1. LENR.SU - форум для обмена опытом по постройке устройств Свободной Энергии, поиск единомышленников. Cold Fusion, Холодный Ядерный Синтез - описание экспериментов и полученных результатов. ХЯС, LENR, НЭЯР, Low Energy Nuclear Reaction. ЭНЕРГОНИВА - Вачаев А.В. Шаровая молния, опыты с плазмой, плазменное горение. ВД 2 рода, устройства безопорной тяги, антигравитация, Инерциоид, Гравицапа. Эфир и теории эфира, критика Теории Относительности. Мировой заговор, запрещенные технологии, сокрытие тайны свободной энергии, Сыны ОМЕРТЫ и ЭНЕРГОЭФФЕКТИВКА

Угольный метан

Тема в разделе "Эфир, теории эфира и критика теории относительности", создана пользователем Шестопалов А.В., 14 май 2018.

  1. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

     
  2. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    Я тоже интуитивно Вас понял правильно, хотя буквально звучит что и первое и второе у вас случается редко :)
    Но мой опыт говорит, что до бурения скважины никаких АВПД в горном массиве не было и прогнозировать АВПД все равно что прогнозировать координаты появления пузырька с паром в закипающем чайнике. Можно, если очень нужно. Но вероятность маленькая (такая же как и при банальном угадывании). АВПД появляется во время бурения скважины.
    А интуиция говорит, что если с явлением бороться не получается, то нужно поставить его себе на службу, например, при разработке угольных пластов - не бороться с ДЯ и ГДЯ, а добывать ПИ при помощи их геоэнергии.
     
  3. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    [​IMG]
    [​IMG]
    http://www.vkro-raen.com/kopiya-2017-4-12-str-2

    Иктисанов В.А. Развитие концепции восполнения запасов нефти при разработке месторождений. // Нефтяная провинция, 2018, N1(13). - с.2-43. - с.2-43.
    http://docs.wixstatic.com/ugd/2e67f9_2f962d01e330468b9ccf0476aefd83de.pdf

    [​IMG]

    [​IMG]

    [​IMG]

    [​IMG]

    [​IMG]

    [​IMG]

    [​IMG]

    [​IMG]

    [​IMG]

    Список литературы
    1. Иктисанов, В.А. Концепция нефтеобразования и восполнения запасов в
    истощенных месторождениях/ Сборник научных трудов, посвященный 60-летию
    ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». Выпуск №LXXXIV. – М.: ОАО «ВНИИОНГ». –
    2016. – С.214-218.
    2. Иктисанов, В.А. Скорость синтеза нефти при разработке месторождений //
    Нефтепромысловое дело, 2017. - №4. – С.49-54.
    3. Левашов, Н.В. Неоднородная Вселенная. — Научно-популярное издание:
    Архангельск, 2006. — 396 с., ил.
    4. Левашов, Н.В. Сущность и Разум. Т.1-2/ Санкт-Петербург, ИД.: «Митраков», 2012.
    – 592 с.
    5. Пат. 2004131953. Способ интенсификации притока глубинных углеводородных
    флюидов / А.А. Баренбаум, С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, И.М. Индрупский,
    А.Р. Лукманов. Заявл. 02.11.2004.
    6. Желтов, Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра, 1966.- 198 с.
    7. Бембель Р.М., Бембель С.Р. Геосолитонная концепция месторождений углеводородов в районе среднего приобья //
    http://www.oilnews.ru/19-19/geosoli...enij-uglevodorodov-v-rajone-srednego-priobya/
    8. Запивалов Н.П. Нефтегазовая наука и практика XXI века: новые идеи и
    парадигмы.//Бурение и нефть, март 2016. С.
    http://burneft.ru/archive/issues/2016-03/12
    9. Ацюковский, В.А. Популярная эфиродинамика или как устроен мир, в котором мы
    живем
    https://studfiles.net/preview/3022330/
    10. Иктисанов, В.А. Закономерности управления разработкой нефтяных
    месторождений при помощи оптимизации забойных давлений для порового
    коллектора // Бурение и нефть, 2017. - №3. – С.14-18.
    11. ОСТ 153-39.2-048-2003. Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и
    сепарированных нефтей. Объемы исследований и формы предоставления
    результатов [Текст]. – Введ. 2003–07–01. М.: ОАО «ВНИИнефть», 2003. – IV, 36 с.:
    ил.; 29 см.
     
  4. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    Химическая формула нефти газа и угля - СН, драгоценные и редкоземельные металлы в нефти

    [​IMG]

    Цитата с.87
    Химический состав нефти
    Основную часть нефтей составляют
    углеводороды, различные по своему составу,
    строению и свойствам, которые могут
    находиться в газообразном, жидком и твердом
    состоянии. В состав нефти входит свыше
    четырехсот углеводородных соединений.
    В зависимости от строения молекул
    они подразделяются на три класса – парафиновые,
    нафтеновые и ароматические. Но
    значительную часть нефти составляют
    углеводороды смешанного строения, содержащие
    структурные элементы всех трех
    упомянутых классов.
    Конец цитаты с.87

    Цитата с.88
    Алканы
    Парафиновые углеводороды, или алканы
    – алифатические углеводороды, в молекуле
    которых атомы углерода связаны между
    собой и с атомами водорода одинарной
    связью[25,38,55].
    ... если в молекуле от одного до
    четырех атомов углерода (СН4
    – С4Н10), то УВ представляют собой газ, от 5 до 16
    (С5Н16 – С16Н34) – это жидкие УВ, а если
    больше 16 (С17Н36 и т.д.) – твердые (табл. 1).
    Общее содержание алканов в нефтях составляет
    40-50% (об.), а в некоторых нефтях
    оно достигает 50-70%. Однако есть нефти, в
    которых содержание алканов составляет
    всего 10-15%. В основном нефть содержит
    двадцать-сорок индивидуальных нормальных
    и изомерных алканов, остальные присутствуют
    в незначительных количествах.
    Конец цитаты с.88

    Цитата с.98-100
    В составе нефти обнаружено более 60 микроэлементов,
    половина из них – металлы[3].Средние концентрации микроэлементов
    в нефтях уменьшаются в следующем
    ряду: Cl, V, Fe, Ca, Ni, Na, К, Mg, Si, Al, I, Br,
    Hg, Zn, P, Mo, Cr, Sr, Cu, Rb, Co, Mn, Ba, Se,
    As, Ga, Cs, Ge, Ag, Sb, U, Hf, Eu, Re, La, Sc,
    Pb, Au, Be, Ti, Sn.
    В природных нефтях и твердых битумах
    металлы находятся в следующих формах:
    Cu, Fe, Pb и U образуют истинные растворы;
    Zn, Cu, Ni, U, Ca, Mg, Fe и V образуют
    коллоидные растворы, адсорбированные на
    активной поверхности нефть/вода; Cu, Zn,
    Ge, Аu находятся в составе полярных смол в
    виде солей органических кислот; Hg, Sb, As,
    V, Ni, Fe, Cu, Co, Cr образуют металлоорганические
    соединения, а V и Ni образуют металлопорфириновые
    комплексы [44]. Установлено,
    что концентрация большинства
    микроэлементов возрастаетс увеличением
    молекулярной массы и ароматичности асфальтенов,
    а фракции асфальтенов, обогащенные
    микроэлементами, всегда имеют
    повышенное содержание азота, серы и кислорода
    [25,38,55].
    Предполагают, что атомы металлов создают
    комплексные соединения с гетероатомами
    асфальтенов по донорно-акцепторному
    типу.
    На золоторудном проявлении Пионерское
    Дегдеканского рудного поля Центральной
    Колымы, в зоне битуминизации осадочных
    пород отмечается увеличение концентрации
    золота напорядок и более по сравнению
    с кларковыми содержаниями. Содержание
    золота в битуме составило в среднем
    520 г/т [8,9], чтозначительно превышает содержание
    этого металла во многих коренных
    его месторождениях
    . На золоторудных
    месторождениях Витватерсранд в Южной
    Африке и Мурунтау в Узбекистанепоказан
    факт совместного нахождения золота и нафтидов
    [63]. Проявлениязолота в количестве
    от 0,438 мг/т обнаружены в нефтях
    Мексики и Альберты в Канаде. Ассоциация
    золота и других металлов с углеводородами
    и органическим веществом вызвана их способностью
    кобразованию металлоорганических
    соединений различного типа. Золото
    в количестве до 2 г/т на однуиз фракций обнаружено
    в гидротермальных битумах в
    древних вулканических трубках Сибири.
    Нефти содержат также другие металлы
    – Mo, Pb, Ag, Zn, Cr и тд.
    Молибден в нефтях содержится в количественесколькихг/т.
    Например,содержание
    молибдена в твердых битумах и тяжелых
    нефтях Атабаски, Колд-Лейк иЛлойдминстер
    составляет соответственно 10, 7.3 и 3.3 г/т.
    Среднее содержание молибдена в Венесуэльской
    нефти составляет 60 г/т.
    Олово обнаружено менее чем в половине
    нефтей на западе США. Серебро присутствует
    в зольных остатках нефтей на западе
    США менее 1 г/т). Среднее содержание в
    нефтях Алберти цезия, рубидия и европия составляет
    соответственно 4,3, 0,015 и 0,94 г/т.
    В ряде нефтеносных районов – Челекен и
    Галф-Кост, в пробуренных на нефть скважинах
    образуются пробки из самородного
    свинца и цинка или их сульфидов.
    Особого внимания заслуживают ванадий
    и никель, концентрации которых в нефтях
    намного выше, чем в живом веществе.
    Ванадий и никель
    были в числе первых металлов,
    обнаруженных в нефти. Максимальноесодержание
    ванадия в нефти-6 кг/т.
    В нефти в свите Офисина в пределах Восточно-Венесуэльского
    бассейна среднее содержание
    ванадия составляет 335 г/т. В девонских
    нефтях Альберты в Канаде ванадий
    содержится всреднем количестве 13,6 г/т. В
    нефтях Иллинойса ванадия 0,35÷1,5 г/т, а в
    арабских – 9,52÷51 г/т. Зольный остаток
    нефтей из месторождений на западе США
    содержит 5–50% ванадия [67,88]. Ванадий
    присутствует почти во всех месторождениях
    нефти Западного Казахстана. В Акбулакской
    нефти содержится ванадиядо 400г/т, а
    Бузачинской нефти до 300 г/т [32,33,42,46].
    В пределах Уральского рудного пояса нефти
    содержат до 569 г/т ванадия, а твердые битумы
    содержатванадий до 1230 г/т [67,68].

    Список литературы
    3. Андриевский Р.А., Урбанович В.С., Кобелев Н.П.,
    Торбов В.И. Высокотемпературная консолидация и физикомеханические
    свойства нанокристаллического нитрида титана
    // Докл. РАН. – 1997. –Т. 356, № 1. – С. 39-41.
    8. Гамянин Г.Н., Горячев Н.А., Бахарев А.Г. и др. Условия
    зарождения и эволюции гранитоидных золоторудномагматических
    систем в мезозоидах северо-востока Азии. –
    Магадан: СВ КНИИ ДВО РАН, 2003. – 196 с.
    9. Ганжа Г.Б., Ганжа Л.М. Золото-битумная минерализация
    в черносланцевой толще, Центральная Колыма // Руды
    и металлы. – 2004. – № 4. – С. 24-32.
    25. Магеррамов А.М., Ахмедова Р.А., Ахмедова Н.Ф.
    Нефтехимия и нефтепереработка: учебник для высших учебных
    заведений. – Баку: Бакы Университети, 2009. – 660 с.
    32. Надиров Н.К., Котова А.В., Камьянов В.Ф. и др. Новые
    нефти Казахстана и их использование: Металлы в нефтях.
    – Алма-Ата: Наука, 1984. – 448 с.
    33. Насиров Р.Н., Солодовников С.П., Якуцени С.П. Сопоставление
    результатов определения ванадия в нефтях методами
    ЭПР и ФРРА // Нефтяное хозяйство. – 1992. – № 10.
    – С. 27-28.
    38. Петров А.А., Бальян Х.В., Трощенко А.Т. Органическая
    химия: учебник для вузов. – М.: Высшая школа, 1981.
    – 592 с.
    42. Симонян Г.С. Перспективы получения металлов из
    нефти // Инновационные технологии и проекты в горно-металлургическом
    комплексе, их научное и кадровое сопровождение:
    сборник трудов Международной научно-практической
    конференции. – Алматы: КазНТУ, 2014. – С. 446-449.
    44. Симонян Г.С. Pоль металлопорфиринов никеля и
    ванадия в абиогенном образовании нефти // Современные
    наукоемкие технологии. – 2015. – № 9. – С. 82-85.
    46. Симонян Г.С. Экологические проблемы получения
    металлов из нефти. IV Международная конференция по химии
    и химической технологии: сборник материалов. – Ер.:
    Институт общей и неорганической химии НАН РА, 2015. –
    С. 270-272.
    55. Сыркин А.М., Мовсумзаде Э.М. Основы химии
    нефти и газа. – Уфа: УГНТУ, 2002. – 109 с.
    63. Шило Н.А. Витватерсранд. Физика рудогенеза // Известия
    секции наук о земле РАЕН. – 2008. – Вып. 16. – С. 3-12.
    67. Якуцени С.П. Распространенность углеводородного
    сырья, обогащенного тяжелыми элементами-примесями.
    Оценка экологических рисков. – СПб.: Недра, 2005. – 372 с.
    68. Якуцени С.П. Глубинная зональность в обогощенности
    углеводородов тяжелыми элементами-примесями //
    Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2010. – Т. 5, № 2.
    – URL: http://www.ngtp.ru/rub/7/30_2010.pdf
    Конец цитаты с.98-100

    Понял, спасибо.
     
  5. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    Я тоже интуитивно Вас понял правильно, хотя буквально звучит что и первое и второе у вас случается редко :)
    Но мой опыт говорит, что до бурения скважины никаких АВПД в горном массиве не было и прогнозировать АВПД все равно что прогнозировать координаты появления пузырька с паром в закипающем чайнике. Можно, если очень нужно. Но вероятность маленькая (такая же как и при банальном угадывании). АВПД появляется во время бурения скважины.
    А интуиция говорит, что если с явлением бороться не получается, то нужно поставить его себе на службу, например, при разработке угольных пластов - не бороться с ДЯ и ГДЯ, а добывать ПИ при помощи их геоэнергии.
     
  6. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    28.06.2014г. Нашли нефть там где ее не должно было быть ..., а почему нашли? А потому, что на глубине 5 км на глубине на которой нефть синтезируется из всего что там залегает (куда не пробури везде нефть) потому и назвали месторождение "Великое". А по факту никакого месторождения нет и во-о-ще ни нефти ни газа там нет ни капельки. До тех пор нет, пока геоматериал не будет вскрыт скважиной, т.е. пока скважина не достигнет 5 км. После чего вокруг нее образуется система дендритоподобных трещин которые, в зависимости от глубины "залегания", генерят (синтезируют) на своем острие и наполняют (образуют) газовый или нефтяной коллектор

    [​IMG]

    [​IMG]

    Прошло 3 года а на сегодня уже 4 - где это "великое" месторождение?

    [​IMG]
    https://neftegaz.ru/news/view/15945...mestorozhdenii-Velikoe-v-Astrahanskoy-oblasti

    Цитата http://oilgasnews.ru/news/174-nefty...renie-novoj-skvazhinyi-v-astraxanskoj-oblasti
    Однако после этого позитивного для компании момента было принято решение законсервировать скважину на три года. Из-за проблем с точной оценкой нефтяных запасов „АФБ“ испытывает сложности с привлечением партнеров, чтобы далее разрабатывать месторождение. Так, в 2014 году „ЛУКОЙЛ“ сослался на то, что у них отсутствуют точные данные о местных запасах нефти, а в 2015 году. „Газпром нефть“, после довольно долгого периода изучения перспективности разработок, все же приняла решение об отказе от участия в проекте. Таким образом, отечественные нефтяные гиганты оставили „АФБ“ без поддержки. В настоящий момент все необходимые работы ведутся компанией „АФБ“ своими силами.
    Конец цитаты.
     
  7. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    Главное что показала Кольская-сверхглубокая - "мы ничего не знаем о континентальной коре" (Белоусов В.В.), т.е. АВПД появляется во время бурения скважины на больших глубинах и срезает буровой инструмент (взрывной эффект Бриджмена), это авария, после чего вынуждены были бурить новый ствол и геология здесь ни при чем - я сказал

    [​IMG]
    Белоусов Владимир Владимирович (1907-1990гг.)

    [​IMG]

    [​IMG]
     
  8. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    Нефтяные и газовые "генералы" куплены америкосами?

    Когда нужно было внедрить в сознание угольщиков фейковую (неработающую) технологию добычи угольного метана, американцы не скупились на деньги

    проводили в России и СНГ конференции с нулевым оргвзносом и оплачивали банкеты (и я пил водку за их счет - первый слева во втором ряду сверху - после банкета потерял эту фотографию, забыл на столе)
    [​IMG]

    создавали (регистрировали) компании и представительства
    [​IMG]

    оплачивали перевод на русский и издание пропагандистской литературы
    [​IMG]

    выделяли деньги на строительство полигона, которое осуществляла американская компания
    [​IMG]

    Собирали ведущих специалистов на закрытые конференции (все расходы за счет принимающей стороны, с участников подписка о неразглашении), например в Австралии, о которой говорит Сластунов Сергей Викторович

    [​IMG]
    https://my.mail.ru/mail/sinergo/video/88/1267.html отметка времени 5:00

    [​IMG]
    https://my.mail.ru/mail/sinergo/video/88/1250.html

    [​IMG]
    https://my.mail.ru/mail/sinergo/video/88/2107.html отметка времени 29:44

    после этого австралийская фирма Sigra лучше всех в мире измеряет и определяет все что только можно, то с чего начинал исследования СССР (Зверев Игорь Васильевич) и как оказалось носит случайный характер и для прогноза ДЯ и ГДЯ не годится (для прогноза АВПД вообще ничего не годится)

    [​IMG]
    https://my.mail.ru/mail/sinergo/video/88/2109.html
     
  9. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    ПРОДОЛЖЕНИЕ, начало здесь http://deepoil.ru/forum/index.php/topic,58.msg21647.html#msg21647

    http://nanoworld.org.ru/post/106170/#p106170
     
  10. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    28.06.2018г. Крутихин Михаил Иванович: американцы наращивают и будут продолжать наращивать добычу нефти за счет сланцев, рентабельность у них ниже 40 долл за баррель

    Шестопалов: Потому что америкосы не бурят горизонтальное окончание и не делают ГРП (технология Бабичева Н.И.)

    [​IMG]
     
  11. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    [​IMG]
    http://www.angi.ru/news/2862273-Але...мма-на-уровне-проектов-освоения-космоса-СССР/

    Цитата: "...по отдельности их работы пока не решают задачу, связанную со спецификой коллектора и пород баженовской свиты."
    Конец цытаты.
    Карпов: Но и простое "суммирование" усилий может не иметь эффекта, здесь требуется прежде всего незашоренный подход....

    [​IMG] Карпов В.А. Еще раз о баженитах Западной Сибири (Об инвертном типе природного резервуара УВ в баженовской свите) // Электронный журнал "Недропользование XXI век", 2013, N3(40) июнь. - с.70-77.

    [​IMG] c.70
    http://naen.ru/upload/iblock/1c4/1c43c3c02e672ef3c4d2133212979030.pdf
     
  12. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    Сегодня америкосы признались что не были на Луне, завтра признаются что не бурили горизонтальное окончание и не делали ГРП

    [​IMG]


    [​IMG]

    [​IMG]

    [​IMG]
     
  13. Tarassenko Gennadiy

    Tarassenko Gennadiy Well-Known Member

    Конторович дает жару, бажениты понадобились, а откуда там нефть то... у него как у Тимурзиева вместо мозгов нефть!!!!
     
  14. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    Доказательство моей гипотезы о том что нефть образуется на острие растущих трещин

    http://deepoil.ru/forum/index.php/topic,224.msg19826.html#msg19826
    [​IMG]

    [​IMG]
    Нургалиев Д.К., Чернова И.Ю., Нугманов И.И. Современная геодинамика и свойства нефтей месторождений Республики Татарстан // Георесурсы, 2011, N6(42). - с.2-4.
    https://yadi.sk/i/vnz2B7vq3ZmoNS
    https://cyberleninka.ru/article/v/s...va-neftey-mestorozhdeniy-respubliki-tatarstan
    https://cyberleninka.ru/article/n/s...va-neftey-mestorozhdeniy-respubliki-tatarstan

    Цитата
    ... анализ изменчивости физических свойств нефтей залежей, находящихся в различных геодинамических обстановках. Обнаружены значимые различия средних величин плотности нефти в залежах, располагающихся в зонах с низкой и высокой геодинамической активностью.
    ...
    Для оценки геодинамической активности территории Республики Татарстан авторы использовали морфометрический метод поиска и анализа неотектонических структур (Философов,1975), основанный на анализе форм дневного рельефа. Ранее авторами была разработана методика создания серий морфометрических поверхностей с использованием инструментария геоинформационных систем (Чернова и др., 2010а); показана информативность метода для обнаружения неотектонических структур разного ранга, размера и интенсивности проявления в современном рельефе (Чернова и др., 2010а). В работах (Чернова и др., 2010а; 2010б) обосновывается положение о том, что одна из разновидностей морфометрических поверхностей - разность базисных поверхностей первого и второго порядков - отражает современное тектонодинамическое состояние верхней части земной коры.
    Разность базисных поверхностей 1-го и 2-го порядков (Философов, 1975; Чернова и др., 2010б) обнаруживает направленность и интенсивность тектонических движений (Рис. 1), произошедших в период времени между современным и самым поздним (активным) этапами истории развития рельефа (не ранее плейстоцена). Свойство данной поверхности отображать современную геодинами-ческую обстановку мы попытались использовать при изучении пространственной изменчивости физических свойств нефтей месторождений Республики Татарстан.

    [​IMG]
    Рис. 1. Схема геодинамической активности территории Республики Татарстан.

    Для анализа использовались результаты определения физико-химических свойств 4197 проб нефтей, отобранных из 580 скважин 88 нефтяных площадей и участков. Свойства нефтей, представленные в базе данных, были определены в различное время в различных лабораториях, методики отбора проб нефтей из различных скважин несколько различались, отличались также методики измерения физических параметров. Поэтому мы не можем реально оценить степень влияния методики измерений в каждом конкретном случае. Например, значения вязкости в большей мере зависят не только от газона-сыщения, но и от состава газов, и мы полагали, что шум в использованных измерениях очень большой, в особенности в данных по вязкости. Попытки построить регрессии между физическими параметрами нефти и неотектони-ческим фактором оказываются безрезультатными. Поэтому была поставлена и решена намного более простая задача - задача оценки влияния геодинамического фактора на свойства нефтей.

    Для проверки гипотезы о влиянии неотектонического фактора на физические свойства нефтей был выполнен однофакторный дисперсионный анализ (Боровиков, 2003), где в качестве зависимых переменных выступали плотность и вязкость нефтей, а в качестве группирующей переменной -уровень геодинамической активности. Дисперсионный анализ на основе статистического критерия показывает, есть ли статистически значимые различия средних в группах зависимых переменных. Если есть, то это означает, что объекты внутри группы ведут себя похоже (имеют похожие свойства), но ведут себя отлично от объектов других групп.

    Предварительно значения ячеек морфометрической поверхности были классифицированы. Для классификации был применен метод квантиль (Митчелл, 1999), при котором группирование объектов в классы происходит таким образом, что каждый класс содержит приблизительно одинаковое количество объектов. В данном случае значения ячеек представляют амплитуды вертикальных движений, выраженные в метрах. Значения были сгруппированы в 3 класса, где точки прерывания были определены как 2 и 12 м.

    Таким образом, было выполнено районирование исследуемой территории по степени геодинамической активности: с интенсивностью от 0 до 2 м (группа 1 - низкая интенсивность), с интенсивностью от 2 до 12 м (группа 2 -средняя интенсивность), с интенсивностью от 12 м до 120 м (группа 3 - высокая интенсивность). Далее данные экспортировались из геоинформационного пакета и обрабатывались в программе БТАТКТГСА 6. Дисперсионный анализ проводился отдельно для образцов нефтей из отложений девона и карбона.

    На рисунках 2 и 3 представлены результаты дисперсионного анализа. Анализ показал, что различия средних по группам статистически значимы только для значений плотности (на р-уровне равном 0,05). Для нефтей отобранных из отложений карбона и девона характерна одна и та же зависимость: более низкое среднее для группы 2 в сравнении со средними групп 1 и 3. Причем основной вклад в «значимость» различий дают различия средних групп 1 и 2. Значимые различия плотностей нефти для групп 2 и 3 отсутствуют. Значимых различий по вязкости обнаружено не было. Но стоит отметить, что в целом вязкость образцов группы 3 несколько выше вязкости образцов из групп 1 и 2.

    [​IMG]
    Рис. 2. Распределение физических свойств нефтей залежей, находящихся в различных геодинамических обстановках (3 группы). Отложения карбона.

    [​IMG]
    Рис. 3. Распределение физических свойств нефтей залежей, находящихся в различных геодинамических обстановках (3 группы). Отложения девона.

    Поскольку значимых различий между группами 2 и 3 (для плотности нефтей) выявлено не было, мы приняли решение выполнить переклассификацию ячеек морфометрической поверхности с разбиением на 2 класса (метод классификации квантиль, точка разрыва классов -6 м). Различия средних плотностей и вязкостей нефти уже исследовались для 2-х групп: с интенсивностью от 0 до 6 м (группа 1 - низкая интенсивность, и с интенсивностью от 6 до 120 м (группа 2 - высокая интенсивность). Рис. 4 показывает, что различия средних двух групп для плотности нефти из отложений карбона значимые, даже с учетом вариаций значений внутри групп. В зонах с низкой геодинамической активностью нефти в залежах более плотные, в зонах с высокой геодинамической активностью - более легкие. Для значений плотности проб нефти, отобранных из отложений девона, наблюдается та же тенденция (Рис. 5), но здесь статистически значимые различия отсутствуют. Значимых различий по вязкости нефти из залежей, располагающихся в зонах высокой и низкой геодинамической активности и для отложений карбона и для отложений девона обнаружено не было.

    [​IMG]
    Рис. 4. Распределение физических свойств нефтей залежей, находящихся в различным геодинамических обстановках (2 группы). Отложения карбона.

    [​IMG]
    Рис. 5. Распределение физических свойств нефтей залежей, находящихся в различных геодинамических обстановках (2 группы). Отложения девона.

    Результаты дисперсионного анализа приводят нас к выводу о наличии влияния геодинамического (неотекто-нического) фактора на формирование свойств нефтей. Мы можем уверенно говорить о различиях в плотности нефти в залежах, располагающихся в зонах с низкой и высокой геодинамической активностью (3 из 4-х гипотез о равенстве средних плотностей нефти были отвергнуты, а различия средних для групп 1 и 2 признаны значимыми).
    ...
    Таким образом, полученные данные позволяют говорить о значительной роли процессов разрушения и переформирования залежей нефти в последнюю неотектоническую фазу на территории Татарского свода и прилегающих площадях. Видимо тектонические процессы приводят к разрушению одних залежей и формированию других залежей выше по разрезу. Такие процессы происходили на данной территории неоднократно, что приводило к разрушению залежей в отложениях девона и формированию залежей в отложениях карбона и перми. Можно полагать, что это один из основных механизмов разрушения залежей углеводородов в осадочном чехле. Видимо, гигантское Ромашкинское месторождение могло быть сформировано в результате этого процесса. Другое важное предположение на основе полученного результата состоит в том, что все залежи данного региона не могут быть очень древними, вряд ли они смогли бы пережить несколько таких тектонических фаз (Нургалиев и др., 2008; 2009).
    ...
    Литература
    Боровиков В. Ststistika. Искусство анализа данных на компьютере: Для профессионалов.2-е изд. СПб.: Питер. 2003.
    Каюкова Г.П., Миннегалиева А.М., Романов Г.В., Шарипова Н. С., Носова Ф.Ф., Лукьянова Р. Г, Жеглова Т.П., Нечитайло Г.С. Динамика изменения геохимических параметров состава нефтей в пределах Южно-Татарского свода. Геодинамика нефтегазоносных бассейнов. Тезисы Второй Международной конференции. 19-21 октября. Москва. 2004. РГУ Нефти и газа имени И.М. Губкина. Том I. 61-62.
    Конец цитаты.
     
  15. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    [​IMG]
    С работами Александра Вольдемаровича Пейвы я не знаком, только слышал о нем, что был такой, но фамилию запомнил на всю жизнь и как только вижу ее сразу возбуждаюсь http://deepoil.ru/forum/index.php/topic,40.msg12537/topicseen.html#msg12537

    [​IMG]

    [​IMG]
     
  16. Tarassenko Gennadiy

    Tarassenko Gennadiy Well-Known Member

    Глупости, нефть (флюиды) поступают из зон субдукции! А физико - химические свойства нефтей зависит от дальности миграции флюидов, где происходит абсорция или адсорбция. Например по линии Тенгиз-Мангышлак, сероводород до 26%, Бузачи серы 3%, а на Мангышлаке 26% парафинов, серы нет! Так что без тектоники плит Вам не обойтись, как и без ХЯС в земной коре!
     
  17. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    [​IMG]
     
  18. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    Шестопалова А.В. цитируют (рядом с Пригожиным И.Р.)

    Латышев О.Г., Корнилков М.В. Направленное изменение фрактальных характеристик, свойств и состояния пород поверхностно-активными веществами в процессах горного производства. - Екатеринбург: Издательство УГГУ, 2016. - 407с.
    https://yadi.sk/i/GfXPmuHR3Zy6w2

    Цитата с.9-10
    А. В. Шестопалов в работе [230] показывает, что система «горный
    массив – горная выработка» является открытой системой, не
    находящейся в равновесии. Процессы разрушения горных пород относятся
    к самоорганизующимся динамическим процессам. По мнению
    автора, все они имеют один и тот же механизм – возможно неиз-

    вестное науке фундаментальное свойство природы. Оно обусловлено
    коллективным поведением элементарных объемов массива и приводит
    к появлению нового свойства, которое напрочь отсутствует в любом
    отдельно взятом объеме. Он проводит аналогию горного удара с
    изменением агрегатного состояния вещества. К таким «псевдоагрегатным»
    состояниям он относит ненарушенный массив (твердое состояние),
    разупрочненный массив (жидкость), разрушенный массив
    (газ). Причем процесс фазовых переходов осуществляется с уменьшением
    энтропии, что для традиционной науки – нонсенс. Он считает,
    что к таким, практически мгновенно протекающим процессам неприменим
    второй закон термодинамики: «Вся физика написана для
    открытых систем, а термодинамика для закрытых, которых в природе
    не существует».
    Исследования И. Пригожина привели к ...

    230. Шестопалов А. В. Физические проблемы, возникающие в связи со взрывоподобным саморазрушением горных пород // Сб. тр. IV Междунар. науч.конф. «Физические проблемы разрушения горных пород». – М., 2004. – с. 131-136.
    Конец цитаты.

    СПРАВКА:
    [​IMG]
    Латышев Олег Георгиевич - д-р техн. наук, профессор кафедры шахтного строительства, заместитель главного редактора журнала "Известия вузов. Горный журнал" (Телефон: +7 (343) 257-65-59), Уральский государственный горный университет, г. Екатеринбург
    Корнилков Михаил Викторович – д-р техн. наук, проф., Уральский государственный горный университет, г. Екатеринбург
     
  19. Шестопалов А.В.

    Шестопалов А.В. Well-Known Member

    Танкист разоблачает исследователей земной коры (геофизиков и геологов)

    Чере 1 кв.м базальта 100 Вт мощности тепловой энергии - в Марианской впадине вода должна быть теплее, но этого не наблюдается
    Базальт как стекло 5мм, ЗК должна давно быть давно разбитой (растресканой)
    Земля горячая внутри

    [​IMG]
     
    Tarassenko Gennadiy нравится это.
  20. Tarassenko Gennadiy

    Tarassenko Gennadiy Well-Known Member

    Земля имеет постоянную температуру не более 600 градусов по С! Ядро состоит из плазмы газопылевой туманности типа шаровой молнии, вращение которого и дает динамо эффект планеты Земля. Сделаем мою модель планеты получится генератор электричества и летающая тарелка!
     

Поделиться этой страницей