Угольный метан

ПРОДОЛЖЕНИЕ, начало здесь http://deepoil.ru/forum/index.php/topic,58.msg19868.html#msg19868

В Сибайском смоге виновна ортодоксальная наука (пожар, который уже 3 месяца не могут потушить - есть доказательство моей гипотезы холодного ядерного синтеза химических элементов как самосборки элементарных частиц на острие растущих трещин)



S + O₂ = SO₂ + Q оксид серы бесцветный газ, откуда смог-дым (горит нефть или уголь)

Терриконы в Донбассе горели до тех пор пока им не посрезали макушки (сам видел бульдозер на острой вершине террикона)




http://ohrana-bgd.ru/gornd/gornd2_73.html



Самовозгорание угля в шахтах наблюдается начиная с глубин порядка 500м, глубины на которой начинает проявляться "отжим" в краевой части горного массива (трещины саморазрушения). Поэтому нельзя добывать сульфиды на глубине 500м открытым способом (карьером)! Пока руда объемно сжата (нет поверхности обнажения) трещины не растут и не генерируют воду. При высоте борта карьера 500м, у его подножия начинают расти трещины, которые генерируют кислород и водород, которые объединяясь в молекулы воды, повышают температуру и вызывают самовозгорание серы в колчедане.

Чтобы потушить пожар нужно: забыть химию и "уменьшить глубину залегания" серного колчедана (прекратить рост трещин): а) сняв вышележащие породы или б) заливать карьер глиной или другой пульпой, чем тяжелее тем лучше, с целью создать соответствующее противодавление на поверхность обнажения и прекратить рост трещин саморазрушения.

Другие мнения, например


Ишмуратов Марсель Сагадиевич
сайт http://center-voronok.ru/kontakt.php
телефон 8-903-151-40-04.

 

http://nanoworld.org.ru/post/115277/#p115277

Полностью согласен с Татьяной "Что правильно а что неправильно, решает в цивилизованных странах грантодатель".
Гранты это инструмент для управления наукой "сюда не ходи, сюда ходи".
Например, после того как в 1993г. Бабичев Н.И. слил америкосам технологию добычи угольного метана при помощи образования полости вокруг скважины, пропали гранты на исследования связанные с образованием полостей. А появились гранты уводящие в тупик: только для исследователей использующих гидроразрыв пластов и горизонтальное окончание ствола скважины.

Америкосы сообразили что при помощи этой технологии можно добывать метан оттуда где его не было, например, из плотных песчаников, а также газ и нефть из сланцев и засекретили технологию Бабичева Н.И. В результате, благодаря грантам, в мире только одни америкосы добывают углеводороды из сланцев (у других не получается уже более 20 лет).

Виктор Шаубергер о науке: "... вся наука совсеми ее прихвостнями есть всего лишь шайка воров, которую дёргают за нитки, как марионеток, и заставляют плясать под любую мелодию ..."




(1885-1958)

Шестопалов: за прошедшие более 60 лет в официальной академической науке ничего не изменилось.

 

ПРОДОЛЖЕНИЕ, начало здесь http://deepoil.ru/forum/index.php/topic,58.msg19931.html#msg19931

Доказательство моей гипотезы абиогенного генезиса углеводородов

22.08.2015


"Нельзя добывать сульфиды на глубине 500м открытым способом (карьером)"© Мне могут возразить, что есть карьер более глубокий чем Сибайский и тоже меднорудный и почему-то не горит

Чукикамата - 850м, но он находится в Чили в центральных Андах на высоте 2840м, т.е. дно карьера на высоте 1990м



Горное давление (вес вышележащих горных пород) в основании (в подножии) борта карьера не достаточно для прорастания трещин саморазрушения формирующих зону отжима, потому и не горит.

12.02.2019


10.02.2019


29.01.2019


24.01.2019


22.01.2019

 

Карпов В.А. Некоторые геологические аспекты безопасного ведения нефтегазопоисковых работ // Безопасность труда в промышленности. - 2018, N12
https://www.btpnadzor.ru/archive/ne...ezopasnogo-vedeniya-neftegazopoiskovykh-rabot

Цитата
Особая роль разлома заключается в формировании большой совокупности трудно картируемых скоплений углеводородов — тектонически зависимых вторичных скоплений. Влияние разломной тектоники на флюидодинамику очевидно. Общие черты залежей, приуроченных к тектонитам, присущи в первую очередь баженитам, имеющим наибольшую изученность среди сланцевых образований.
Конец цитаты.

"Тектониты", в данном случае, это не минералы или горные породы, а дендритоподобные вертикальные по отношению к земной поверхности, разрывы земной коры, которые во время своего роста на малых глубинах генерировали воду, а на больших углеводороды. Бажениты до прорастания разрывов не содержали ничего и сейчас ничего не содержат кроме трещин заполненных водой, газом и нефтью, начиная с характерной каждому глубины.

Поэтому и "Особая роль разлома заключается в формировании большой совокупности трудно картируемых скоплений углеводородов".

 

ПРОДОЛЖЕНИЕ, начало здесь http://deepoil.ru/forum/index.php/topic,58.msg19965.html#msg19965

Мне не все ясно с подтверждением моей гипотезы генезиса УВ в горных породах не содержащих УВ. Почему горит отвал небольшой высоты? Может потому что уголь мелкой фракции (много штыба). Трещину могу попытаться объяснить только образовавшейся пустотой в результате выгорания угля.










Ниже все ясно. Привожу видео просто чтобы утешить сибайцев, что не только у них смог. Так люди живут в Львово-Волынском угольном бассейне, я так провел детство в Донбассе




Еще видео https://video.maxxy.ru/search/тушение-терриконов

Так было в Донбассе (ЛНР, Луганская обл., город Красный Луч )


и так стало


Пока не срезали макушки никакая "щелочная" вода не могла затушить (как тушили и тушили ли вообще, я не знаю).

 

Перед тем как писать пост я спросил у Яндекса

Механизм генезиса (природа) единый для всех. Предполагаю в рамках своей гипотезы, что единственное отличие - это глубина (расстояние от дневной поверхности до трещины на момент ее роста). Напоминаю, что разрывы в земной коре растут от дневной поверхности сверху вниз. Хим.состав минералов и горных пород разрываемых трещиной не должен влиять на то что образуется в трещине (галит, карбонаты, сульфаты, глина, битум, УВ...)

 

Цитируемая статья мне не интересна так как в баженитах не может быть никакой открытой пористости на глубинах где геологи находят газ и нефть в кернах (поры в которых находятся УВ не природные, а пористость техногенного происхождения - наведенная поверхностью обнажения).


http://www.vniioeng.ru/_user_files/file/ants/ge/Geology_Geophysics_2019-01_rus.htm

А журнал нужно посмотреть ...

Цитата
СОДЕРЖАНИЕ

ПОИСКИ И РАЗВЕДКА
Пунанова С.А., Шустер В.Л. Новые данные о геолого-геохимических особенностях нефтегазоносности домеловых отложений севера Западной Сибири (стр. 4‑11)

Пороскун В.И., Царев В.В. Дифференциация разреза сеноманских отложений в связи с подсчетом запасов средних по размерам залежей газа (стр. 12‑16)

Смирнов О.А., Лукашов А.В., Недосекин А.С., Курчиков А.Р., Бородкин В.Н. Отображение флюидодинамической модели формирования залежей углеводородов по данным сейсморазведки 2D, 3D на примере акватории Баренцева и Карского морей (стр. 17‑28)

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Ленский В.А., Жужель А.С., Шарафутдинов Т.Р. Современное состояние скважинной сейсморазведки (ВСП) в России (стр. 29‑36)

Глотов А.В., Михайлов Н.Н., Молоков П.Б., Парначев С.В., Штырляева А.А. Оценка влияния теплового воздействия на структуру порового пространства при определении емкостных свойств пород баженовской свиты с использованием синхронного термического анализа (стр. 37‑44)

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Садыкова Я.В., Фомин М.А., Глазунова А.С., Дульцев Ф.Ф., Сесь К.В., Черных А.В. О природе гидрогеохимических аномалий в Межовском нефтегазоносном районе (Новосибирская и Томская области) (стр. 45‑54)

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Валеев P.Р., Колесников Д.В., Буддо И.В., Ильин А.И., Аксеновская А.А., Черкасов Н.А., Агафонов Ю.А., Гринченко В.А. Подход к решению проблемы дефицита воды для системы поддержания пластового давления нефтяных месторождений Восточной Сибири (на примере Среднеботуобинского НГКМ) (стр. 55‑67)

Габдрахимов М.С., Зарипова Л.М., Сулейманов Р.И., Габдрахимов Ф.С. Бурение сейсмических скважин вибрационным методом (стр. 68‑71)
Конец цитаты.

Посмотрел, муть какая-то (журнал не понравился, в интернете одни содержания, в лучшем случае аннотации и отдельные статьи, подписка за деньги, а главное о добыче УВ из сланцев ничего нет)
https://www.pressa-rf.ru/rucont/edition/144994/
http://i.uran.ru/webcab/journals/journals/476?page=3
http://www.ipng.ru/files/_8cfcaf7f-7618-49e3-9d4c-04a790761c8e-Geology_Geophysics_2016-01.pdf
http://www.npcgeo.ru/files/page/page26-file-mygeologygeophysics2015-02.pdf

 

ПРОДОЛЖЕНИЕ, начало здесь http://deepoil.ru/forum/index.php/topic,58.msg19972.html#msg19972

Самовозгорание углей

Скрицкий В.А. Исследование механизма возникновения очагов самовозгорания угля и обоснование способов предотвращения эндогенных пожаров в шахтах. / Диссертация докт.техн.наук, Новосибирск, 2011
http://earthpapers.net/issledovanie...vanie-sposobov-predotvrascheniya-endogennyh-p
Автореферат http://vak1.ed.gov.ru/common/img/uploaded/files/SkritskiyVA.pdf

Цитата https://famous-scientists.ru/list/10881
Основные научные положения, сформулированные автором на основании проведенных исследований:
1. При окислительном процессе уголь переходит в стадию самонагревания после снижения на 60-70% его естественной влажности. Одинаковый эффект снижения интенсивности самонагревания с 166. 10-4 до 54. 10-4 оС/с достигается при снижении в воздухе концентрации кислорода с 20 до 10 % или при повышении влагосодержания воздуха до 23. 10-3 кг/кг.
2. Пониженная эндогенная пожароопасность гидравлической технологии угледобычи обусловлена повышением влажности разрыхленных скоплений угля за счет седиментации в выработанном пространстве аэродисперсных частиц воды, образующихся при контакте высоконапорной струи воды с углепород-ным массивом, и конденсации влаги в выработанном пространстве при охлаждении в нем утечек воздуха до точки росы.
3. Оценка текущей эндогенной пожароопасности выработанного пространства производится по соотношению К= исх , где d исх - влагосодержание воздуха, выходящего из выработанного пространства; а d вх - влагосодержание воздуха, входящего в выработанное пространство, производится оценка текущей эндогенной пожароопасности выработанного пространства. При К > 1 существует потенциальная угроза возникновения очага самовозгорания угля, при К < 1 такой угрозы нет.
4. При отработке пологих пластов лавами, оборудованными механизированными очистными комплексами, снижение эндогенной пожароопасности выработанного пространства обеспечивается подачей в поток утечек воздуха аэрозоля, получаемого из водного раствора антипирогена, например, 20 % водного раствора хлористого кальция.
5. Под действием опорного горного давления краевая часть пласта подвергается упругопластической деформации, при этом в процессе механодеструкции угля температура его возрастает и становится выше на 25-35 оС и более чем температура обрушенных пород и окружающего углепородного массива. При поступлении воздуха к такому нагретому и разрыхленному углю в нем возникают и развиваются до стадии самовозгорания очаги самонагревания угля.
6. При подвигании очистного забоя в пределах выемочного столба на восстание, непосредственно за линией очистной выемки в куполе обрушения пород формируется концентрированное скопление метана. Поэтому при взрыве метана в выработанном пространстве, инициированном возникшим там очагом самовозгорания угля, из-под купола обрушения происходит залповый выброс горящего метана в очистной забой и в примыкающие к нему горные выработки, где происходит дальнейшее развитие взрыва, порой с участием в нем угольной пыли.
Конец цитаты

"Метан не взрывается, взрывается метано-воздушная смесь"! (Алексеев Анатолий Дмитриевич)

Цитата.
Список опубликованных работ
В монографии
1. Скрицкий В.А. Эндогенные пожары в угольных шахтах, природа их возникновения, способы предотвращения и тушения [Текст] / В.А. Скрицкий, А.П. Федорович, В.И. Храмцов // Кемерово: Кузбассвузиздат, 2006. – 175 с.

В рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК
2. Белавенцев Л.П. Предупреждение эндогенных пожаров при расконсервировании участка [Текст] / Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий, Ю.В. Максимов // Сб. "Техника безопасности, охрана труда и горноспасательное дело". М: ЦНИЭИуголь, 1978, № 9. – С. 13-15.
3. Белавенцев Л.П. Предупреждение эндогенных пожаров при бесцелико-вой отработке выемочных полей [Текст] / Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий // «Уголь», 1979, № 11. – С. 47-50.
4. Чернов О.И. Влияние влаги на развитие самонагревания угля [Текст] / О.И. Чернов, Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий // «Безопасность труда в промышленности», 1982, № 5. – С. 34-36.
5. Белавенцев Л.П. Влияние гидравлической технологии угледобычи на эндогенную пожароопасность [Текст] / Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий, Ю.И. Донсков // «Уголь Украины», 1983, № 3. – С. 28-30.
6. Белавенцев Л.П. Предупреждение эндогенных пожаров при гидроотбойке [Текст] / Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий, А.Е. Сазонов // «Уголь», 1983, № 3. – С. 46-48.
7. Белавенцев Л.П. Исследования тепло - и массообмена при гидравлической выемке угля [Текст] / Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий, А. Я. Каминский // ФТПРПИ, 1984, № 3. – С. 67-71.
8. Попов В.Б. Новые представления о природе начального теплового импульса при возникновении очагов самовозгорания угля в шахтах [Текст] / В.Б. Попов, В.А. Скрицкий, В.И. Храмцов, С.В. Обидов // «Безопасность труда в промышленности» 2002, № 3. – С. 36-38.
9. Скрицкий В.А. Аварии в шахтах Кузбасса. Некоторые причины их возникновения [Текст] / В.А. Скрицкий // М: Горная промышленность. 2007, № 5. – С. 54-55.
10. Скрицкий В.А. Взрывы метана в шахтах: трагедия на «Ульяновской» [Текст] / В.А. Скрицкий // М: Горная промышленность. 2008, № 3. – С. 63-67.
11. Скрицкий В.А. Взрывы метановоздушной смеси в угольных шахтах Кузбасса. Причины и способы их предотвращения [Текст] / В.А. Скрицкий // М: Горная промышленность. – 2008, № 4. – С. 78-80.
12. Опарин В.Н. Причины и возможности предотвращения взрывов метана и эндогенных пожаров в угольных шахтах Кузбасса [Текст] / В.Н. Опарин, В.А. Скрицкий // М: Горная промышленность. – 2010, № 3. С. – 50-56.

В авторских свидетельствах и патентах на изобретения
13. А. с. СССР № 746123, МКИ3 Е 21 F 5/00. Способ снижения эндогенной пожароопасности выработанного пространства [Текст] / Н.И. Линденау, Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий, Ю.А. Миллер (СССР). - № 2610003/22-03; за- явл. 25.04.78; опубл. 07.07.80; бюл. № 25. – 4 с. : 2 ил.
14. А. с. СССР № 800391, МКИ3 Е 21 F 5/00.. Способ предупреждения эндогенных пожаров в шахтах [Текст] / Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий, Ю.И. Донсков, А.Е. Сазонов (СССР). - № 2754734/22-03 опубл. 30.01.81; бюл. № 4. – 5 с.: 4 ил.
15. А.с. СССР № 877068, МКИ3 Е 21 F 5/00. Способ снижения эндогенной пожароопасности выработанного пространства» [Текст] / В.С.Евсеев, Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий (СССР). - № 2888765/22-03; опубл. 30.10.81; бюл. № 40. – 4 с.: 2 ил.
16. А.с. СССР № 972144, МКИ3 Е 21 F 5/00. Способ профилактики эндогенных пожаров в выработанном пространстве при отработке крутых платов угля системами подэтажного обрушения с гидроотбойкой [Текст] / Л.П. Бела-венцев, В.А. Скрицкий, Ю.И. Донсков, А.Г. Степанов (СССР). - № 2988283/22-03; заявл. 03.10.80; опубл. 07.11.82; бюл. № 41. -4 с.: 1 ил.
17. А.С. СССР № 1102981, МКИ3 Е 21 F 5/00. Способ снижения эндогенной пожароопасности выработанного пространства» [Текст] / В.С. Евсеев, Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий (СССР). - № 3510083/22-03; заявл. 04.11.82; опубл. 15.07.84; бюл. № 26. – 4 с. 1 ил.
18. А.С. СССР № 1112127, МКИ3 Е 21 F 5/00. Способ профилактики эндогенных пожаров в выработанном пространстве при разработке крутых пластов угля системами подэтажного обрушения с гидроотбойкой» [Текст] / Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий, А..Я. Каминский (СССР). - № 3574132/ 22-03; опубл. 07.09.84; бюл. № 33. -5 с.: 3 ил.
19. А.С. СССР № 1267005, МКИ3 Е 21 F 5/00. Способ предупреждения эндогенных пожаров в шахтах [Текст] / Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий, А.Я. Каминский, В.Д. Ялевский, Ю.Н. Малышев (СССР). - № 3942152/22-03; заявл. 24.06.85; опубл. 30.10.86; бюл. № 40. – 3 с.: 1 ил.
20. А.С. СССР № 1530791, МКИ3 Е 21 F 5/00. Состав для предупреждения эндогенных пожаров [Текст] / Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий, С.П. Куч-кин (СССР). № 4371127/23-03; заявл. 25.01.88; опубл. 23.12.89; бюл. № 47. – 3 с.
21. А.С. СССР № 1723339, МКИ3 Е 21 F 5/00. Способ снижения эндогенной пожароопасности угольного массива [Текст] / Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий, А..Я. Каминский (СССР). - № 4808718/03; заявл. 04.04.90; опубл. 30.03.92; бюл. № 12. – 3 с.: 4 ил.
22. Пат. РФ № 2053363 МПК7 Е 21 F 5/00. Способ подготовки и разработки пологих и наклонных пожароопасных пластов угля [Текст] / А.А. Дави-денко, М.В. Калашников, В.А. Скрицкий, Ю.И. Донсков. - № 5027284/03; за-явл. 19.02.92; опубл. 27.01.96; бюл. № 3. – 5 с.: 2 ил.
23. Пат. РФ № 2360127 М.ПК7 Е 21 F 7/00. Способ дегазации выработанного пространства» [Текст] / В.А. Скрицкий, Г.И. Кулаков, С.В. Мешалкин. – № 2008103380/03; заявл. 29.01.08; Опубл 27.06.2009; бюл. № 18. – 3 с. : 2 ил..
24. Пат. РФ № 2360128 МПК7 Е 21 F 7/00. Способ дегазации выработанного пространства [Текст] / В.А. Скрицкий, Г.И. Кулаков. - № 2008103381/03; заявл. 29.01.08; опубл. 27. 06. 2009; бюл. № 18. – 3 с. : 2 ил.
25. Пат. РФ № 2372486 МПК7 Е 21 F 5/00. Способ предупреждения возникновения очагов самовозгорания угля в выработанном пространстве [Текст] / В.А. Скрицкий. - № 2008124121/03; заявл. 16.06.2008; опубл. 10.11.2009; бюл. № 31. – 7с.: 4 ил.
26. Пат. РФ № 2390633 МПК7 Е 21С 41/18, Е 21 F 15/00. Способ разработки крутых пластов угля [Текст] / В.А. Скрицкий, А.П. Тапсиев. № 2009103931/03; заявл. 05.09.2009; Опубл. 27.05.2010; бюл. № 15. – 7с.: 2 ил.

В сборниках научных трудов
27. Маевская В.М. Пожаробезопасные технологические и вентиляционные параметры при щитовой системе разработки [Текст] / В.М. Маевская, В.А. Скрицкий, Л.Ф. Косарь, В.А. Болдин // Сб. тр. ВостНИИ. Предупреждение и тушение подземных пожаров. Повышение безопасности на рудничном транспорте и взрывных работах, т. 22. – Прокопьевск, 1974. – С. 30-40.
28. Белавенцев Л.П. Исследование вентиляционных режимов выемочных полей шахт Приморья [Текст] / Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий, А.И. Романов, Е.Л. Счастливцев. // Сб. тр. ВостНИИ. Вентиляция шахт и предупреждение эндогенных пожаров. т. 28. Кемерово, 1976. – С. 202-212.
29. Белавенцев Л.П. Пути повышения эффективности противопожарной профилактики при системах разработки с гидроотбойкой [Текст] / Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий, Ю.И. Донсков, И.И. Арапов // Материалы Всесоюзного научно-технического совещания в г. Новокузнецке (октябрь 1980 г.) / Сб. "Повышение эффективности подземной добычи угля гидравлическим способом и перспективы ее развития". – Новокузнецк, 1981. – С. 24-27.
30. Скрицкий В.А. Особенности возникновения очагов самонагревания угля в гидрошахтах [Текст] / В.А. Скрицкий // Сб. тр. ВостНИИ "Борьба с эндогенными пожарами в шахтах". – Кемерово, 1984. – С. 41-45.
31. Скрицкий В.А. Предотвращение эндогенных пожаров при отработке пл. Кемеровского в сложных горно-геологических условиях [Текст] / В.А. Скрицкий, Г.С. Тихонов, А.Г. Степанов, А.П. Григорьев // Сб. тр. Вос-тНИИ "Профилактика эндогенных пожаров в угольных шахтах". – Кемерово, 1989. – С. 76-83.
32. Белавенцев Л.П. Влияние теплофизических параметров атмосферы на эндогенную пожароопасность выемочных полей [Текст] / Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий, А.Я. Каминский // Сб. тр. ВостНИИ "Технология отработки пожароопасных пластов". – Кемерово, 1987. – С. 44-49.
33. Белавенцев Л.П. Контроль ранних стадий самонагревания угля по те-плофизическим параметрам рудничного воздуха [Текст] / Л.П. Белавенцев, В.А. Скрицкий, А..Я. Каминский // Сб. тр. ВостНИИ "Способы и средства предупреждения самовозгорания угля в шахтах". – Кемерово, 1988. – С. 4-14.
34. Скрицкий В.А. Особенность возникновения эндогенных пожаров при отработке пологих пластов угля длинными столбами по простиранию [Текст] / В.А. Скрицкий, А.Я. Каминский, А.П. Григорьев, П.А. Нацаренус // Сб. тр. ВостНИИ "Способы повышения эндогенной пожаробезопасности угольных шахт". – Кемерово, 1990. – С. 23-31.
35. Скрицкий В.А. Эндогенная пожароопасность и пути ее снижения при отработке пласта бурого угля подземным способом на разрезе "Холбольджин-ский" [Текст] / В.А. Скрицкий, М.В. Калашников // Сб. тр. ВостНИИ "Безопасность труда при подземном и открытом способах добычи угля". – Кемерово, 1992. – С. 33-36.
36. Скрицкий В.А. Оптимизация схемы вскрытия и подготовки опытно-промышленного участка подземной отработки пласта 45 на разрезе "Холболь-джинский" [Текст] / В.А. Скрицкий, М.В. Калашников, А.А. Давиденко // Сб. тр. ВостНИИ "Вопросы безопасности горных работ на угольных предприятиях" т. 1. – Кемерово, 1993. – С. 47-52.
37. Попов В.Б. Влияние горного давления на формирование в выработанном пространстве зон с повышенной температурой угля [Текст] / В.Б. Попов, В.А. Скрицкий // Сб. научн. тр. РосНИИГД. – Кемерово, 2000. – С. – 95-97.
38. Попов В.Б. Опыт активного тушения эндогенного пожара в выработанном пространстве действующей лавы [Текст] / В.Б. Попов, В.А. Скрицкий // Вестник МАНЭБ № 11(35). – С-Пб., 2000. – С. 41-43.
39. Горбатов В.А. Изменение температуры угля в зоне повышенного горного давления [Текст] / В.А. Горбатов, А.П.Федорович, В.А. Скрицкий // Сб. научн. тр. РосНИИГД / "Борьба с авариями в шахтах". Вып. 16. – Кемерово, 2003. – С. 72-74.
40. Беляев В.И. Аэрогазодинамическая модель расширенной сети выемочного участка [Текст] / В.И. Беляев, В.А. Скрицкий, А.П. Федорович // Сб. научн. тр. РосНИИГД / "Борьба с авариями в шахтах". Вып. 16. – Кемерово, 2003. – С. 96-105.
41. Скрицкий В.А. Современное состояние управления метановыделени-ем в очистных забоях [Текст ] / В.А. Скрицкий, В.И. Беляев, А.П Федорович // Сб. научн. тр. РосНИИГД / "Борьба с авариями в шахтах". Вып. 16. – Кемерово, 2003. – С. 105-107.
42. Скрицкий В.А. О промышленной добыче метана из выработанных пространств ликвидированных шахт [Текст] / В.А. Скрицкий, В.И. Беляев // Сб. научн. тр. РосНИИГД / "Борьба с авариями в шахтах". Вып. 17. – Кемерово, 2007. – С. 106-116.

В материалах конференций
43. Тапсиев А.П. Горное давление как фактор, инициирующий возникновение очагов самонагревания угля в шахтах [Текст] / А.П. Тапсиев, В.А. Скриц-кий // Сб. трудов конференции (10-13 октября 2006 г.) «Фундаментальные проблемы формирования техногенной среды». Том I. «Геотехнология». – Новосибирск, ИГД СО РАН, 2007. – С. 173-177.
44. Скрицкий В.А. Об эндогенной пожароопасности ведения горных работ в филиале ООО «Шахтоуправление Прокопьевское» шахта «Коксовая» [Текст] / В.А. Скрицкий, В.А. Заречнев // Сб. трудов конференции (07-11 июля 2008 г.) «Фундаментальные проблемы формирования техногенной среды». Том «Геотехнология». – Новосибирск, ИГД СО РАН, 2008. – С. 265-274.
45. Скрицкий В.А. Гипотеза о влиянии горного давления на возникновение начального теплового импульса в разрыхленных скоплениях угля [Текст] / В.А. Скрицкий // Сб. трудов конференции (07-11 июля 2008 г.) «Фундаментальные проблемы формирования техногенной среды». Том «Геотехнология». – Новосибирск, ИГД СО РАН, 2008. – С. 154-161.
46. Скрицкий В.А. О катастрофических взрывах метана в угольных шахтах Кузбасса и способ их предотвращения [Текст] / В.А. Скрицкий // Сб. научно-практической конференции (17 сентября 2008 г.) «Проблемы совершенствования природной, техногенной и пожарной безопасности населения и территории муниципальных образований субъектов Российской Федерации Сибирского федерального округа». – Новосибирск, 2008. – С. 156-157.
47. Опарин В.Н. О зонально-дезинтеграционных процессах в углепород-ных массивах и проблеме изоляции выработанного пространства от поступления воздуха [Текст] / В.Н. Опарин, В.А. Скрицкий // Сб. трудов конференции (28 июня-2 июля 2010 г.) «Фундаментальные проблемы формирования техногенной среды». Том II «Геотехнология». – Новосибирск, ИГД СО РАН, 2010. – С. 19-23.
48. Скрицкий В.А. Снижение эндогенной пожароопасности и повышение эффективности отработки крутых пластов угля в шахтах Кузбасса [Текст] / В.А. Скрицкий // Сборник материалов VII Международного конгресса «ГЭО – Сибирь – 2011», т. 2, ч. 2. – Новосибирск, 2011. – С.117-121.
49. Скрицкий В.А. К вопросу достоверности выводов о причинах взрывов метана в высокопроизводительных угольных шахтах Кузбасса [Текст] / Сборник материалов VII Международного конгресса «ГЭО – Сибирь – 2011», т. 2, ч. 2. – Новосибирск, 2011. – С. 122-126.
Конец цитаты.

Цитата http://vak1.ed.gov.ru/common/img/uploaded/files/SkritskiyVA.pdf
До последнего времени в научно-технической литературе, касающейся вопросов предупреждения эндогенных пожаров, мнения о влиянии влаги на процесс окисления угля и возникновения очагов самовозгорания угля в выработанном пространстве шахт остаются противоречивыми.
...
С 2001 по 2007 гг. на 7 шахтах, отрабатывающих пологие угольные пласты, произошли взрывы метана с тяжелыми последствиями - было травмировано 243 человека, в том числе 227 (93,4 %) смертельно.
...
По мере увеличения сроков отработки выемочных
участков число возникающих эндогенных пожаров возрастает. Но даже при
сроках отработки выемочных столбов менее чем за 12 мес. возникает 12,5 %
пожаров. Данное обстоятельство указывает, что используемый в настоящее
время на шахтах комплекс пожарно-профилактических мероприятий недостаточно эффективен. По мере углубления горных работ частота возникновения
эндогенных пожаров также возрастает. Это указывает на то, что на эндогенную
пожароопасность выемочных участков каким-то, не установленным до настоящего времени, образом влияет горное давление.
...
На крутых пластах, даже при менее пожароопасной гидравлической технологии угледобычи, эндогенные пожары продолжают оставаться одним из основных видов аварий происходящих в шахтах.
...


Зависимости изменения температуры угля во времени ( ΔТ /Δτ ), полученные для процессов окисления, протекавших при различных величинах влагосодержания воздуха и концентрации кислорода, представленные на рис.3, показывают, что одинакового снижения скорости нарастания температуры угля при его окислении можно добиться двумя путями - увеличением влагосодержания
воздуха или снижением в нем концентрации кислорода.



Условиям самовозгорания угля соответствуют значения d и О2, расположенные
в правой части диаграммы (рис. 3). Снизить концентрацию кислорода в утечках
воздуха из действующего очистного забоя – задача не выполнимая. Повысить
же влагосодержание утечек воздуха поступающих в выработанное пространство из очистного забоя можно осуществлять различными способами, не требующих ни изоляции выемочного участка, ни остановки горных работ.
Очаг самонагревания угля в разрыхленном угольном скоплении возникает, если
фильтрация воздуха через него происходит со скоростью 0,001 м/с и менее.
Конец цитаты.

Концентрация О2 практически не влияет на температуру нагрева угля (см. рис. 2), следовательно уголь окисляется не за счет атмосферного кислорода и будет самовозгораться при любой самой тщательной изоляции (герметизации) его от рудничной атмосферы. На это указывает и нулевая фильтрация воздуха в "разрыхленном угольном скоплении".

 

ПРОДОЛЖЕНИЕ, начало здесь http://deepoil.ru/forum/index.php/topic,58.msg20033.html#msg20033

 

Сланцевая революция это не геологический аспект, а технологический©. Если руководитель российского футбола не применит технологию Cavity Бабичева Н.И. (Шестопалова А.В.) то ничего "Технологический центр "Бажен" не добудет (мой прогноз), т.е. все будет как в футболе



СПРАВКА https://lenta.ru/news/2019/02/22/dykov/
Дюков — глава «Газпром нефти». Бывший президент санкт-петербургского «Зенита» Александр Дюков стал главой Российского футбольного союза (РФС). Выборы президента союза состоялись на внеочередной конференции 22 февраля 2019г. в Москве. Дюков получил единогласную поддержку делегатов. Свои обязанности он будет выполнять до 9 февраля 2021 года.

 

Цитата https://andreevn-bgf.blogspot.com/2019/01/blog-post.html
Несмотря на то, что о признаках этого упоминается практически в каждой научной публикации на рудную тему, большинству геологов до сих пор неведомо, что под каждым месторождением сульфидных руд, значительно глубже их имеется углеводородная залежь. Есть она и под Сибайским карьером.
...
На интервале глубин 640-1120 м здесь залегают углеводородные газы, а с 1550 м начинается нефть. С учётом глубины, достигнутой карьером, получается, что углеводородные газы здесь совсем рядом от его дна.
Конец цитаты.

Хорошо, вместо "всегда" напишем под каждым месторождением сульфидных руд.

Вообще-то, в моем посте http://deepoil.ru/forum/index.php/topic,58.msg19868.html#msg19868 до слова "Цитата" были мои слова. И о том что это "везде" это мое мнение. Если вы думаете по другому, то хотелось бы увидеть аргументы и ссылки на исследования глубин 640-1200м и глубже 1550м в которых не было обнаружено следов углеводородных газов и нефти.

 

Где родник там и нефть© Генезис гор, воды и нефти одинаковый (единый механизм) - дендритоподобные вертикальные разрывы земной коры. Поэтому с каждой горки течет речка и скважины на нефть нужно бурить в родники на вершинах гор. Нефти на Земле столько же сколько и пресной воды и добывать ее нужно как воду не вычерпывая колодец до дна. Нефть не нужно искать, ее нужно делать как делают америкосы из сланцев по технологии "Cavity" (Бабичева Н.И.). Эта же технология подходит к газогидратам, которые пытаются добывать в Японии, Китае, США, Канаде и др., кроме России, потому что у нас геологи очень умные (кичатся своим образованием). Гелий на Землю возить не будем, потому что мы живем в океане электроэнергии и нам он нахрен не нужен будет после включения Кушелевым А.Ю. диэлектрических резонаторов (БТГ электроэнергии). Которые заменят БТГ электроэнергии E-Cat SK Андреа Росси на основе неуправляемой (нестабильно работающей) шаровой молнии



докт.геол.-мин.наук Полеванов Владимир Павлович (слева)

 

https://nangs.org/news/world/na-severe-kitaya-obnaruzhili-bolyshie-zapasy-slantsevoy-nefti

Цитата

Китайская национальная нефтегазовая корпорация (CNPC) обнаружила значительные запасы сланцевой нефти рядом с городом Тяньцзинь на севере Китая.
Как сообщает Dagang Oilfield, подразделение CNPC, две скважины в регионе Бохайского залива дают стабильную добычу на протяжении более 260 суток. При этом среднесуточная добыча составляет от 20 до 30 кубометров.
В целом запасы сланцевой нефти в этом районе оцениваются в 100 млн тонн, сообщает агентство "Синьхуа".
По данным Международного энергетического агентства, извлекаемые запасы сланцевой нефти в Китае составляют около 4,5 млрд тонн. По этому показателю страна уступает только России и США.
Dagang Oilfield была создана в 1964 году. Компания занимается разведкой нефти в 25 районах, городах и уездах Китая.
CNPC является крупнейшей нефтегазовой компанией КНР. Она планирует к концу 2019 года увеличить добычу в регионе Бохайского залива до 50 тыс. тонн в год и довести ее до 500 тыс. тонн к 2025 году.
Конец цитаты.
Sh: Добывать нужно а не считать запасы. Добывать сланцевую нефть умеют только американцы. Китайцы заявили что тоже научились добывать сланцевую нефть, но доказательств я не видел.

 

https://nangs.org/news/business/pre...l-o-perspektivah-rossiyskoy-neftyanoy-otrasli

Цитата

Ближайшие 10-15 лет должны стать периодом стабильного развития нефтяной отрасли, - таково мнение президента нефтяной компании ЛУКОЙЛ Вагита Алекперова, которым он поделился в Cовете Федерации на встрече с сенаторами. В его докладе "Трансформация мировых энергетических рынков: сценарии и возможности для России" затронуты практически все стороны работы нефтяной отрасли, как российской, так и мировой, и дальнейшие перспективы ее развития. Глава второй по объемам добычи нефтекомпании в стране считает, что сейчас у страны есть возможность упрочить лидерство на международном энергетическом рынке. Но для этого необходимо на законодательном уровне распространить на всю отрасль практику взимания налога на добавленный доход.

В прошлом году мировая нефтяная отрасль впервые в истории перешагнула отметку в 100 млн баррелей ежесуточной добычи. На Россию, США и Саудовскую Аравию приходится примерно по 11-12 млн бар./сут. И в мире есть множество "нефтяных скептиков", которые считают, что углеводородная эра близится к концу, поскольку главным потребителем нефти является автотранспорт, а традиционные машины с двигателем внутреннего сгорания, благодаря Илону Маску с Tesla и другим новаторам автопрома скоро заменят электромобили. Главный аргумент: транспортный сектор, по данным ОПЕК, потребляет около 60% мировой добычи нефти, его стремительная электрификация приведет к падению объемов сбыта моторного топлива.

Но несмотря на то, что электромобилей будет становиться все больше, потребление "классического" автомобильного горючего, по мнению президента ЛУКОЙЛа, будет только расти. Вагит Алекперов, выступая перед сенаторами, сослался на прогнозы Международного энергетического агентства (МЭА). Сейчас в мире более 1 млрд автомобилей и всего лишь 3 млн электромобилей. По оценке МЭА, к 2040 году количество автомобилей в мире достигнет 2 млрд, из них электрических, при благоприятном для рынка сценарии - около 300 млн.

"То есть, подавляющее большинство новых автомобилей в мировом автопарке по-прежнему будут с двигателями внутреннего сгорания", - резюмировал глава ЛУКОЙЛа.

Сегодня электромобили больше всего развиты в Китае, где приняты значительные меры господдержки, да и в других странах развиваются в основном благодаря налоговым льготам, субсидиям и преференциям для владельцев. Стоимость владения традиционным авто с ДВС и электрокаром, по оценке ЛУКОЙЛа, может сравняться не ранее 2035 года.

Нужно законодательно закрепить на всю отрасль налог на добавленный доход
Вагит Алекперов отметил, что МЭА прогнозирует продолжение роста спроса на нефть как минимум до 2040 года, причем в период до 2025 года ежегодный прирост будет составлять примерно 1 млн бар./сут. "В таких сегментах, как авиаперевозки и нефтегазохимия, углеводородам в принципе нет альтернативы, - уверен он. - Даже при значительном сокращении спроса на нефтепродукты со стороны дорожного транспорта потребность в нефти будет сохраняться. Прогнозировать цены - дело неблагодарное, но есть все основания ожидать, что они будут сравнительно высокими". По его мнению, в ближайшее время они составят 60-70 долларов за баррель, и эта цена "будет комфортной для инвесторов в отрасль".

Перейдя к ситуации в российской отрасли, глава ЛУКОЙЛа отметил, что в главной нефтеносной провинции - Западной Сибири, стремительно падает добыча. В этом регионе, прежде всего в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО), работают все крупнейшие вертикально-интегрированные нефтяные компании. С 2008 по 2017 гг. добыча нефти в ХМАО сократилась на 15% - более чем на 40 млн т, рассказал Вагит Алекперов.

"Заместитель председателя правительства России Дмитрий Козак, выступая недавно в этих стенах (Федерального собрания. - "РГ"), приводил цифры: к 2035 году при инерционном сценарии Россия может потерять почти половину от текущей добычи. Она может составить всего 311 млн т в год (6,2 млн бар./сут. - "РГ") вместо свыше 555 млн т (11,1 млн бар./сут. - "РГ") в 2018 году. Прежде всего из-за снижения объемов производства в Западной Сибири. Отмечу, что сегодня альтернатива этой крупнейшей нефтеносной провинции в нашей стране не сформирована. При этом в недрах Западной Сибири по-прежнему остаются гигантские извлекаемые запасы нефти - почти 18 млрд тонн - это более 30 лет добычи на текущем уровне", - заявил глава ЛУКОЙЛа.

По его мнению, решить проблему падения добычи в Западной Сибири может введение налога на добавленный доход (НДД), который должен заменить введенный в 2001 году налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Главный недостаток НДПИ в том, что он не учитывает затраты компаний на разработку месторождений, а взимается исходя из объемов добытой или экспортируемой нефти. Потому многие проекты, требующие значительных инвестиций, оказываются нерентабельными для разработки. Чтобы избежать существенного падения добычи и сокращения бюджетных доходов, для них была создана сложная система льгот, которую в отрасли прозвали "лоскутным одеялом". Вспомнил об этом термине и Вагит Алекперов: "Мы надеемся на полноценное принятие системы НДД. Нужен универсальный механизм для всей отрасли, а не "лоскутное одеяло" различных адресных льгот, существующих сегодня. Мы благодарны членам Совета Федерации, депутатам Государственной Думы за решения, принятые в 2018 году, в пользу введения НДД, пусть пока и в режиме пилотных проектов". НДД, в отличие от НДПИ, взимается не с количества добытой нефти, а с доходов от ее продажи за вычетом расходов на добычу и транспортировку. Члены Совета Федерации проводили главу ЛУКОЙЛа аплодисментами после его получасового выступления. Спикер верхней палаты Валентина Матвиенко отметила, что теперь у законодателей есть "домашнее задание", они должны создать условия для более эффективного развития добычи углеводородов. "Компания, которую вы возглавляете, является одной из самых успешных рыночных компаний с очень хорошими показателями и репутацией", - так Валентина Матвиенко подвела итог выступлению Вагита Алекперова.
Конец цитаты.
***

 

Притоки могли быть получены только благодаря достаточной глубине залегания (глубине бурения с дневной поверхности). Температура может влиять на притоки, но только теоретически при том обратно пропорционально: чем выше температура массива, тем короче трещины наведенные скважиной, тем меньше притоки. Практически вариации температуры горного массива незначительны чтобы влиять на трещинообразование (на размеры коллектора, образующегося вокруг скважины).

 

Гидротаран - киллер для углеводородной энергетики с 1776 года, когда еще не было ни нефти ни газа, и все никак

Гидротаран в проточной воде


- копия


Гидротаран в стоячей воде




Гидротаран источник электроэнергии 20KW


Работает благодаря кавитации (гипотеза Шестопалова) доказывает генерацию УВ на острие растущих трещин:
http://nanoworld.org.ru/post/80356/#p80356






http://nanoworld.org.ru/post/29392/#p29392
Из энциклопедии мы можем узнать, что при кавитации пузырьки просто уменьшаются в размерах до нуля. Никаких трещин

Пузырек не уменьшается до нуля, а заполняется продуктами самосборки из эфира. По вашему шахтер приходит в горную выработку, в которую произошел выброс угля и газа и говорит "выработка уменьшилась в размерах до нуля"

Сначала пузырек изнутри покрывается трещинами ближнего порядка

Потом процесс трещинообразования локализуется в одну дендритоподобную трещину из которой и происходит выброс амеров (эфира)

трещина становится кустиком или деревом

Пузырек заполняется веществом, необязательно водой, и создается иллюзия что он уменьшился до нуля. При этом выделяется механическая энергия ввиде ударной волны.

 

ПРОДОЛЖЕНИЕ, начало здесь http://deepoil.ru/forum/index.php/topic,58.msg20090.html#msg20090


Скритский Владимир Аркадьевич: "...до настоящего времени не учитывается влияние горного давления на возникновение очагов самовозгорания угля"

Опарин В.Н., Скрицкий В.А. Аналитический обзор взрывов метана в шахтах Кузбасса // Уголь, 2012, N2. - с.29-32.
http://www.ugolinfo.ru/Free/022012.pdf

Увеличить http://shestopalov.org/fotki_yandex_ru/uglemetan/skritskiy_2012_davlenie_.jpg

 

Горят отвалы в Копейске

https://www.cheltv.ru/geena-ognenna...-zhivut-v-strahe-ryadom-s-podzemnym-pozharom/

 

ПРОДОЛЖЕНИЕ, начало здесь http://deepoil.ru/forum/index.php/topic,58.msg20218/topicseen.html#msg20218

Гидротаран не Ram pump гидротаран в колодце на 2м ниже уровня воды в скважине



Гидротаран. Испытание 1.
Гидротаран. Испытание 2.
Гидротаранный насос(1200л/сут).Ram pump (22.11.2016г.).


Гидротаранный насос.Часть1.Теория (26.02.2017г.)
Гидротаранный насос. Практика.
Гидротаранный насос.Часть1.Теория.Дополнение.
Гидротаранный насос.Часть 2.Проверка теории на практике (14.04.2017г.).
Гидротаран+гидрофор=гибридная насосная станция (30.12.2017г.).


Гидротаранный насос 1" (20.02.2018г.).


Собираем гидротаранный насос (07.10.2018г.).
Гидротаран для скважины. Часть 4. Новая схема (03.03.2019г.).

 

Взялись за разработку газоконденсатных месторождений и рассчитывают добывать еще 100 лет





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.