плана, не считая необходимых уточ­нений, связанных с рельефом местности и выдачей резервных точек вза­мен ликвидированных скважин.
Совмещение ОПЭ с разведкой позволило из 44 разведочных скважин использовать 28, т.е. 21 скважину перевести в эксплуатационные, шесть — в контрольно-наблюдательные и одну — в пьезометрические.
Темпы ввода скважин в эксплуатацию резко отставали от проектных, в то же время объемы добычи газа и конденсата соответствовали проекту.
Первые четыре года разрабатывался только северный купол, в кото­ром сосредоточена основная доля запасов газа и конденсата. Южный ку­пол введен в разработку в 1973г. Среднесуточные дебиты поддерживались на максимально возможном уровне. При этом большинство скважин (около 80 %) работало одновременно по лифтовым трубам и затрубному пространству и при максимально допустимых депрессиях, составляющих от 6 до 8 МПа. Диапазон дебитов в тот период был очень большой — от 200 до 2000 тыс. м3 /сут. По 15 скважинам среднегодовой дебит был более 1000 тыс. м3 /сут, по 40 скважинам от 500 до 1000 тыс. м3 /сут.
Учитывая большой этаж газоносности и сложное строение месторож­дения, для наблюдения за поведением пластового давления по залежи ре­зультаты всех замеров приводили к средневзвешенной по запасам плоско­сти с отметкой минус 3025 м. Распределение давления по скважинам до на­чала разработки месторождения определялось положением скважин на структуре и отметкой вскрытых интервалов. Среднее начальное пластовое давление на средневзвешенной плоскости составило 36,3 МПа.
Эксплуатационное бурение позволило к началу 80-х годов довести фонд действующих скважин до полутора сотен. Тем не менее, поскольку бурение отставало от проектных объемов отбора газа, скважины работали с относительно большими депрессиями. К этому периоду времени на мес­торождении были достигнуты максимальные отборы газа — 18—19 млрд. м3 в год. С 1982—1983гг. начался период падающей добычи (рис. 1, табл. 1.).
Динамика показателей разработки Вуктыльского НГКМ
...
Газоносные пласты Битковского газоконденсатного месторождения (Украина) приурочены к отложениям ямненской, манявской и выгодско-пасечнянской свит складки "Глубинная", залегающим на глубинах 1900 — 2800 м. Выше по разрезу в менилитовых отложениях этой же складки со­держится нефть. Продуктивные отложения представлены чередованием пе­счаников, известняков, глинистых сланцев, алевролитов, аргиллитов и гравелитов. В каждой из свит насчитывается от 2 до 20 песчаных пропластков толщиной от 1 до 22 м. Газоносные пласты характеризуются низкими коллекторскими свойствами (пористость составляет в среднем 0,12, проницае­мость по промысловым данным (2*15)-10"14 м2 ) и высокой неоднороднос­тью.
...
Для достижения эффекта потребуется нагнетать значительные объемы во­ды и газа, соответственно следует быть готовыми к тому, что возникнет необходимость — после прорыва воды — эксплуатировать скважины с боль­шим содержанием в продукции воды, т.е. оборудовать скважины глубин­ными насосами (при глубинах залегания пласта приблизительно до 2500 м) или газлифтными подъемниками (при более значительных глубинах).
Обобщая все изложенное по проблеме разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с нагнетанием воды в пласт или с регулированием фронта ее распространения по пласту, можно сделать следующие выводы.
Искусственное заводнение пласта может быть применено в газоконденсатных залежах, в том числе с нефтяными оторочками, при глубинах приблизительно до 2500 м, и в коллекторах с проницаемостью не ниже 10~14 м2 . Наиболее изученным и оправдавшим применение на реальных объектах является барьерное заводнение на газонефтяном контакте, а так­же в зоне нефтяной оторочки.
Как при разработке с искусственным заводнением, так и при регули­ровании продвижения фронта воды часть скважин на месторождении должна быть переведена на отбор воды или водогазовой смеси, в том чис­ле на форсированном режиме, что позволит управлять процессом продви­жения воды по пласту, обеспечить более полный его охват и снизить поте­ри углеводородов из-за защемления.
Увеличить конечную газоконденсатоотдачу пласта после его искусст­венного или естественного заводнения возможно, разрабатывая пласт на истощение путем отбора водогазовой смеси.
Очевидно, при разработке залежи с отбором больших объемов воды важно экологически грамотно утилизировать добываемую воду, например использовать ее для закачки в эксплуатируемые нефтяные или отработан­ные газовые пласты.
Конец цитаты.

Цитата http://www.mining-enc.ru/r/razrabotka-gazokondensatnyx-mestorozhdenij
Разработка газоконденсатного месторождения — комплекс работ по извлечению газоконденсатной смеси из пласта-коллектора. Осуществляется на газоконденсатном месторождении посредством реализации определённой системы разработки — размещением на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатационных, нагнетательных, наблюдательных и пьезометрических скважин, соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием необходимых технологических режимов эксплуатации скважин. Добываемая газоконденсатная смесь на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства газоконденсатного промысла, включающая поверхностное оборудование для сбора газоконденсатной смеси, разделения её на газ и конденсат, отделения сопутствующих ценных компонентов, очистки, осушки, компримирования газа и подачи его потребителю или в магистральный газопровод, а также первичной переработки конденсата (разделение на фракции) и транспортирования его на конденсатный завод.
Под рациональной системой разработки газовых месторождений и обустройства промысла понимается система, при которой обеспечивается заданная добыча газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентом газо- и конденсатоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды.
Разработка газовых месторождений характеризуется следующими основными технологическими и технико-экономическими показателями: зависимостями изменения во времени среднего пластового давления, забойных и устьевых давлений по скважинам, необходимого числа скважин и мощности компрессорных станций, объёмов поступающей в залежь пластовой воды, технологическими параметрами системы обустройства промысла, а также необходимыми уровнями капитальных вложений и эксплуатационных расходов, себестоимостью добычи газа и конденсата. Изменение этих показателей в значительной мере зависит от режима газоконденсатной залежи.
Конец цитаты.

Цитата https://revolution.allbest.ru/geology/00512923_0.html
1. Закиров С.Н. Разработка газовых, и газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Струна, 1998.
2. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1987.
3. Коротаев Ю.Н., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984.
4. Лалазарян Н.В. Нурбекова К.С. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Электронный учебник, Алматы: КазНТУ, 2002.
5. Вяхирев Р.И. и др. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений - М.: Недра, 2002.
6. Мирзаджанзаде А.Х. и др. Технология добычи природных газов. - М.: Недра, 1987.
7. Гвоздев В.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Справочное пособие. - М.: Недра, 1989.
8. Кондрат Р.М. Газоконденсатоотдача пластов. - М.: Недра, 1992.
9. Маргулов Р.Д., Вяхирев Р.И., Леонтьев И.А., Гриценко А.И. Разработка месторождений со сложным составом газа - М.: Недра, 1988.
10. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А., Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995.
11. Джиембаева К.И., Лалазарян Н.В. Сбор и подготовка скважинной продукции на нефтяных месторождениях. Учебное пособие для ВУЗов. - Алматы: 2005.
Конец цитаты.
« Последнее редактирование: Марта 20, 2019, 07:20:07 pm от Шестопалов Анатолий Васильевич »

Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #737 : Марта 20, 2019, 04:54:18 pm »


Приглашаем Вас принять участие в работе восьмого научно-практического семинара «Добыча метана из угольных отложений. Проблемы и перспективы», который состоится 11 апреля 2019 г. в РГУ нефти и газа (НИУ)
имени И.М. Губкина в г. Москве (аудитория 444, регистрация с 9.30).

Планируются выступления с докладами и обсуждения проблем, связанных с освоением угольных пластов, как комплексных месторождений полезных ископаемых. Организаторы рассмотрят и будут рады участию в семинаре специалистов в самых различных областях, от разведки месторождений до переработки добываемого газа.

Доклады в полном объеме будут опубликованы в электронной форме в формате pdf на CD, которые будут входить в раздаточные материалы участников Семинара.

Заявки на участие и размещение докладов в программе Конференции принимаются до 20 марта 2019 года. Для участников без доклада срок подачи заявки на участие до 25 марта 2019 года. Регистрационная форма прикреплена к этому письму отдельным файлом. Ее заполнение обязательно для всех участников семинара. Участие в Конференции бесплатное.

Полный текст доклада необходимо предоставить по этому же адресу до 4 апреля 2019 года в формате Word, указав: название доклада, авторов, место их работы или название организации, представляющей доклад, контактную информацию (e-mail, адрес) по желанию.

Если для Вашей организации необходимо официальное письмо-приглашение, пожалуйста, сообщите, по этому же адресу, на чье имя, ФИО полностью, и должность адресата, необходимо подготовить это письмо.

Контактное лицо: к.т.н., доцент кафедры Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Мария Павловна Хайдина (E-mail:mmp2003@inbox.ru, тел. 8-916-541-78-21).

 С уважением
Организаторы семинара
« Последнее редактирование: Марта 20, 2019, 05:13:30 pm от Шестопалов Анатолий Васильевич »

Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #738 : Марта 22, 2019, 09:11:11 am »
Себестоимость российской нефти $2-3 за баррель


https://youtu.be/DwskhiZ8PVU

Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #739 : Марта 22, 2019, 09:24:25 am »
Вода топливо Краснова Юрия Ивановича



https://youtu.be/DwskhiZ8PVU

Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #740 : Марта 24, 2019, 11:20:43 pm »
   Ребецкий Юрий Леонидович   

Трансляция семинара будет осуществляться в YouTube по ссылке с Web-страницы ОМТС http://www.ifz.ru/lab_204/omts/2019-god/zasedanie-omts-2503/

Цитата
Уважаемые коллеги!

ИНФОРМАЦИОННОЕ СООБЩЕНИЕ секции тектонофизики Научного Совета по Проблемам Тектоники и Геодинамики при ОНЗ РАН

В Институте физики Земли им. О.Ю.Шмидта РАН 25 марта (понедельник) в 15-00
состоится второе в 2019 г заседание Общемосковского тектонофизического
семинара под рук. д.физ.-мат.н. Ю.Л.Ребецкого
 
Повестка дня семинара: Юбилей Нинель Ивановны Павленковой !

1)   Научный доклад Нинель Ивановны Павленковой (ИФЗ им. О.Ю. Шмидта РАН)
«70 лет ГСЗ, история развития, основные достижения и ошибки, нерешенные проблемы»
2)   Неформальное обсуждение доклада, воспоминания участников большого пути ГСЗ

НА САЙТЕ (http://omts.ifz.ru) будет размешен предварительный формат презентации доклада
Тезисы доклада в прикрепленном файле:
   70 лет ГСЗ, история развития, основные достижения и ошибки, нерешенные проблемы
Павленкова Н.И.
, Институт физики Земли РАН, Москва

Первые в мире работы глубинного сейсмического зондирования (ГСЗ) были выполнены Институтом физики Земли (ИФЗ РАН) под руководством и при личном участии Г.А.Гамбурцева в 1948-1949 гг. по профилю оз.Иссык-Куль – оз.Балхаш. Все необходимое для нового эксперимента оборудование и аппаратура, методика наблюдений и обработки записей были разработаны в ИФЗ школой Г.А.Гамбурцева. После первых работ на Тянь-Шане институт продолжил исследования на Памире, выполнил крупные морские исследования в Южном Каспии, в переходной зоне от Азиатского континента к Тихому океану.

В 50-ые годы широкомасштабные работы ГСЗ стали проводиться МинГео СССР, а в 60-ые годы Институтом Геофизики Укр.ССР и новосибирской школой Н.Н.Пузырева.

Вместе с экспериментальными работами проводились теоретические и методические разработки, существенно изменившие представления о регистрируемых волновых полях и о строении земной коры. Было показано, что основными волнами при изучении земной коры являются не головные волны, а рефрагированные и отраженные, и земная кора расслоена не по составу, а по реологическим свойствам вещества. Это было подтверждено данными Кольской сверхглубокой скважины. Подобные исследования за рубежом начались лишь 20 лет спустя, и поэтому интерес к российским работам ГСЗ был в этот период огромный, и начались крупные совместные эксперименты. Наиболее детальные исследования проводились с финскими геофизиками на Балтийском щите. Крупные работы были выполнены с немецкими специалистами в Исландии, затем с американскими учеными в районе Кольской сверхглубокой скважины. Стали проводиться работы ГСЗ и в мировом океане, например, вдоль Анголо-Бразильского геотраверса.

В это же время МинГео СССР начало проводить и первые в мире работы по изучению структуры верхней мантии на сверхдлинных профилях с ядерными взрывами. Эти работы принципиальным образом изменили представление о структуре верхней мантии и переходной зоны к нижней мантии. Оказалось, что сейсмические скорости не зависят от состава вещества мантии и отражают только ее температурный режим. Но от состава зависит плотность, то есть между скоростью и плотностью в верхней мантии нет линейной зависимости. Нарушается корреляция и между сейсмическими данными и данными теплового потока. Мощность литосферы меняется незначительно, а астеносфера в виде слоя пониженных скоростей не выделяется. Вместо этого на глубине 100-150 км наблюдаются слои с пониженными скоростями, астенолиты, которые и определяют приповерхностный тепловой режим. Не ясна и природа сейсмических границ в верхней мантии, где никаких фазовых переходов не наблюдается и меняется только реологические свойства вещества.

В настоящее время работы ГСЗ резко сократились, но очень детальные исследования проводятся в Арктике. Они решают важную для страны задачу – определение мощности и структуры коры шельфовых зон Азии для обозначения северной границы территории России. По международным законам эта граница определяется по резкому уменьшению мощности земной коры и смене типа коры от континентального на океанический. Оказалось, что крупные площади Арктического океана представлены континентальным типом коры и они теперь являются частью территории России.
Конец цитаты.

   Гликман Адам Григорьевич: "Сейсморазведка – величайшая фальсификация ХХ века"
http://deepoil.ru/forum/index.php/topic,40.msg15381/topicseen.html#msg15381
« Последнее редактирование: Марта 25, 2019, 07:59:07 am от Шестопалов Анатолий Васильевич »

Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #741 : Марта 26, 2019, 01:48:46 am »
Можно 40% выручки Газпрома направить на социальные нужды! Оказывается газа у России пренебрежительно много чтобы еще его экономить! Если транспортировать газ способом Бровина Владимира Ильича, то экономия газа до 40% (при транспортировке эта часть от транспортируемого газа тратится на "собственные нужды")


https://youtu.be/p88ovpRlZXY


https://youtu.be/weXLFVt2x4I (10:40)





Мне это Владимир Ильич показывал еще 8 лет назад. "Новая версия физики электричества" Бровина В.И. - это часть моей "бародинамики".


https://my.mail.ru/mail/maksimova_ran/video/193/191.html

Сегодня ситуация уже не та


https://youtu.be/mfvTO4Lslf4

ГТС Украины на собственные нужды брала 5-7%, строящийся "Северный поток - 2" по немецким технологиям (Sh: украв изобретение Бровина В.И.) ничего не потребляет на перекачку.
« Последнее редактирование: Апреля 11, 2019, 12:47:46 am от Шестопалов Анатолий Васильевич »

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #742 : Марта 27, 2019, 02:22:54 pm »
Из
"ЛУКОЙЛ" закроет офис в Хьюстоне
https://nangs.org/news/business/lukoyl-zakroet-ofis-v-hyyustone

"Алекперов напомнил, что в офис в Хьюстоне должен был, в частности, заниматься проектами, связанными с добычей сланцевого газа в США, которыми "ЛУКОЙЛ" интересовался в 2011 году. Однако компания оставила эту идею из-за высокой стоимости таких проектов.

"Со сланцевой нефтью не получилось", - констатировал Алекперов."
« Последнее редактирование: Марта 29, 2019, 12:00:53 pm от Тимурзиев Ахмет Иссакович »

Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #743 : Марта 27, 2019, 08:32:39 pm »

https://nangs.org/news/business/alekperov-lukoyl-zakroet-ofis-v-hyyustone-so-slantsevoy-neftyyu-ne-poluchilosy



"Алекперов напомнил, что в офис в Хьюстоне должен был, в частности, заниматься проектами, связанными с добычей сланцевого газа в США, которыми "ЛУКОЙЛ" интересовался в 2011 году. Однако компания оставила эту идею из-за высокой стоимости таких проектов.
« Последнее редактирование: Марта 27, 2019, 08:36:15 pm от Шестопалов Анатолий Васильевич »

Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #744 : Марта 27, 2019, 08:52:11 pm »
Вертикальные тектонические разломы в земной коре растут сверху вниз, а не наоборот как думают некоторые геологи (поэтому у них и не получается со сланцевой нефтью)


https://www.youtube.com/watch?v=4nBNRW-5dDU


« Последнее редактирование: Марта 27, 2019, 10:52:46 pm от Шестопалов Анатолий Васильевич »

Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #745 : Марта 31, 2019, 11:22:50 pm »
Мнение геолога о других геологах совпадает с мои мнением об ортодоксальных геологах


Про какие-такие знания я тут веду речь? Например, про те, что позволяют мне за пол часа с лёгкостью найти и проверить на площади в несколько гектаров место под скважину на воду с дебитом в несколько литров в секунду с глубины метров в 60. Хотя в паре десятков метров пробурена 130 метровая практически сухая скважина.
Или когда я для нужд Газпрома за 3 дня нахожу несколько перспективных мест на воду на площади в 9 кв.км, и с первой же скважины безошибочно получаю её в нужном количестве. При том что на этой же площади самые "крутые" геофизические компании, используя практически весь арсенал возможных г/ф методов, после 4-х лет поисков и бурения 22 скважин получают лишь 50 куб.м в сутки.
Или когда я в дебрях Британской Колумбии закладываю 6 поисковых скважин под 3 разных золоторудных месторождения, скрытых 1,5 десятком метров рыхлых отложений, и все 6 из них безошибочно попадают в богатую сульфидную минерализацию. Полагаю, что ни один геолог со своими традиционными знаниями достигнуть такого результата будет не в состоянии.
Или когда я для одной крупной нефтяной компании сделал прогноз, что все намеченные к бурению на этот год скважины будут пустыми. И показал место рядом с ними, где они могли бы вскрыть месторождение УВ, если прислушаются к моим рекомендациям. Теперь мне остаётся только запастись попкорном и с интересом наблюдать со стороны за "весёлой картиной". Как геологи из тупого упрямства пытаются настоять на своих прежних решениях, пренебрегая рекомендациями моими. Тут можно даже организовать рулетку - на какой пробуренной пустой скважине у инвесторов возобладает разум и им надоест слушать этих безмозглых упрямых геологов, теряя без толку на каждой из них сотни миллионов собственных рублей, и они придут к верному для своего кармана решению. Потому что я знаю АБСОЛЮТНО ТОЧНО по каждой закладываемой вертикальной поисковой скважине, попадёт ли она в залежь углеводородов. А с недавних пор могу сделать такой прогноз даже не посещая физически место её заложения. Просто я постоянно и быстро учусь чему-то новому.
Ну ладно, на этом закругляюсь. Ждут дела. Ночью вылетаю в Москву по делам получения визы в Канаду. Этим летом меня там снова ждут интересные дела!
« Последнее редактирование: Марта 31, 2019, 11:27:28 pm от Шестопалов Анатолий Васильевич »

Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #746 : Апреля 01, 2019, 12:09:02 am »
Кучеров Владимир Георгиевич

Цитата http://neftegas.info/tng/editorial-board/
канд. техн. наук, докт. физ.-мат. наук, адъюнкт-профессор в Королевском технологическом университете г. Стокгольм (КТН), профессор кафедры физики в РГУ нефти и газа (Национальном исследовательском университете) имени И.М. Губкина, e-mail: vladimir.kutcherov@energy.kth.se
Профессиональная деятельность: инженер научно-исследовательского и проектного института резиновой промышленности (1977–1978); работа в РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина: инженер, младший научный сотрудник, старший научный сотрудник, докторант, профессор кафедры физики; работа за рубежом: приглашенный исследователь в Университете г. Умео (Швеция), координатор проектов, адъюнкт-профессор в Королевском технологическом университете (Стокгольм, Швеция).
Автор более 70 научных работ, опубликованных в ведущих международных журналах Nature Geoscience, PNAS, Review of Geophysics, Доклады Академии Наук Российской Федерации, из них: The evolution of multicomponent systems at high pressure (Proceeding of National Academy of Science (U.S.A.), 2002); Синтез углеводородов из минералов при давлении до 5 ГПа (Доклады Российской Академии Наук, 2002); Methane-derived hydrocarbons produced under upper-mantle conditions (Nature Geoscience, 2009).
Организатор и приглашенный докладчик отдельных секций в пяти международных конференциях, в т.ч.: Nordic Geological Winter Meeting (Upsalla, 2004); AAPG and AAPG European Region Energy Conference and Exhibition (Athens, 2007); 33rd Geological Congress (Oslo, 2008).
Координатор международных магистерских и аспирантских программ.
http://www.gubkin.ru/gallery/prof/detail.php?ID=29390
Конец цитаты.


Кучеров В.Г., Колесников А.Ю., Мухина Е.Д., Серовайский А.Ю. Экспериментальное исследование веществ при сверхвысоких термобарических параметрах: Учебно-методическое
пособие / Под редакцией профессора А.И.Черноуцана. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 2016. – 50 с.
https://b-ok.org/dl/3658123/af15a0

Доклад Кучерова В.Г. на семинаре в РГУ НГ им.И.М.Губкина (рук. Лапидус А.Л.) 20.05.2011г. "Глубинное абиогенное происхождение углеводородов и образование залежей природного газа"


https://my.mail.ru/mail/sinergo/video/264/1146.html - часть 1
https://my.mail.ru/mail/sinergo/video/264/1145.html - часть 2
https://my.mail.ru/mail/sinergo/video/264/1139.html - вопросы 1
https://my.mail.ru/mail/sinergo/video/264/1140.html - вопросы 2
https://my.mail.ru/mail/sinergo/video/264/1141.html - комментарий


https://my.mail.ru/mail/sinergo/video/264/1142.html


https://my.mail.ru/mail/sinergo/video/1133/1135.html
« Последнее редактирование: Апреля 01, 2019, 09:03:03 am от Шестопалов Анатолий Васильевич »

Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #747 : Апреля 01, 2019, 09:32:44 pm »
Себестоимость российской нефти 3,15 долл за баррель



Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #748 : Апреля 03, 2019, 06:54:20 pm »
Вместо бензина вода


https://youtu.be/lnu1-kWM0bg

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Re: Геологический аспект "сланцевой революции"
« Ответ #749 : Апреля 04, 2019, 09:03:00 am »
Из
Прогнозирование разреза ниже забоя скважины модификациями метода вертикального сейсмического профилирования
Г.А. Шехтман
http://runeft.ru/library/geofis/prognozirovanie_razreza_nizhe_zaboya_skvazhiny_modifikatsiyami_metoda_vertikalnogo_seysmicheskogo_pr.htm

"Выводы
1. В полном объеме осуществлять прогноз части геологического разреза, расположенного под забоем скважины, можно лишь путем комплексирования разных модификаций метода ВСП. 2. Применение продольного ВСП позволяет прогнозировать глубину лишь одной отражающей границы, являющейся подошвой пласта, в котором расположен забой скважины. 3. Использование амплитудной инверсии позволяет прогнозировать знаки скачков акустического импеданса для слоев, расположенных под забоем скважины, однако точная глубинная привязка импедансов за пределами пласта, содержащего забой, практически исключена. 4. Применение непродольного ВСП позволяет путем кинематической инверсии определять геометрию границ и пластовые скорости в пластах, расположенных под подошвой пласта, в котором расположен забой. Использование полученных при этом пластовых скоростей позволяет преобразовать временной масштаб в глубинный масштаб при определении акустических импедансов ниже забоя скважины. 5. Формирование изображений среды по данным ВСП-ПИ позволяет получить более надежные результаты о структуре околоскважинного пространства по сравнению с изображениями, полученными при проведении НВСП."

Этот подход может быть полезен при вскрытии бажена с АВПД.
« Последнее редактирование: Мая 21, 2019, 04:26:17 pm от Тимурзиев Ахмет Иссакович »