Статья с результатами опубликована в журнале «Bulletin of Engineering Geology and the Environment». Работа выполнена при поддержке Национального фонда естественных наук Китая (грант № 51604230), Программы подготовки научных кадров в китайских университетах (грант № D18016) и Минобрнауки РФ (грант № FSNM-2023–0005).

Сланец представляет собой смесь обломочных частиц различных минералов. Обычно он характеризуется низкой пористостью, проницаемостью, обилием глинистых веществ и хорошо развитыми плоскостями напластования, когда друг на друга накладываются уплотненные слои осадочных пород. Это приводит к выраженной анизотропии механических свойств сланца – их неоднородности внутри одной среды, когда в разных направлениях их значения отличаются.

Для изучения механических свойств горных пород производится отбор керна из наклонно-направленных скважин. Это довольно дорогостоящая и трудоемкая операция, и в случае сланцевых коллекторов при горизонтальном бурении она не подходит. Проблему решает применение современной технологии микроиндентирования – для исследования механики горных пород она требует небольшое количество материала. Само испытание проходит путем вдавливания в поверхность образца специального инструмента — индентора. Он позволяет качественно измерить механические свойства частиц минералов на микроуровне.

— На сегодняшний день с помощью этой технологии исследована анизотропия сланца в нано- и макромасштабе. Но между ними существует большой разрыв, так как на микроуровне таким способом неоднородность минерала почти не рассматривалась. И мы даже не можем ответить, отличается ли анизотропия этого минерала в нано-, микро- и макромасштабе, хотя такая информация может значительно отразиться на проведение различных мероприятий. Большинство исследований сосредоточены на частичных механических свойствах одного типа конкретного сланца, а сопоставление с другими типами не проводилось, — объясняет Дмитрий Мартюшев, профессор кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ, доктор технических наук.

Ученые Пермского Политеха совместно с коллегами из Китая собрали образцы сланца из трех месторождений и детально исследовали их основные механические свойства и анизотропию с помощью микроиндентирования. Процесс состоит из трех основных фаз. В первой инструмент проникает в образец с заданной скоростью, потом пиковая глубина вдавливания удерживается в течение заданного времени, и индентор разгружается обратно. В это время система мониторинга регистрирует все показатели. Для каждого сланца ученые проводили более 50 таких индентаций.

— Таким способом мы определили и проанализировали значения твердости, модуля упругости, прочности, разрушения и хрупкости для каждого образца в двух направлениях. После сравнения анизотропии этих механических свойств мы выявили определенную связь между ними и содержанием хрупких и глинистых минералов. Результаты испытаний полезны для бурения новых скважин и планирования гидравлического разрыва в сланцевых горных породах, — поделился Дмитрий Мартюшев.

Исследование ученых Пермского Политеха и Юго-Западного нефтяного университета Китая способствуют пониманию механики поведения сланцевых пород, что влияет на развитие всей нефтяной промышленности. Полученные результаты могут использоваться для решения ряда геологических задач, в том числе для изучения структурных особенностей минерала в процессе поисков месторождений и разработки рекомендаций при планировании различных мероприятий воздействия на пласт.

"Автоваз" начал серийный выпуск электромобилей Lada e-Largus на заводе в Ижевске. На e-Largus устанавливается синхронный электромотор на постоянных магнитах с пиковой мощностью до 120 кВт. Максимальная скорость электромобиля - до 145 км/ч. Батареи, а также системы управления и термостатирования разработаны и произведены в России.

Микрон представил новую отечественную UHF микросхему для радиочастотных идентификационных (RFID) меток, предназначенных для маркировки. Первый российский UHF чип с дальностью считывания до 14 метров готов к серийному производству. Функциональные возможности микрочипа позволяют применять его для решения широкого спектра задач цифровизации производственных и бизнес-процессов, сквозной аналитики и прикладных технологических решений.

«Росэлектроника» проводит испытания новых герконовых датчиков «Вулкан» для систем автоматики и сигнализации атомных электростанций. Изделия рассчитаны на несколько миллиардов срабатываний, способны работать при температуре до 350 градусов по Цельсию, выдерживают механический удар с ускорением 150g, сохраняют работоспособность даже при максимальном расчетном землетрясении.

В Адыгее компания Ruseed запустила селекционный центр, который в будущем сможет производить четверть от общего объема семян подсолнечника, высеиваемых в стране. На начальной стадии центр будет производить до 5 тысяч тонн семян подсолнечника ежегодно, а при достижении полной производственной мощности – до 10 тысяч тонн.

Технологический процесс единственного в России импортозамещающего производства чистого диоксида кремния из рисовой лузги запущен на заводе в Краснодарском крае. После выхода завода на проектную мощность объем производства составит 450 тонн диоксида кремния в год. Диоксид кремния является аморфным материалом и имеет широкий спектр применения: в микроэлектронике, производстве стройматериалов, лакокрасочной продукции, в пищевой промышленности.

В России впервые создан 50-кубитный квантовый компьютер. На данный момент универсальный квантовый вычислитель на ионной платформе с 50 кубитами является самым мощным квантовым компьютером в России. Доступ к нему осуществляется через облачную платформу, с помощью которой могут быть запущены базовые квантовые алгоритмы.

С прямыми руками и деньгами экономику построит каждый. Вы попробуйте как Россия - клювом из слюны и соломы.

#поравалить #всепропало

[Орда] – родная, злобная, твоя

Статья с результатами опубликована в научном журнале «Записки горного института», 2024 год. Исследования образцов керна проводились в Центре коллективного пользования уникальным научным оборудованием ПНИПУ. Работа выполнена в рамках программы стратегического академического лидерства «Приоритет 2030».

Терригенные коллекторы состоят в основном из обломков горных пород и минералов силикатного состава, включающие в себя пески, алевриты, песчаники и некоторые глинистые породы. Степень их трещиноватости невысокая. Карбонатные же коллекторы обычно содержат в составе только два основных породообразующих минерала — кальцит и доломит. И фильтрация нефти и газа в них происходит благодаря развитой системе трещин и каверн.

Состав и свойства жидкости для глушения должны быть такими, чтобы предотвратить выброс нефти и обеспечить безопасность персонала, который осуществляет ремонт или иные работы в стволе скважины. В качестве таких реагентов чаще всего выбирают водные растворы с добавками в виде минеральных соединений. Но, попадая в призабойную зону пласта, такой раствор способен негативно повлиять на его фильтрационно-емкостные характеристики – пористость и проницаемость горной породы. Это осложняет ввод скважины в эксплуатацию и снижает ее производительность.

В отличие от терригенных коллекторов, где это явление уже изучено и берется в расчет при проведении глушения, карбонатные горные породы в этом плане практически не исследовались научным сообществом. Так как считается, что в них отсутствуют глинистые минералы, способные при контакте с низкоминерализованной водой менять смачиваемость и, как следствие, проницаемость.

Однако растворение карбонатов – это одно из основных минеральных реакций, которые могут вызвать отрыв мелких частиц, заполняющих пустоты пласта, и тем самым изменять проницаемость породы. Это и доказали ученые Пермского Политеха, проведя ряд экспериментальных исследований и изучив, каким образом фильтрат жидкости глушения воздействует на свойства карбонатных коллекторов.

Политехники подготовили по 10 образцов из продуктивной части двух месторождений, которые отличаются строением пустотного пространства и минеральным составом включений. Рассматривали основные факторы, влияющие на их фильтрационно-емкостные свойства: химический состав фильтрата жидкостей, минералогический состав карбоната, пластовые давление и температуру, продолжительность контакта фильтрат с горной породой.

С образцами керна ученые провели испытания, во время которых сначала имитировалось поступление нефти из пласта в скважину посредством ее фильтрации через образец, а потом глушение этой скважины с проникновением технической воды в пласт. Для этого она прокачивалась через образец и выдерживалась при заданных термодинамических условиях в течение семи суток (средняя продолжительность ремонта).

– Эксперименты позволили нам определить пористость и проницаемость по нефти образцов керна до и после моделирования на них процесса глушения. Мы установили, что в результате воздействия технической воды на горную породу произошло снижение общего числа пустот на 32,4%. Это происходит из-за того, что минеральные соединения растворяют поверхность, высвобождая зерна породы. Мелкие частицы заполняют собой пустотное пространство, что приводит к снижению проницаемости пласта, – поделился доктор технических наук, профессор кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ Дмитрий Мартюшев.

Комплексные результаты исследования показали, что проникновение фильтрата в горную породу нарушает геохимическое равновесие между пластовыми флюидами и минералами породы, тем самым вызывая растворение карбонатных минералов, набухание и миграцию глинистых компонентов.

– Наше исследование представляет новый взгляд на процессы взаимодействия жидкостей глушения на водной основе с карбонатными коллекторами. В существующих работах говорится, что только в песчаных горных породах возможна миграция мелких частиц. Мы же доказали, что этот эффект проявляется и в карбонатах, что приводит к существенному снижению их фильтрационно-емкостных свойств. Поэтому этот фактор необходимо учитывать при использовании водной фазы в качестве различного рода технологических жидкостей, – рассказывает доктор технических наук, профессор кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ Инна Пономарева.

Ученые Пермского Политеха определили, что использование низкоминерализованной воды в качестве основы для жидкостей глушения для некоторых карбонатных коллекторов нефтяных месторождений сопровождается высоким риском заполнения пустотного пространства, что приводит к снижению нефтедобычи. Перспективным решением в данном случае будет изменение минерализации воды или использование наночастиц для сохранения геохимического равновесия и снижения минерального растворения горных пород.

Статья с результатами опубликована в научном журнале «Записки горного института». Исследование выполнено в рамках программы стратегического академического лидерства «Приоритет 2030».

Гидравлический разрыв помогает восстановить полноценную работу скважины, когда она становится нерентабельной. Создание трещины в пласте во много раз увеличивает площадь, с которой притекает нефть, благодаря чему растут объемы добычи. Но при такой дорогостоящей технологии необходимо точно понимать, какого размера и где получилась трещина, в каком направлении она распространяется.

Сейчас на месторождениях фактическую информацию о распространении трещин получают в основном по данным дорогостоящего микросейсмического мониторинга, когда структура пласта анализируется с помощью слабых сейсмических волн – малейших колебаний энергии. Но в областях с неблагоприятными сейсмогеологическими условиями такой метод работает неправильно.

Ученые Пермского Политеха разработали новый подход по контролю направления и закономерностей развития трещин гидравлического разрыва пласта. Он основан на использовании исходных данных, которые регулярно и с высокой достоверностью определяются на любом нефтяном промысле.

– Разрыв пласта меняет степень взаимодействия между скважиной, на которой он проведен, и скважиной, в направлении которой образовалась трещина. Мы выдвинули гипотезу о влиянии величины пластового давления на образование трещины. С помощью этого показателя можно оценить, каким образом и в какую именно сторону она распространяется. Это явление отмечено впервые и представляет несомненный научный интерес, – поделился доктор технических наук, профессор кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ Дмитрий Мартюшев.

Фактические измерения пластового давления выполняются при проведении на скважинах гидродинамических исследований и чаще всего проводятся в различные моменты времени. Ученые для получения этой информации по всем скважинам в один момент времени использовали нейросеть.

По всем исследуемым скважинам политехники собрали данные о дебитах за год до гидроразрыва пласта и за год после. Вычислили коэффициенты корреляции (показатели связи) между ними у объекта гидравлического разрыва пласта и всеми соседними скважинами. На основании этого построили схемы, которые позволили определить возможное расположение трещин.

– Для подтверждения гипотезы мы исследовали, в направлении большего или меньшего пластового давления распространяется трещина. Для этого с помощью нейросети определили эти значения по всем скважинам, на которых проведена операция, а также по скважинам, расположенным в непосредственной близости. Исследование показало, что трещины преимущественно распространяются в сторону скважин с максимальным пластовым давлением, – рассказывает доктор технических наук, профессор кафедры «Нефтегазовые технологии» ПНИПУ Инна Пономарева.

Для 26 мероприятий из 26 политехники установили совпадение пространственного размещения трещины гидроразрыва пласта и зон с наиболее высоким пластовым давлением. Это подтверждает эффективность разработанного подхода.

Предложенная методика ученых ПНИПУ особенно актуальна для коллекторов со сложной структурой пустотного пространства и естественной трещиноватостью, для которых фактическое определение специальных геомеханических параметров является продолжительным и трудоемким процессом. Также она отличается простотой практического использования, не требует применения специальных дорогостоящих программных продуктов и высокого уровня компетенций персонала.

Первые нефтяные шахты появились в XVIII веке во Франции на месторождениях Пешельбронн, где слои песка пропитались битумом. Битумный песок тверд, поэтому его добывали, как уголь: просто выкапывали и очищали. В конце XIX века нефтяные шахты появились в Германии и в России на Уйташском месторождении, а потом в Японии, Австрии, Чехословакии, Польше, Канаде и других странах.

На Ярегском месторождении, открытом в 1930-х, нефть не была «каменной»: она оказалась текучей, но очень густой из-за высокого содержания тяжелых углеводородов — ее называют высоковязкой, или тяжелой нефтью. Из-за повышенной вязкости ее сложно выкачивать из недр насосами через скважины, даже когда залежи находятся в десятках метров под поверхностью. Поэтому месторождение решили разрабатывать шахтным способом.

Первую шахту там заложили в 1936 году. Похожие на тоннели метро шахты вели к нескольким точкам над месторождением. Позже шахты начали прокладывать в сам нефтяной пласт. Его пронизали множеством вертикальных и наклонных скважин. В них нефть медленно стекала сама по себе — сначала ее поднимали в шахты, а затем на поверхность.

К 1970-м удалось добыть лишь 2,2% запасов Ярегского месторождения — методика со стекающей в скважины нефтью себя исчерпала. Не желая терять богатые пласты, советские нефтяники разработали принципиально новую технологию — термошахтный способ. Закачивая по скважинам водяной пар, пласты разогревали, и нефть становилась более текучей. Такой метод позволил добыть половину запасов месторождения.

Сегодня на Ярегском месторождении используют усовершенствованный термошахтный способ. В нефтеносные слои сверху все так же нагнетают пар. Он образует в пласте камеры, где конденсируется, а потом по сотням скважин конденсат стекает вместе с разогретой и разжиженной нефтью в специальные подземные галереи. В них поддерживают высокую температуру, чтобы нефть не успела загустеть, прежде чем ее поднимут на поверхность. Плюсы такого способа — прямой доступ к пластам и максимум добываемой нефти при минимуме потерь тепла.

За нагнетанием пара и поддержанием высоких температур в шахтах и скважинах следит автоматика. Сейчас на Ярегском месторождении тестируют комплекс автоматизации шахтной добычи нефти, разработанный учеными Вятского государственного университета. Он состоит из двух частей: сети автоматизированных задвижек с датчиками, которые устанавливают на скважины для отсекания пара, и системы управления, которая координирует работу этой сети в зависимости от измеряемых параметров скважин. Комплекс позволяет экономить воду (пластовую и из ближайших источников) и электроэнергию, которая тратится на разогрев и нагнетание пара.

По оценке специалистов, запасов высоковязкой нефти в 5–6 раз больше, чем остаточных запасов нефти малой и средней вязкости. Однако даже при современных технологиях ее добывают в небольших количествах и не все запасы считаются извлекаемыми.

Высоковязкая нефть — ценный источник привычных продуктов нефтепереработки и других соединений и элементов, в том числе металлов ванадия и никеля. Например, из нефти Ярегского месторождения производят химические продукты для дорожно-строительной, космической и фармацевтической отраслей и дизельное топливо для работы при сверхнизких температурах Арктики.