387

1.4. Сетевой. Основывается на компьютерных средствах, реализующих сетевую технологию.

Исследуя системы телекоммуникаций, в отдельности рассматривают компьютер-сервер и рабочие станции. Произведя индивидуальный анализ сервера и проанализировав информацию с него, эксперт переходит к исследованию рабочих станций и терминалов. Необходимо обратить внимание на некоторые особенности построения компьютерной сети, а именно, состоят ли машины в домене или в рабочей группе.

Если среди представленных на экспертизу компонентов про- граммно-аппаратного комплекса присутствует сетевое оборудование, то его следует рассматривать отдельно (в рамках сетевого шага экспертизы).

В результате компьютерно-технического этапа эксперт получает искомую информацию, которая будет востребована в последующих этапах судебно-кибернетической экспертизы.

2. Оценочный этап. В ходе этого этапа оценивается выгода для одной стороны (стороны, совершившей преступление) и ущерб для другой (стороны, против которой было совершенно преступление).

Ущерб может быть представлен в различных видах и имеет разные количественные и качественные характеристики в зависимости от его вида.

Классификация ущерба по видам в части качественных характеристик:

−сумма украденных денег (банковские преступления, подделка пластиковых карт, каких-либо ценных бумаг, документов);

−значимость охраняемой законом компьютерной информации при неправомерном доступе (взлом баз данных частных и государственных структур, незаконное изъятие информации с носителей, несанкционированныйдоступк персональным компьютерам ивсетиЭВМ);

−ущерб, нанесенный компаниям-разработчикам лицензионного программного обеспечения при нелегальном использовании их продукции;

−ущерботнезаконногоиспользованияавторскихисмежныхправ;

−ущерб от создания, использования и распространения вредоносных программ для ЭВМ.

11

Классификация ущерба по тяжести в части количественных характеристик:

−значительный (сумма ущерба превышает 50 000 рублей).

−малозначительный (сумма ущерба меньше 50 000 рублей).

Взависимости от нанесенного ущерба сторона, причинившая ущерб, несет уголовную или административную ответственность.

Выгоду, так же как и ущерб, можно рассматривать с разных сторон, но в основном она оценивается денежной суммой, полученной от совершенного преступления. Например, при использовании нелицензионной версии Windows выгода стороны, совершившей преступление, будет равна ущербу стороны, против которой было совершенно преступление в размере стоимости лицензионной версии Windows.

3. Технико-криминалистический этап. Он заключается в обна-

ружении скрытой или зашифрованной информации на материальных носителях и системном анализе информации. Производится исследование документов и их частей: если документ текстовый, изучается его содержание, устанавливаются размер шрифта, межстрочных интервалов, отступы абзаца и т.п., форматирование текста; если документ графический – его содержание, размер, форма изображения, качество изображения и другие характеристики графических изображений.

Также по мере возможного устанавливаются устройства, с помощью которых создавалась, редактировалась, записывалась, печаталась информация.

Эксперт проводит проверку зашифрованных файлов. Если для шифрования использовалась защита паролем, то для расшифровки требуется только время и специализированное программное обеспечение для расшифровки. Шифрование может быть и более сложным,

сиспользованием ключа и пароля. В этом случае программное обеспечение не поможет, т.к. без знания ключа или пароля расшифровать информацию невозможно. Ключ и пароль можно искать как в файлах на компьютере, так и в других материалах следствия. Также обязательна проверка упакованных файлов. Их следует проверить на наличие вредоносных программ.

Следует отметить, что иногда могут быть изменены имена и расширения файлов с целью преуменьшения их значимости.

Данные, полученные на этом этапе, очень важны и эффективно используются на комплексном этапе.

12

4.Автороведческий этап. На данном этапе производится сопоставление (под сопоставлением понимается сравнение программного кода) запатентованного программного продукта с продуктом, представленным на экспертизу.

При обнаружении полного либо частичного совпадения программных продуктов – оригинала и исследуемой копии, можно констатировать факт нарушения авторского права, если документы подтверждающие право на использование, не представлены. На этом этапе также производится оценка представленных документов, подтверждающих законное право на использование программного продукта.

5.Комплексный этап. Здесь экспертиза заключается в анализе результатов всех вышеописанных этапов. Полученная информация сравнивается с бумажными документами с целью установления идентичности. Сравнение может происходить тремя способами:

1.Бумажный вариант с электронным вариантом.

2.Электронный вариант с электронным. Путем наложения документов на экране монитора после сканирования бумажного варианта.

3.Бумажный вариант с бумажным. Путем наложения документов друг на друга после распечатки электронного варианта.

У каждого метода есть свои достоинства и недостатки. Первый способ можно отнести к быстрым и простым методам, но он скорее подходит как предварительное исследование, а не основное. Второй

итретий способы наглядны, т. к. используется наложение, а значит, есть возможность точного и подробного сравнения. Трудность заключается в том, что при переводе документа из одного вида в другой мы не можем достичь точности копии с существующего документа из-за искажения и неточных настроек сканера или принтера.

Кроме того, на этом этапе производится оценка заявленной стоимости, определение авторства, признаков лицензионности и работоспособности программы.

В ходе проведения экспертизы по полученным результатам эксперт отвечает на поставленные в начале экспертизы вопросы. Следует отметить, что перед экспертом не должны ставиться вопросы, выходящие за рамки его компетенции. После того как экспертиза выполнена, пишется заключение по заранее определенной форме, в котором указываются признаки лицензионности (например, таких как наличие сертификата на законное использование) программных про-

13

дуктов, установленных на исследуемых машинах, выводы о проделанной работе, факты и обоснования.

Таким образом, судебно-компьютерная экспертиза проводится при строгом соблюдении следующих условий:

−содержание всех носителей, представленных для экспертизы, не может быть изменено;

−сбор экспертом каких-либо дополнительных материалов недопустим;

−эксперт должен быть ознакомлен со своими правами и обязанностями;

−эксперт должен быть ознакомлен с последствиями при несоблюдении условий, а также предупрежден об уголовной или административной ответственности при даче заведомо ложного заключения

иразглашения данных следствия;

−производство судебно-кибернетической экспертизы осуществляется в порядке, установленном статьями 195–207, 269, 282 и 283 Уголовного кодекса РФ.

Библиографический список

1.Разумов М. Компьютерная экспертиза на платформах Windows /

М. Разумов. Ч. 2. – 2003. – Режимдоступа: http://www.securitylab.ru/?ID=36707.

2.Шухнин М.Н. Комплексная судебная компьютерно-техническая

итехнико-криминалистическая экспертиза документов: основные этапы

иих содержание / М.Н. Шухнин, А.Н. Яковлев. 2004. – Режим доступа: http://www.cyber-crimes.ru .

3.Собецкий И.В. Организация технико-криминалистической экспертизы компьютерных систем / И.В. Собецкий. 2003. – Режим доступа: http://www.securitylab.ru/41165.html.

Получено 29.01.2007

14

УДК 621.315

Д.П. Гиберт, Л.А. Ковригин

Пермский государственный технический университет

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ОТЛОЖЕНИЯ ПАРАФИНА НА СТЕНКАХ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНОЙ

ТРУБЫ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

В связи с тем, что эксплуатация большинства нефтяных месторождений находится в поздней стадии с ухудшением свойств и структуры добываемой нефти, остро нуждается в исследовании и структурном решении проблема парафинизации нефтяных скважин. Определение интенсивности парафинизации насосно-компрессорных труб на основе температурной модели нефтяной скважины позволяет моделировать процессы парафиноотложения при различных условиях эксплуатации скважины и выбирать наиболее эффективные методы борьбы с парафиновыми отложениями.

В настоящее время в России в общем балансе добычи нефти значительное место занимают высоковязкие и парафинистые нефти, доля которых неуклонно возрастает.

При добыче этих нефтей наблюдается образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), уменьшающих сечение на- сосно-компрессорных труб (НКТ) и приводящих к снижению их пропускной способности. Вследствие этого уменьшается текущий дебит скважин, снижается коэффициент продуктивности и в конечном счете коэффициент нефтеотдачи.

Для увеличения продолжительности безаварийной работы нефтяных скважины, осложненных парафиноотложением, необходимо оценивать интенсивность парафинизации труб на основе различных методов: определения физико-химических свойств нефти, измерения технологических параметров работы скважины, непосредственного замера толщины парафиновых отложений либо аналитического расчета [1].

Следует заметить, что непосредственное измерение, приуроченное к ремонту скважины, дает больше информации о характере

15

парафиновых отложений, однако данная информация не является оперативной. Поэтому эти методы не могут быть использованы в процессе эксплуатации скважины и аналитические методы расчета оказываются более предпочтительными.

Условная схема нефтяной скважины для математической модели представлена на рис. 1. В скважине устанавливается обсадная колонна 3. Внутри нее устанавливается НКТ 2. Вблизи нижнего конца расположен забой скважины 8, в который поступает нефть с помощью насоса 7. На верхнем конце расположено устье. Пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорной трубой, так называемое межтрубное пространство, заполнено от забоя до динамического уровня 6 нефтью (точнее водно-нефтяной смесью), а от динамического уровня и до устья газами. Кроме того, возможно использование греющего кабеля 1, который помещается внутрь НКТ.

Рис. 1. Отложение парафина на стенках НКТ:

1– греющий кабель; 2 – НКТ; 3 – обсадная колонна; 4 – поверхность земли; 5 – отложения парафина; 6 – динамический уровень; 7 – насос; 8 – забой

Введем пространственные координаты. Для построения математической модели используется цилиндрическая система координат (т.к. скважина обладает круговой симметрией), что позволяет упростить используемые уравнения. Ось z направим от забоя скважины к устью вдоль насосно-компрессорной трубы, т.е. в забое скважины

16

z = 0, а на устье z = lскв. Радиус r направлен от центра скважины (где r = 0), перпендикулярно оси z.

Нефть движется от забоя скважины к ее устью по НКТ. При этом скорость движения нефти зависит от дебита. По мере движения нефти вверх по скважине ее температура снижается вследствие теплообмена с окружающей средой.

Введем ряд допущений:

−насосно-компрессорная труба находится в центре обсадной колонны;

−нефть в НКТ движется снизу вверх;

−в межтрубном пространстве нефть неподвижна;

−насосно-компрессорная труба и обсадная колонна не препятствуют прохождению теплового потока;

−движение нефти в НКТ носит турбулентный характер.

С учетом принятых допущений градиент температуры нефти по глубине скважины определяется исходя из дифференциального уравнения теплового баланса для жидкости, находящейся в кольцевом пространстве, которое имеет следующий вид:

где Tн, Tпар – температура нефти и парафиновых отложений на НКТ соответственно, оС; α – коэффициент теплопередачи от нефти к парафиновым отложениям, Вт/(м2·оС); ρн – плотность нефти, кг/м3; сн – теплоемкость нефти, Дж/(кгоC); V – средняя скорость течения нефти в трубе, м/с; rпар – радиус по парафиновым отложениям, м; z – текущая глубина, м.

При этом в сечении должно выполняться равенство тепловых потоков от нефти к парафиновым отложениям и от парафиновых отложений в окружающую среду.

В случае отсутствия парафиновых отложений на стенках НКТ rпар = rНКТ , где rНКТ – радиус НКТ и, соответственно, Tпар =TНКТ , где TНКТ – температура НКТ.

В качестве начального условия принимается, что Tн z=0 = Tгр , где Tгр – температура грунта в забое скважины.

17

Средняя скорость течения нефти в уравнении (1) вычисляется по следующей формуле

где Q – дебит нефти кг/с, Sпол = πrпар2 – полезная площадь НКТ, м2. Температуру парафиновых отложений Tпар, так же как темпера-

туру НКТ TНКТ , обсадной колонны Tок и бетона Tбет, определяют по известным формулам теплообмена для неподвижной среды

где λпар, λмт, λбет – теплопроводности парафина, межтрубного пространства и бетона соответственно; Tгр – температура грунта, определяемая по геотерме для текущей глубины; q – тепловой поток от скважины в грунт, Rгр – тепловое сопротивление грунта.

Решение дифференциального уравнения совместно с условием равенства тепловых потоков позволяет определить температуру нефти и других элементов скважины на любой глубине, при любых заданных начальных условиях.

Температурное поле нефтяной скважины, рассчитанное таким образом, позволяет определить глубину начала отложения парафина и динамику изменения толщины парафиновых отложений на стенках НКТ.

Для каждой концентрации растворенных парафинов в нефти существует температура Тнп, ниже которой начинается выпадение твердой фазы из потока, т.е. парафиноотложения будут проявляться во всех режимах работы скважины, при которых температура на устье скважины меньше, чем температура начала кристаллизации парафина.

Температура начала выпадения парафина Tнп с учетом массового содержания парафина в нефти по методу, предложенному в [2]

где α – массовое содержание парафина в нефти, %.

Глубина, соответствующая отметке, при которой температура нефти равна температуре выпадения парафина, является глубиной начала выпадения парафина h0 .

Соответственно, исходя из формулы (14), массовая доля парафина, находящегося в твердой фазе αтв при текущей температуре нефти Тн, вычисляется следующим образом:

Изменение полезного сечения насосно-компрессорной трубы Sпол вычисляется по следующему дифференциальному уравнению:

где ρпар – плотность парафиновых отложений, кг/м3; β – доля выделяющегося на стенках парафина, t – время, с.

Выделяющийся в свободную твердую фазу парафин лишь частично оседает на стенку НКТ. Большая его часть выпадает в объеме нефти в виде кристаллов, которые обычно блокируются поверхностно активными веществами (ПАВ) и теряют способность образовывать формирования больших объемов. Доля выделяющегося на стенках парафина β зависит от многих параметров (материала стенки, состава ПАВ, газового фактора и др.), практически не поддается строгому описанию и определяется экспериментально для каждой конкретной скважины.

Совместное решение температурной задачи по уравнению (1) и процесса парафиноотложения по уравнению (16) позволяет определять толщи-

ну парафиновых отложений на стенках НКТ на любой глубине в любой момент времени.

По полученной модели была решена задача определения профиля парафиновых отложений в нефтяных скважинах с учетом тем-

20