Состав и свойства нефти как потенциальный фактор загрязнения геологической среды и методы его оценки (на примере прибрежной зоны севера Тимано-Печорской провинции)

Оптимальные результаты достигаются при количестве экспертов в пределах 7-10 человек. При меньшем числе генерируется недостаточное количество идей; при большем - работа группы становится слишком растянутой во времени, что снижает эффективность работы членов группы вследствие переизбытка информации и усталости.

В силу вышеизложенного для получения более качественных результатов более корректным будет перенесение акцента на процедуру оценки уровня компетентности самих экспертов (Губайдуллин, Коробов, Мосягин, 2013). Что же касается метода номинальных групп, сочетающего индивидуальное анкетирование и коллективные обсуждения, то его вполне возможно использовать для отбора влияющих факторов.

Несмотря на то, что в состав экспертов приглашают специалистов одного профиля, их мнения могут существенно различаться. Выделить экспертов, суждения которых наиболее согласованы, можно путем определения тесноты связи суждений. Для этого проще всего использовать коэффициент корреляции. Известно, что коэффициент корреляции определяет тесноту связи между выборками одинакового объема. Если опрос проведен анонимно, то полученные результаты оценки можно считать независимым и использовать классический коэффициент корреляции, рассчитываемый по формуле

, (3.2)

где x_i и y_i - результаты опроса двух сравниваемых экспертов, выраженные в количественной форме, и - средние значения выборки, n - число членов ряда, равное количеству оцениваемых факторов, и - средние квадратические отклонения.

Если экспертные оценки ранжировать по возрастанию их значений, степень согласованности мнений двух экспертов можно определить при помощи коэффициента ранговой корреляции Спирмена:

, (3.3)

где x_i и y_i - ранги, установленные двумя экспертами; n - число рангов.

Поэтому для принятия окончательного решения по данным опросов необходимо тщательно проанализировать результаты тех экспертов, чьи суждения резко выпадают из общей картины. Важно найти мотивы, приведшие именно к таким суждениям. Они могут обуславливаться как большей информированностью эксперта, так и более глубоким проникновением в сущность проблемы, нестандартностью мышления. В обоих случаях это может послужить поводом для пересмотра условий постановки задачи, в особенности, если задача - управленческая. С другой стороны, значительные отклонения могут быть вызваны и элементарной некомпетентностью. Определить, какой из двух случаев имеет место - более глубокое проникновение в проблему или же поверхностное, а то и неверное ее понимание - задача лиц, проводящих опрос (Коробов, 2008).

3.3.2 Оценка качества работы экспертов

К оценке качества работы экспертов имеется несколько подходов. Их делят (Литвак, 1996) на:

- априорные;

- апостериорные;

- тестовые.

Априорными называются методы оценки качества эксперта, при которых не используется информация о результатах его участия в предшествовавших опросах. Среди априорных методов используют самооценивание, взаимное оцениванием анкетирование.

Апостериорные методы оценки основаны на сравнении отклонений индивидуальных данных от результирующей оценки. На этой основе могут быть получены разнообразные формулы, использующие различные статистики (Коробов, 2008), например коэффициент отклонения суждений (Литвак, 1996):

, (3.4)

где K_i - коэффициент отклонения суждений i-го эксперта, D_i - отклонение индивидуальной оценки i-го эксперта от результирующей оценки, D_max - максимально возможное отклонение оценки эксперта от результирующей оценки.

Полагается, что чем меньше величина K_i, тем выше качество эксперта. Если K_i выразить в процентах, то можно установить величину - процентную точку, превышение которого недопустимо.

Тесты составляются на основе имеющегося опыта решения проблем, подобных рассматриваемым, и могут быть самыми разнообразными. Тестирование лучше проводить до начала опроса, чтобы больше не возвращаться к оценке полученных результатов. Для проведения тестовых экспериментов требуется соблюдение следующих важных правил:

- тест должен быть разработан специально под конкретные объекты экспертного оценивания;

- истинные значения оцениваемых параметров (правильные ответы) должны быть известны только аналитической группе, проводящей испытание, но не испытываемому эксперту;

- должна быть разработана шкала для определения точности оценок, даваемых экспертом;

- вероятность случайного угадывания истинных оценок должна быть очень мала.

Что касается тестов, относящихся к проблемам природной среды, которые по своей сути являются многофакторными, то на них точных ответов попросту нет - природа не повторяется. Для задач географии и геоэкологии тесты, скорее всего, должны носить контрольный характер, т.е. помогать определить квалификацию лица, претендующего на роль эксперта. В этом случае задача составления теста существенно упрощается, и в его основу можно положить понимание специалистом специфики проблемы - знание нормативно-правовой базы, круг первоочередных задач, вопросы методологии, опыт участия в аналогичных проектах.

Анализируя ответы кандидатов в эксперты, необходимо принимать во внимание их принадлежность к разным научным школам. Приверженцы различных направлений могут придерживаться неодинаковых мнений при оценке одних и тех же фактов и явлений. В целом многообразие гипотез и теорий - скорее благо, чем вред на пути продвижения к истине, но это обстоятельство не дает однозначно интерпретировать события и ведет к различной расстановке приоритетов.

Количественно учесть различия в качестве работы экспертов можно путем введения соответствующих поправочных коэффициентов. Единых рекомендаций здесь нет, и мы рассмотрим несколько возможных подходов.

Самым простым путем является взаимная оценка работы экспертов путем присвоения рангов участникам группы. Для большей объективной оценка экспертом самого себя должна быть исключена, поскольку у подавляющего количества людей самооценка завышена. Формула обобщенного рейтинга будет иметь следующий вид:

,(3.5)

где R_i - рейтинг, выставленный i-му эксперту коллегами, m - число экспертов.

Данный подход может быть рекомендован, когда эксперты хорошо знают друг друга.

Когда для отбора экспертов используется тестирование, ответы на вопросы могут быть использованы для оценки качества экспертов (Баранов, Птушкин, Трудов, 2004). В результате тестирования составляется иерархия экспертов по качеству их работы; но и здесь возникает проблема выработки числового критерия отсеивания экспертов, аналогичная рассмотренным выше проблемам: начиная с какого значения коэффициента качества К_i эксперта следует исключать из группы.

Повысить качество экспертных оценок можно путем привлечения специалистов смежных отраслей. Это поможет выработать более компетентное решение и более точно определить влияющие факторы.

Экспертные методы в геоэкологии применяются как самостоятельные методы исследований, и как составная часть исследовательских методологий. Нередки случаи, когда в апробированные в течение многих лет методологии и модели вводят параметры, получаемые в результате экспертных оценок (Коробов, 2008).

Ввиду того, что анализ таких сложных систем и механизмов как воздействие нефти на природные компоненты, и в частности на геологическую среду, характеризуется высокой размерностью, большим количеством влияющих факторов и многовариантностью сценариев развития его невозможно достоверно выполнить только экспериментально, математически или теоретически. Поэтому применение экспертных методов в решении задач по оценке влияния нефти на приповерхностную часть геологической среды, поверхностные и подземные воды, а также на состояние мерзлотных процессов, в настоящее время является наиболее приемлемым и эффективным, что подтверждается проведенными исследованиями (Дронг, 2012; Губайдуллин, Крайнева, 2013, 2014).

Глава 4. Разработка методики оценки воздействия нефти на геологическую среду

В данной главе изложена разработанная автором методика оценки воздействия нефти на геологическую среду с определением основных влияющих факторов. Представлены результаты проведения экспертной оценки по установлению весовых коэффициентов для каждого фактора применительно к объекту исследования. Выполнено районирование территории месторождений и линейных нефтетранспортных объектов по степени потенциальной опасности добываемой и транспортируемой нефти.

4.1 Методика оценки воздействия нефти на геологическую среду с учетом ее компонентного состава

4.1.1 Предпосылки разработки методики

Интенсивная разработка месторождений Тимано-Печорской провинции потребовала освоения новых методов контроля и обеспечения безопасности окружающей среды с учетом специфики климатических и геологических особенностей региона, а также индивидуального состава и физико-химических свойств добываемого сырья. Состав нефти в значительной степени влияет на характер загрязнения окружающей среды, скорость распространения загрязняющего вещества, возможность и скорость деградации углеводородов и др. (Пиковский, 1988; Губайдуллин, 2006). Поэтому экологическая оценка последствий потенциально возможных нефтяных разливов при разработке месторождений и транспортировке пластового флюида напрямую должна быть связана с оценкой состава и физико-химических свойств добываемого продукта.

Основой для прогноза могут быть уже выявленные характеристики нефти, закономерности нахождения различных веществ и соединений в нефти и газах, а также накопленные сведения об их концентрациях в месторождениях и данные об общем профиле осадочного чехла в нефтегазогеологических провинциях (Кривцов, 1989; Покалов, 1998; Якуцени, 2000).

Для оценок воздействия нефтедобывающего производства, технические объекты которого привязаны не только к наземным природным системам, но и геологической среде в целом, необходимы межотраслевые исследования взаимодействия добывающей техники и природной среды. Материалы таких комплексных исследований входят в пакет лицензионной информации (Клубов, Кочетков, 1995). Повышение требований к оценкам состояния природной среды (Аковецкий, 2008), и как составной ее части геологической среды, при добыче и транспортировке углеводородного сырья определяет необходимость применения методов исследований, адекватных новым задачам. Общие принципы и некоторые методические приемы изучения нарушенных земель в процессе производства рассматриваются в ряде работ (Денисова, 1976; Солнцева, 1981,1998; Середина, 2008 и др.). Существует также большое количество методической литературы по оценке влияния разных видов хозяйственной деятельности на состояние ландшафтов и их компонентов. Но, несмотря на значительное число нормативных и методических материалов, регламентирующих принципы получения оценок состояния отдельных компонентов природной среды, единой методической основы анализа зоны техногенеза нет. Существуют несколько разных подходов к изучению влияния техногенных факторов и оценке состояния природной среды.

1. Компонентный (традиционный) подход, основанный на изучении отдельных компонентов природных систем (почв, грунтов, вод, биоты). Методологическая основа этого подхода достаточно хорошо разработана и дает принципиальную возможность использовать понятийный аппарат и методы отраслевых наук, включая общую и прикладную геохимию (Солнцева, 1998).

2. Системный (геосистемный, геокомплексный) подход. В этом случае в методическую схему исследований входит, кроме анализа компонентов среды, и анализ протекающих в них процессов. Усложнение задач определяет и необходимость комплексирования методов, традиционных для разных видов отраслевых исследований (Дьяконов, 1984).

3. Комплексный ландшафтно-экологический подхода к анализу нарушенных территорий. Методика исследований включает ландшафтно-индикационные работы, методы геохимических балансов и др. (Жучкова, 1977, Дончева, 1978).

Таким образом, подход к анализу зоны техногенного воздействия не унифицирован, хотя каждая отраслевая наука может и должна подходить к этим вопросам со своих «специализированных позиций», используя собственные методы и идеи. Особенности протекания процессов и явлений в районах, подвергшихся загрязнению нефтью и нефтепродуктами, определяют необходимость введения новых понятий и модификации методологии исследований (Солнцева, 1998), которые должны быть наиболее оптимальны для анализа таких территорий.

Для комплексной характеристики всех форм преобразования природных систем и в первую очередь геологической среды под воздействием возможных нефтезагрязнений необходимо в основу оценок положить информацию о составе и физико-химических свойствах потенциального загрязнителя. При этом следует принять во внимание устойчивость изменений, возникающих в ландшафтах в процессе деятельности человека, а также самоочищающие возможности природных комплексов и составляющих их компонентов (почв, грунтов, природных вод и т.д.).

Сложность реализации такого подхода обусловлена спецификой нефтедобывающего производства. И при изучении влияния данного производства на геологическую среду необходимо выполнить комплексный методический подход к оценке самой среды и возможных поллютантов. Рассматриваемый регион является наименее изученным районом добычи нефти с точки зрения трансформации природных комплексов в результате механических нарушений поверхности, гидродинамических изменений геологической среды и гидрохимических воздействий на отдельные компоненты ландшафтов или природно-территориальные комплексы в целом (Солнцева, 1988).

Параметры таких систем как геологическая среда отличаются чрезвычайной сложностью и их исследование невозможно полностью выполнить теоретически или исчерпывающее представить математическими моделями без сильных упрощений, поэтому для решения геоэкологических задач все чаще применяются экспертные методы. При разработке методики оценки потенциального воздействия нефти на геологическую среду использованы методы экспертных оценок, позволяющие объединить, и учесть профессиональный опыт, знания и интуицию специалистов разных областей знаний, необходимых для всестороннего изучения вопроса и эффективного решения поставленных в работе задач.

Предлагаемая методика является частью комплексного продукта по оценке состояния природной среды в зонах разработки, добычи и транспортировки нефти в прибрежной зоне Баренцева моря. Анализ степени возможного негативного воздействия нефти с точки зрения ее свойств и состава на геологическую среду основан на применении балльных оценок. Это позволило унифицировать единицы измерения и посредством экспертной оценки установить весовые коэффициенты влияющих факторов методом попарного сравнения для уточнения принятой модели.

4.1.2 Влияющие факторы

По характеру влияния природных процессов на объекты транспортной инфраструктуры все ограничивающие факторы можно разделить на группы (Юдахин, Губайдуллин, Коробов, 2002): экологические, гидрометеорологические, геологические, навигационные, военные, технико-экономические и социальные. При оценке потенциального негативного воздействия нефти на геологическую среду основная роль отводится группе экологических факторов.

Для осуществления количественного анализа влияющие факторы необходимо было представить в числовом виде посредством выработки системы критериев, показателей и факторов. Под влияющими факторами понимаются характеристики нефти, которые в наибольшей степени описывают исследуемый процесс и отвечают требованиям поставленной задачи.

В качестве влияющих факторов приняты эколого-геохимические характеристики и физические свойства нефти, являющиеся, по мнению ряда авторов, первостепенными компонентами негативного воздействия на природную и в том числе на геологическую среду, влияние, опасность и важность учета которых подробно рассмотрена в третьей главе:

- плотность нефти при 20 °С;

- содержание легких фракций, выкипающих до 200 °С;

- массовая доля парафина;

- содержание смолисто-асфальтеновых веществ;

- массовая доля серы;

- массовая доля сероводорода.

В качестве показателей приняты нетождественные величины. Выбор критериев определялся наиболее негативными последствиями загрязнения данными компонентами рассматриваемой территории и доступностью информации, т.е. все предложенные для оценки физико-химические показатели нефти определяются на стадии разведки месторождений, что не требует дополнительных специальных исследований для проведения первичной оценки потенциальной опасности нефти.

4.1.3 Основа и структура методики

Особенностью поставленной задачи является необходимость учета нескольких показателей, выраженных различными единицами измерений. Поэтому в рассмотренной методике приняты балльные оценки, позволяющие снизить размерность исследуемой системы и найти интегральные характеристики природных и природно-техногенных объектов для их объективного сопоставления между собой. Идея метода основана на том, что. каждый фактор, независимо от единиц измерения, оценивается в баллах. Балльные оценки факторов имеют вертикальный характер, т.е. берется один фактор, и по выбранному способу для каждой альтернативы оценивается его величина. Баллы возрастают по мере увеличения значения фактора. Альтернативы сравниваются между собой по общей сумме набранных баллов I_L:

(4.1)

где L=1…m - количество альтернатив, p_i - оценка фактора в баллах, I = 1…n - количество факторов.

Чем выше индекс L, тем хуже ситуация.

Преимущество балльной классификации заключается в ясности интерпретации результатов: чем хуже условия, тем выше балл, тем хуже альтернатива (или участок).

Однако этот метод обладает и весьма существенными недостатками. Во-первых, он не учитывает различный вклад факторов в конечный результат, т.е. все факторы полагаются равнозначными, что может привести к искажению реальной ситуации. Во-вторых, одинаковая сумма баллов может быть получена вследствие различного сочетания балльных оценок, что дает формальное основание отнести объекты с одинаковой суммой к одному классу, хотя на самом деле это не так. Тем не менее, это обстоятельство не является кардинальным препятствием для проведения классификации, поскольку всегда можно ввести дополнительные критерии для разделения объектов, хотя это приводит к усложнению классификационной модели (Юдахин, Губайдуллин, Коробов, 2002).

Принцип построения шкалы разработан под конкретную задачу классификации. В данной методике шкала балльных оценок разработана с использованием шкал обозначения типа и класса нефти по ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия, Инструкции по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (утв. ГКЗ СССР 14.10.1983 г.) и других классификаций, имеющихся в литературе. Для целей наших исследований наиболее подходящей представляется обобщенная классификация нефти, основанная на учете основных физических характеристик и показателей химического состава (Губайдуллин, Крайнева, 2014).

Одной из наиболее важных характеристик нефти является ее плотность. Данный показатель используется и контролируется на всех этапах технологической цепочки от разработки проекта по освоению месторождения до поступления на потребительский рынок. Общедоступность и достаточно высокая информативность данной величины послужили причиной включения ее как первого параметра, входящего в методику. Основываясь на классификации, приведенной в ГОСТ Р 51858-2002, можно сделать вывод, что большая часть нефти, добываемой в рассматриваемом регионе, по показателю «плотность» является средней, тяжелой и битуминозной, редко легкой, в связи с этим, по параметру «плотность», согласно ГОСТ Р 51858 п.4.3 приняты граничные значения, соответствующие определенному нами диапазону и равные 850, 870 и 895 кг/м³.

Легкая фракция нефти, включающая низкомолекулярные метановые (алканы), нафтеновые (циклопарафиновые) и ароматические углеводороды является наиболее подвижной и токсичной частью нефти. Кроме того, по количеству легких фракций можно определить состав загрязнителя и судить о количестве содержащихся в нефти ароматических углеводородов. Граничные значения для оценки данного фактора также приняты по ГОСТ Р 51858.

Массовая доля парафина в нефти - важная характеристика при изучении нефтяных разливов на почвах. Парафин нетоксичен, однако, переходя в твердое состояние, он лишает почву возможности свободного влагообмена и дыхания, что в свою очередь может привести к полной деградации биоценоза (Губайдуллин, Иванов, 2006). Для оцениваемого параметра «содержание парафина» приняты граничные значения по ГОСТ 11851. При содержании парафина до 1,5 % параметру будет соответствовать 1 балл, в диапазоне от 1,51 до 6,0 % - 2 балла, а при значении более 6,0 % - 3 балла.

Особый интерес для многих исследователей представляют смолисто-асфальтеновые вещества, воздействие которых подробно рассмотрено в третьей главе. Для суммарного учета данных компонентов с формулировкой «смолисто-асфальтеновые вещества» по классификации Конторовича и др. (1975) приняты следующие граничные значения с соответствующим присвоением баллов: до 10 % САВ суммарно - 1 балл; от 10 до 20 % - 2 балла и при содержании САВ более 20 % - 3 балла (Губайдуллин, Крайнева, 2014).

При рассмотрении в оценке массовой доли серы для присвоения баллов приняты граничные значения, приведенные в ГОСТ Р 51858-2002 п.4.3, где нефти по содержанию серы подразделяется на классы. Так для малосернистой нефти с массовой долей серы до 0,60 % включительно будет соответствовать величина - 0 баллов; от 0,61 до 1,80 % - 1 балл; от 1,81 до 3,50 % - 2 балла и для особо высокосернистой нефти с массовой долей серы свыше 3,50 % - 3 балла.

По содержанию сероводорода в основу экспертной оценки положена упрощенная классификация по ГОСТ Р 51858 п.4.5 прим.2, где нефти с массовой долей сероводорода «менее 20 млн^-1» считаются не содержащими сероводород. Соответственно при содержании сероводорода в нефти более 20 млн^-1 параметру присваивается 3 балла по оценочной шкале, а при значении менее 20 млн^-1, характеризуемое как «отсутствие» - 0 баллов.

На основе представленных граничных значений произведено распределение баллов по предложенным компонентам (таблица 4.1). В зависимости от значений каждому параметру присваивается определенное количество баллов, которые в итоге суммируются. На основании суммарного количества баллов можно судить о степени потенциальной опасности нефти для геологической среды, как по отдельным добычным скважинам и по месторождению в целом (Губайдуллин, Калашников, Макарский, 2008), так и для крупных нефтепромыслов и транспортных магистралей.

Таблица 4.1 - Балльная оценка параметров

Баллы	0	1	2	3
Плотность, кг/м3	до 850,0	850,1…870,0	870,1…895,0	более 895
Легкие фракции, %		до 21	21…27	более 27
Парафин, %		до 1,5	1,5…6	более 6
САВ, %		до 10	10…20	более 20
Сера, %	до 0,60 вкл.	0,61…1,8	1,81…3,5	более 3,5
Н2S	отсутствует			присутствует

Такая оценка позволяет наглядно выявить наиболее уязвимые с точки зрения воздействия на среду участки, однако специфичность региона требует внесения в оценку дополнительных условий. Поэтому для повышения точности модели оценки, а также для сопоставления значимости влияющих факторов между собой была проведена процедура экспертной оценки по установлению весовых коэффициентов для каждого влияющего фактора. Это дает возможность учесть экспертные мнения об особенностях взаимодействия нефти, с учетом ее компонентного состава, с геологической средой прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря.

4.1.4 Определение весовых коэффициентов методом экспертных оценок

Весовые коэффициенты по своей сути являются множителями, корректирующими значения параметров системы в зависимости от их значимости, или оценками вклада факторов (компонентов системы) в конечный результат (Беляев, Кондуфорова, 1990; Бондур, 1993).

Весовые коэффициенты k в экспертных методах находятся на основании экспертных оценок методом анализа иерархий. Для проведения такой оценки производится подбор экспертов. Имеется несколько подходов подбора кандидатов для включения в экспертную группу. В данной работе для этой цели был использован априорный метод взаимного оценивания. Для этого отобранной группе кандидатов, специализирующихся по тематике проводимого автором исследования, было предложено составить оценочные списки кандидатов, предложенных для включения в экспертную группу. При этом для каждого кандидата была подготовлена краткая информация о круге научных интересов, проводимых исследованиях и обобщенного обзора публикаций.

В результате проведенного взаимного оценивания предпочтения для включения в экспертную группу было отдано тем кандидатам, рейтинг которых был наивысшим. Таким образом, был определен круг лиц для участия в опросе (краткая информация об участниках опроса представлена в Приложении).

Далее для сформированной группы экспертов были четко сформулированы цели решаемой задачи и сообщены критерии и показатели, которые будут применены для оценки факторов.

Экспертам было предложено оценить (сравнить) между собой влияющие факторы по некоторой балльной шкале, от 1 до 10:

(4.2)

где у - оценка выходного качества объекта, полученная j-го эксперта, п - количество объектов, т - число экспертов.

Шкала балльной оценок является относительной и допускает произвольные преобразования, т.е. баллы могут быть любыми числами. Главное требование к оценочной шкале заключается в том, чтобы она давала возможность однозначно сопоставлять объекты между собой (Коробов, 2008). Для сравнения было предложено использовать специальную оценочную шкалу (Саати, Кернс, 1991), представленную в таблице 4.2, которая позволяет тщательно проанализировать какой из двух сравниваемых факторов в большей степени, по мнению эксперта, опасен для геологической среды района исследования.

Таблица 4.2 - Иерархия экспертных сравнений соотношения факторов (Саати, Кернс, 1991)

Балл	Суждение	Пояснение
1	Равная важность	Равный вклад факторов
2	Промежуточное	-
3	Умеренное превосходство	Опыт и суждение дают легкое превосходство одного фактора над другим
4	Промежуточное	-
5	Существенное превосходство	Сильное превосходство одного фактора над другим
6	Промежуточное	-
7	Значительное превосходство	Имеется практически значительное превосходство одного фактора над другим
8	Промежуточное	-
9	Очень сильное превосходство	Имеется значительное превосходство одного фактора над другим

Перед экспертами стояла задача сравнить влияющие факторы попарно по отношению к их воздействию («весу») исключительно друг с другом (табл. 4.3). При заполнении матрицы результаты были представлены в виде дроби, где в числителе - основной сравниваемый (строчный или горизонтальный) фактор, а в знаменателе - тот фактор, относительно которого производится сравнение (вертикальный).

При проведении оценки эксперты (список экспертов см. в Приложении) анализировали и сравнивали, как предложенные в таблице 4.1 факторы влияют на геосистемы прибрежной зоны Баренцева моря, а также токсичность и опасность для геологической среды различной по составу и свойствам нефти. Также учитывалось негативное влияние присутствующих в нефти химических элементов и их соединений на состояние и безаварийное функционирование технологического оборудования (интенсификация коррозионных процессов и др.).

Каждое суждение кодировалось числом от 1/9 до 9. Например, если придано существенное превосходство фактора (например, содержание САВ) над фактором (например, содержание легких фракций), то полагают в матрице парных сравнений Пример заполнения такой матрицы приведен в таблице 4.3.

Суть обработки матрицы заключается в разложении: , где . Цель - определение компонент вектора весов , что позволяет ранжировать критерии .

Аппроксимацию весов можно осуществить несколькими способами. Одним из возможных подходов к аппроксимации вектора весов может служить путь вычисления собственного вектора матрицы парных сравнений, который равен соответствующему максимальному собственному числу.

Таблица 4.3 - Матрица парных сравнений групп факторов (пример)

Факторы	Плотность нефти при 20 °С	Содержание легкой фракции, выкипающей до 200 °С	Массовая доля парафина	Содержание смолисто-асфальтеновых веществ	Массовая доля серы	Содержание сероводорода (Н2S)
Плотность нефти при 20 °С	1	1/3	1	1/7	1/3	1/5
Содержание легкой фракции, выкипающей до 200 °С	3	1	1	1/5	1	3
Массовая доля парафина	1	1	1	1/3	3	1
Содержание смолисто-асфальтеновых веществ	7	5	3	1	5	3
Массовая доля серы	3	1	1/3	1/5	1	1/5
Содержание сероводорода (Н2S)	5	3	1	1/3	5	1

Необходимо отметить, что иногда удается получить весовые коэффициенты прямым расчетом. Это возможно только в тех случаях, когда удается установить прямую связь между влияющими факторами на основании статистических оценок.

Осреднение весовых коэффициентов. Найденные в результате обработки экспертных суждений весовые коэффициенты представляют собой прямоугольную матрицу K=(k_n,m), в которой количество столбцов n равно количеству факторов, а количество строк m соответствует числу экспертов. Задача заключается в нахождении вектора осредненных оценок весовых коэффициентов. Такая задача может быть решена несколькими способами.

Наиболее простой оценкой является среднее арифметическое . Осреднение проводится для каждого фактора в отдельности. Такое осреднение допускается проводить в тех случаях, когда плотность распределения k_i симметрична или сами коэффициенты практически однородны. Тогда и оценка будет несмещенной. При асимметричных плотностях распределения или наличии хотя бы одного-двух резких отклонений экспертных суждений следует использовать другие оценки.

Вместе с матрицей парных сравнений была выполнена оценка качества работы экспертов. При использованном методе анализа иерархий для нахождения весовых коэффициентов влияющих факторов качество работы экспертов определялось по индексу согласованности (ИС), который дает информацию о степени нарушения численной согласованности экспертных суждений.

Индекс согласованности в каждой матрице и для всей иерархии можно приближенно оценить, используя формулу:

, (4.3)

где - собственное число, - число сравниваемых элементов.

Сравним ИС с величиной, полученной при случайном выборе количественных суждений из шкалы 1/9, 1/8, …, 1, 2, …, 9, но при образовании обратносимметричной матрицы. Средние согласованности (СС) для случайных матриц разного порядка приведены в (табл. 4.4).

Таблица 4.4 - Средние согласованности для случайных матриц разного порядка

N	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
СС	0	0	0,58	0,90	1,12	1,24	1,32	1,41	1,45	1,49

Если разделить ИС на СС для матрицы того же порядка, то получим отношение согласованности (ОС):

. (4.4)

Качество каждого эксперта было оценено по величине ОС. В случаях, когда рассматривается сложная и зависящая от большого количества факторов система, верхняя граница отношения согласованности принимается на уровне не более 20 %. При превышении ОС установленных пределов, результаты оценки эксперта к дальнейшему рассмотрению не принимались.

В результате обработки экспертных суждений, выраженных заполненными матрицами, для каждого из предложенных влияющих факторов был установлен свой весовой коэффициент (табл. 4.5).

Таблица 4.5 - Весовые коэффициенты влияющих факторов (Губайдуллин, Крайнева, 2014)

№	Влияющие факторы (свойства нефти)	Эксперты	Среднее
		1	2	3	4	5	6	7
1	Плотность	0,1392	0,0708	0,0356	0,0558	0,0490	0,0463	0,0558	0,0485
2	Содержание легких фракций	0,0247	0,1906	0,3265	0,1524	0,1528	0,2029	0,1524	0,1974
3	Массовая доля парафина	0,1405	0,1264	0,1092	0,1279	0,2366	0,0546	0,1279	0,1313
4	Смолисто-асфальтеновые вещества	0,1744	0,3921	0,1623	0,4120	0,4074	0,1567	0,4120	0,3101
5	Массовая доля серы	0,0704	0,0857	0,0634	0,0817	0,0899	0,0799	0,0817	0,0793
6	Сероводород	0,4508	0,1344	0,3029	0,1701	0,0643	0,4596	0,1701	0,2334
*	Коэффициент согласованности, %	42,2	36,6	7,1	14,5	9,4	3,9	14,5	9,9

*К дальнейшей обработке были приняты оценки экспертов с коэффициентом согласованности менее 20%.

Полученное с учетом весовых коэффициентов выражение для расчета суммарных балльных оценок имеет вид:

(4.5)

где j - количество ячеек; k - весовые коэффициенты влияющих факторов; p - балльные оценки показателей факторов; i - порядковый номер каждого из шести влияющих факторов.

Наиболее значимыми, по мнению экспертов, оказались такие факторы как содержание в нефти смолисто-асфальтеновых веществ (0,31), присутствие сероводорода и содержание легких фракций, выкипающих до 200 °С (рис. 4.1). Наименее значимым влияющим фактором определен показатель характеризующий плотность нефти (0,05).

Рисунок 4.1 - Усредненные весовые коэффициенты влияющих факторов

Далее путем шкалирования показателей строится оценочная шкала классификации нефти по уровню ее воздействия на геологическую среду, согласно которой проводится дальнейшее районирования исследуемой территории.

4.2 Принципы районирования территории по степени потенциального воздействия углеводородов на геологическую среду прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря

Районирование исследуемой территории по уровню потенциального негативного воздействия нефти на геологическую среду, является важным этапом оценки. Оно дает наиболее наглядные результаты в виде карт, которые могут быть использованы непосредственно предприятиями на различных этапах освоения месторождений углеводородов, а также строительства и эксплуатации нефтетранспортных магистралей. Существенным достоинством районирования является удобство интерпретации результатов по построенным картам, так как все факторы представлены в виде единой бальной оценки и имеют определенный цвет или текстуру заливки, в зависимости от уровня потенциальной опасности воздействия загрязнителя на геологическую среду.

Имеющееся в настоящее время комплексное ландшафтно-геохимическое районирование территории СССР, проведенное в 1983 году, позволило выделить 26 прогнозных ландшафтно-геохимических областей, включающих 124 района (Глазовская, 1988). Оно заключалось в выделении и типологии ландшафтно-геохимических прогнозных областей и районов, различающихся: 1) по составу добываемой нефти и пластовых вод и 2) по типам технобиогеомов, на которых осуществляется или будет производиться в будущем добыча нефти и газа.

При проведении в 2007 году районирования территории Российской Федерации по типам изменений природной среды при добыче и транспортировке нефти учитывались условия трансформации, рассеяния и аккумуляции нефти, тип возможных изменений природной среды при данном техногенном воздействии, а также состав нефти на данном конкретном участке нефтегазоносного бассейна. При этом нефть исследуемого в данной работе района оценивались средним показателем как «легкая малопарафинистая» (Глазовская, Пиковский, 2007).

Разработанные карты являются весьма информативными, но ввиду мелкого масштаба исполнения, требуют более детального изучения и составления схем районирования отдельных малоизученных районов и перспективных нефтегазоносных областей.

Кроме того, согласно выполненным во второй главе исследованиям мы видим, что нефть месторождений прибрежной зоны по составу и свойствам существенно отличается от принятых в качестве средних для всего севера ТПП «легких малопарафинистых». Поэтому более крупномасштабное районирование таких перспективных нефтегазоносных провинций как Тимано-Печорская, имеет высокую степень актуальности, в том числе в соответствии с энергетической стратегией Российской Федерации на период до 2030 года.

Для проведения районирования на основании результатов применения рассматриваемой нами методики исследуемая территория разбивается на участки, размер которых зависит от требуемой точности оценки, а также от детальности исходных данных и диапазона характеристик оцениваемой нефти. Для каждого участка производится оценка влияющих факторов (характеристик нефти) в зависимости от их величины, согласно граничным значениям, приведенным в таблице 4.1, после чего путем прямого суммирования (формула 3.1) вычисляется общий балл, характеризующий нефть в пределах оцениваемого участка. Аналогичные расчеты производятся для каждого выделенного участка. В зависимости от поставленной задачи, итоговый суммарный балл может быть вычислен с учетом установленных экспертным путем весовых коэффициентов, необходимых для более точного проведения оценки потенциальной опасности нефти для геологической среды.

На основе полученных итоговых суммарных оценок разрабатывается шкала, которая устанавливает соответствие между суммарной балльной оценкой и категориями геоэкологического состояния территории. В качестве такой шкалы принято ранжирование по трем уровням потенциальной опасности нефти (Губайдуллин, Иванов, 2006). При этом тип «воздействия» (опасности) определяется нечеткими переменными, получившими названия лингвистических, а именно:

– «незначительный» - при итоговой суммарной оценке до 10 баллов включительно;

– «средний» - от 10 до 12 баллов включительно;

– «высокий» - при суммарной оценке более 12 баллов.

Соответствующая «незначительному» уровню воздействия нефть характеризуется, как правило, низкими значениями плотности (850-870 кг/м³), со средним содержанием парафина (1,5-6 %) и смолисто-асфальтеновых веществ (10-20 %) и не содержит сероводород. Такому уровню воздействия соответствует товарная нефть Южно-Хыльчуюского месторождения.

При «среднем» уровне воздействия нефть может сильно различаться по составу и имеет повышенное содержание одного или нескольких компонентов с возможным присутствием сероводорода. Нефть, характеризуемая высоким уровнем опасности, отмечается высоким и повышенным содержанием компонентов большей части влияющих факторов, повышенным содержанием токсичных компонентов и присутствием сероводорода. «Высокий» уровень опасности характерен для усредненных показателей качества нефти Перевозного, Торавейского и Мядсейского месторождений.

На завершающем этапе выполняется районирование территории, посредством нанесения на карту суммарных балльных оценок, приведенных в соответствие со шкалой. Установленные по шкале уровни воздействия на карте могут быть отражены как цветом, по общепринятой тональности (зеленый - незначительный уровень воздействия, желтый - средний и красный - высокий), так и штриховкой. Таким образом, полученные по каждому участку оценочные баллы являются основой для районирования территории по уровню потенциальной опасности нефти.

В качестве примеров реализации разработанной методики с последующим районированием территории, рассмотрена система межпромысловых нефтепроводов, а также отдельных месторождений (Крайнева, Губайдуллин, 2014), расположенных в прибрежной зоне юго-восточной части Баренцева моря. Произведена оценка потенциальной опасности добываемой и транспортируемой нефти в зависимости от ее состава и физико-химических свойств и по ее результатам выполнено районирование территории по уровню потенциальной опасности нефти для геологической среды в случае аварийных разливов.

4.3 Результаты оценки воздействия нефти в пределах отдельных месторождений и транспортного коридора при перекачке флюида

Подробный анализ отдельных нефтяных месторождений, расположенных в районе исследования, выполненный во второй главе, позволил применить имеющиеся данные для проведения оценки месторождений по площади и по разрезу продуктивных пластов.

Так, например, для осуществления оценки лицензионная площадь Варандейского месторождения была разбита на участки размерами 0,5х0,5км, характеризующиеся схожестью компонентного состава добываемой нефти и близостью расположения действующих добычных скважин. На основе граничных значений, приведенных в таблице 4.1, каждому параметру (табл. 4.6) на различных участках было присвоено соответствующее количество баллов. Полученные путем прямого суммирования оценки послужили основой для районирования площади месторождения по степени негативного воздействия углеводородов на природную среду, обусловленного их свойствами (рис. 4.2). Нефть, добываемая с большей части продуктивных скважин, по уровню потенциальной опасности характеризуется «незначительной» величиной. Однако за счет высокого содержания смолисто-асфальтеновых веществ (табл. 4.6) при применении весовых коэффициентов (см. табл. 4.5), позволяющих акцентировать оценку степени потенциального негативного воздействия нефти на геологическую среду прибрежной зоны, более чем на 60 % оцениваемых участков уровень потенциального воздействия изменился до «высокого» (рис. 4.3).

Ранее, во второй главе на примере Торавейского месторождения было показано, насколько состав и свойства нефти могут варьироваться в пределах одного продуктивного пласта. Здесь целесообразно вернуться к этому вопросу, чтобы наглядно показать насколько такой диапазон характеристик залегающей на месторождении нефти (рис.2.12 а,б,в) может повлиять на степень потенциальной опасности после извлечения ее на поверхность из отдельных пластов.

Рисунок 4.2 - Схема районирования территории Варандейского месторождения по уровню возможного воздействия геологическую среду при разливе нефти на поверхности (простое суммирование): 1 - береговая линия; 2 - оцениваемые скважины; 3 - все скважины месторождения; уровни потенциального воздействия нефти на геологическую среду: 4 - незначительный, 5 - средний, 6 - высокий; 7 - границы месторождения

Таблица 4.6 - Данные по составу и свойствам нефти Варандейского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г.

№ скв.	Плотность, кг/м3	Содержание легких фракций, %	Массовая доля парафина, %	Смолисто-асфальтеновые вещества, %	Массовая доля серы, %	Сероводород
3	899,1	17,6	0,6	21,9	2,05	отс.
9	912,3	17,6	1,0	19,5	1,55	отс.
10	895,9	18,2	0,4	19,5	2,05	отс.
11	904,7	16,5	0,7	21,7	2,05	отс.
13	901,9	17,6	0,5	20,6	2,05	отс.
1001	906,8	13,1	1,7	19,6	2,11	отс.
1003	905,7	11,8	1,3	22,2	1,59	отс.
1005	897,4	16,7	1,9	27,0	2,05	отс.

Рисунок 4.3 - Схема районирования территории Варандейского месторождения по результатам экспертной оценки с учетом весовых коэффициентов влияющих факторов: 1 - береговая линия; 2 - оцениваемые скважины; 3 - все скважины месторождения; уровни потенциального воздействия нефти на геологическую среду: 4 - незначительный, 5 - средний, 6 - высокий; 7 - границы месторождения

Для этого мы воспользовались имеющимся геологическим разрезом месторождения по линии скважин №№22, 30, 104, 21, 105, 31, 24, 23 (рис. 2.11), приняв каждый продуктивных пласт за один оцениваемый участок. Однако, ввиду того, что диапазон разброса характеристик нефти в пределах каждого пласта достаточно велик, мы отдельно рассмотрим два варианта оценки: один - по наименьшим значениям характеристик нефти для каждого пласта, второй - по максимальным. Кроме того, для обеспечения полноты представления данных, параллельно для каждого варианта оценки мы также рассмотрим полученные результаты с учетом весовых коэффициентов.

Для выполнения такой оценки аналогично предыдущему примеру на основе граничных значений, приведенных в таблице 4.1, каждому влияющему фактору с наименьшим показателем в пределах установленных участков было присвоено соответствующее количество баллов. Баллы по каждому участку суммировались, и с учетом принятой оценочной шкалы произведена оценка участков (в данном примере - продуктивных пластов).

На рисунке 4.4а представлен разрез Торавейского месторождения с оценкой нефти по минимальным значениям физико-химических характеристик по каждому продуктивному пласту, на рисунке 4.4б - результаты оценки по минимальные значения факторов с учетом весовых коэффициентов, вычисленных по формуле 4.5.

Как видно по цветовому распределению, до применения весовых коэффициентов уровень потенциальной опасности нефти (при извлечении ее на поверхность раздельно, т. е. из одного пласта) может быть как «незначительным» (пласт Р₁), так «средним» и «высоким» (пласт Т₁₊₂). Однако при уточнении модели за счет применения весовых коэффициентов степень опасности нефти из пластов Т_1-1, Т_2-1 и Т_2-2 становится «высокой». Поэтому с целью снижения уровня потенциальной опасности нефти для геологической среды при извлечении нефти на поверхность можно рекомендовать выполнение разработки этих пластов одновременно с пластами, имеющими меньший уровень опасности флюида с учетом результатов проведенной оценки. Кроме того, полученные результаты позволяют рассмотреть возможные более экологически безопасные варианты хранения добытой нефти и подготовки ее к дальнейшей транспортировке.

а. б.

Рисунок 4.4 - Результаты оценки Торавейского месторождения по разрезу продуктивных пластов (наименьшие значения): а) простое суммирование баллов, б) оценка с учетом весовых коэффициентов

Второй вариант оценки Торавейского месторождения был произведен по аналогии с первым, но характеристики нефти в данном случае учитывались максимальные из установленных по каждому продуктивному пласту. В результате оценки максимальных показателей характеристик нефти (рис. 4.5 а) по данным суммирования баллов нефть трех из восьми пластов была оценена как «средняя» (Р₁, Т_1-1, Т_1-4) по уровню потенциальной опасности (Крайнева, Губайдуллин, 2014).



Рисунок 4.5 - Результаты оценки Торавейского месторождения по разрезу продуктивных пластов (максимальные значения): а) простое суммирование баллов, б) оценка с учетом весовых коэффициентов

После применения к полученным результатам весовых коэффициентов (рис. 4.5 б) все пласты месторождения были охарактеризованы «высоким» уровнем опасности флюида при его добыче для приповерхностной части геологической среды прибрежной зоны в случае аварийного разлива.

В дальнейшем, при оценке Торавейского месторождения в составе нефтетранспортного коридора для него применяются усредненные по всем пластам характеристики нефти с учетом утвержденных запасов, которые также оценены «высоким» уровнем потенциальной опасности флюида для геологической среды.

Результаты проведенной оценки Торавейского месторождения показали, что свойства и состав нефти, а вместе с ними и уровень потенциальной опасности для геологической среды может существенно меняться в пределах каждого нефтеносного пласта и месторождения в целом. Поэтому, более научно-обоснованный подход к разработке месторождения по результатам оценки, позволяет контролировать и минимизировать потенциальную опасность нефти при ее добыче за счет очередности ввода в работу продуктивных пластов, а также анализировать варианты более экологически безопасного ее хранения и транспортировки.

Аналогичная оценка потенциальной опасности перекачиваемой нефти в зависимости от ее свойств и состава произведена также для системы межпромысловых нефтепроводов, расположенной преимущественно в прибрежной зоне юго-восточной части Баренцева моря. Выбранный транспортный коридор является одним из наиболее производительных межпромысловых нефтепроводов, по которому осуществляется перевалка около 10 млн.т. нефти в год с месторождений севера Тимано-Печорской провинции через морской причал в нефтеналивные танкеры. Природные условия расположения линейного объекта характеризуются избыточным увлажнением, равнинным рельефом, наличием многолетнемерзлых пород и непосредственной близостью береговой линии, что является одним из определяющих факторов при оценке масштабов возможного воздействия нефтетранспортной инфраструктуры на экосистему региона.

Для осуществления оценки рассматриваемый транспортный коридор был разбит на участки 5х5км (Губайдуллин, Крайнева, 2014), характеризующиеся схожестью компонентного состава добываемой и транспортируемой нефти (табл. 4.7). Для каждого участка выполнена оценка влияющих факторов в соответствии с граничными значениями, приведенными в таблице 4.1. После чего путем простого суммирования по формуле 3.1 вычислен суммарный балл, характеризующий нефть в пределах каждого выделенного нами участка. По результатам полученных баллов, в соответствии с принятой оценочной шкалой, выполнено районирование территории по степени негативного воздействия углеводородов на геологическую среду (рис. 4.7). Результаты такой суммарной оценки позволили сделать следующие выводы.

Рисунок 4.7 - Районирование нефтетранспортного коридора по результатам оценки путем простого суммирования баллов: 1 - нефтяное месторождение; 2 - межпромысловый нефтепровод; 3 - строящийся нефтепровод; уровни потенциального воздействия нефти на геологическую среду: 4 - незначительный, 5 - средний, 6 - высокий.

Таблица 4.7 - Данные о свойствах и составе нефти перекачиваемых в пределах оцениваемого транспортного коридора

Участки характеризующиеся схожестью свойств и состава нефти	Плотность,кг/м3	Содержание легких фракций, %	Массовая доля парафина, %	САВ, %	Массовая доля серы, %	Сероводород
Медынское м-е
Перевозное м-е	901,1	13,0	3,3	24,8	1,10	прис.
Медынское, Тобойское, Перевозное, Мядсейское м-я	901,1	14,0	6,9	24,8	1,70	прис.
Варандейский нефтяной отгрузочный терминал (апр.2013)	838,9	21,9	7,9	9,7	0,55	отс.
Перевозное, Тобойское, Мядсейское м-я	901,1	14,0	6,9	24,8	1,70	прис.
Тобойское, Мядсейское м-я	883,4	14,0	6,9	17,6	1,70	прис.
Варандейское м-е	915,4	13,2	1,2	16,3	2,10	отс.
Установка подготовки нефти «Варандей», Варандейский нефтяной отгрузочный терминал (апр.2013)	915,4	23,9	12,7	24,8	5,50	прис.
Мядсейское м-е	883,4	14,0	2,4	17,6	1,70	прис.
Варандейское, Торавейское, Южно-Хыльчуюское, Инзырейское м-я	919,1	23,2	12,7	19,1	2,20	прис.
Торавейское м-е	919,1	12,2	1,2	19,1	2,20	прис.
М-е им. Р. Требса	851,3	23,9	8,9	8,3	0,90	отс.
М-е им. Р. Требса, Варандейское, Южно-Хыльчуюское, Инзырейское м-я	915,4	23,9	12,7	16,3	2,10	отс.
М-е им. Р. Требса, Южно-Хыльчуюское, Инзырейское м-я	851,3	23,9	12,7	8,3	0,90	отс.
Южно-Хыльчуюское, Инзырейское м-я	850,7	23,2	12,7	5,0	0,80	отс.
Южно-Хыльчуюское м-е	850,7	17,3	3,0

Подобные документы

• Физико-химические свойства нефти и газа

  Исследование геологической природы нефти и газа. Изучение плотности, вязкостных свойств, застывания и плавления, загустевания и размягчения, испарения, кипения и перегонки нефти. Групповой химический состав нефти. Физические свойства природного газа.
  
  реферат [363,1 K], добавлен 02.12.2015
  

• Технология добычи нефти и газа

  Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Нефть: химический состав, физические свойства, давление насыщения, газосодержание, промысловый газовый фактор. Технологический процесс добычи нефти и природного газа.
  
  контрольная работа [367,2 K], добавлен 22.01.2012
  

• Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

  Извлечение нефти из пласта. Процесс разработки нефтяных и газовых месторождений. Изменение притока нефти и газа в скважину. Механические, химические и тепловые методы увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны. Гидравлический разрыв пласта.
  
  презентация [1,8 M], добавлен 28.10.2016
  

• Методические рекомендации по подготовке и написанию дипломного проекта по специальности "Геология нефти и газа"

  Основные технико-экономические показатели геолого-разведочных работ. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. Нефтегазовый комплекс России. Состав и параметры нефти. Месторождения нефти и газа. Типы залежей по фазовому составу. Понятие ловушки.
  
  презентация [20,4 M], добавлен 10.06.2016
  

• Происхождение нефти и газа

  Исторические сведения о нефти. Геология нефти и газа, физические свойства. Элементный состав нефти и газа. Применение и экономическое значение нефти. Неорганическая теория происхождения углеводородов. Органическая теория происхождения нефти и газа.
  
  курсовая работа [3,2 M], добавлен 23.01.2013
  

• Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

  Общие сведения, геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения. Физико-гидродинамическое описание продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды, оценка их запасов. Пути повышения эффективности проведения ОПЗ.
  
  дипломная работа [4,0 M], добавлен 23.08.2008
  

• Разработка нефтяного месторождения Сазанкурак

  Площадка вахтового поселка и нефтеналивного железнодорожного терминала. Степень воздействия производства на компоненты окружающей природной среды. Свойства и состав нефти, газа. Расчет пластового давления. Эксплуатация газовых, конденсатных месторождений.
  
  курсовая работа [122,8 K], добавлен 13.03.2013
  

• Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа

  Залегание нефти, воды и газа в месторождении. Состав коллекторов, формирование и свойства. Гранулометрический состав пород, пористость, проницаемость. Коллекторские свойства трещиноватых пород. Состояние остаточной воды в нефтяных и газовых коллекторах.
  
  учебное пособие [3,1 M], добавлен 09.01.2010
  

• Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти на примере Приобского месторождения

  Геолого–физическая характеристика объекта АС10 южной части Приобского месторождения. Характеристика фонда скважин и показатели их эксплуатации. Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти. Анализ чувствительности проекта к риску.
  
  дипломная работа [3,5 M], добавлен 25.05.2014
  

• Воздействие нефти на гидросферу Земли

  Химический состав нефти, ее влияние на окружающую среду. Источники загрязнения гидросферы. Поведение нефти в водной среде. Влияние донных отложений на распад углеводородов. Биологические и химические изменения, связанные с загрязнением гидросферы нефтью.
  
  реферат [36,8 K], добавлен 28.06.2009
  

• Повышение нефтеотдачи пластов

  Масштабы добычи нефти и газа. Разработка месторождения со сложными геолого-физическими условиями. Увеличение полноты извлечения нефти. Паротепловая обработка призабойной зоны скважин. Тепловые методы повышения нефтеотдачи и внутрипластовое горение.
  
  реферат [499,7 K], добавлен 17.01.2011
  

• Поиск и разведка месторождений нефти и газа

  Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений. Этапы поисково-разведочных работ. Классификация залежей нефти и газа. Проблемы при поисках и разведке нефти и газа, бурение скважин. Обоснование заложения оконтуривающих разведочных скважин.
  
  курсовая работа [53,5 K], добавлен 19.06.2011
  

• Нефть в пластовых условиях

  Условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях. Физические свойства нефти. Главные свойства нефти в данных условиях, принципы и этапы отбора проб. Нефтенасыщенность пласта, характер и направления движения нефти внутри него.
  
  курсовая работа [1000,9 K], добавлен 19.06.2011
  

• Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.
  
  отчет по практике [4,5 M], добавлен 23.10.2011
  

• Добыча нефти из скважин

  Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013
  

• Технология сбора, подготовки и хранении нефти на ЦПНГ №5 "Гремиха" ОАО "Удмуртнефть"

  Геолого-технический наряд на бурение скважины. Схема промывки скважины при бурении. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды). Технологический режим работы фонтанных и газлифтных скважин. Системы и методы автоматизации нефтяных скважин.
  
  отчет по практике [3,1 M], добавлен 05.10.2015
  

• Топливно-энергетические ископаемые: (нефть, газ, уголь, горючие сланцы урановые руды). Современные проблемы их освоения и воздействия на окружающую геологическую среду

  Геология топливно-энергетических ресурсов - нефти, природного газа, угля, горючих сланцев, урановых руд. Современные проблемы освоения месторождений. Геофизические исследования при подземной разработке; воздействие на окружающую геологическую среду.
  
  реферат [31,8 K], добавлен 24.05.2014
  

• Ключевые гипотезы происхождения нефти и газа

  Анализ неорганической и органической теорий происхождения нефти и газа. Залегание нефти и газа в месторождении, состав коллекторов, их формирование и свойства. Проблемы коммерческой нефте- и газодобычи на шельфе Арктики, устройство ледостойких платформ.
  
  презентация [3,5 M], добавлен 30.05.2017
  

• Классификация нефти

  Химический и механический состав нефти в зависисости от месторождения. Нефти парафинового и асфальтового основания. Химическая классификация нефти по плотности и углеводородному составу. Геохимические, генетические и технологические классификации.
  
  презентация [128,6 K], добавлен 22.12.2015
  

• Анализ разработки пласта объекта Д3 "Западно-Коммунарское месторождение"

  Сведения о Западно-Коммунарском месторождении. Коллекторские свойства пласта. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Подсчет запасов нефти и газа. Характеристика системы воздействия на пласт. Определение эффективности разработки нефтяных залежей.
  
  курсовая работа [273,2 K], добавлен 23.10.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам