|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
ПОИСК, РАЗВЕДКА И БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНСтр 1 из 56Следующая ⇒
ПОИСК, РАЗВЕДКА И БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
УДК 553.98
КАТАГЕНЕТИЧЕСКИЕ ИЗМЕНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ МОШАКОВСКОЙ СВИТЫ В ПРЕДЕЛАХ ЗОНЫ АНГАРСКИХ СКЛАДОК
Б. Е. Андреев Научный руководитель: д. г.-м. н., профессор О. В. Постникова Российский Государственный Университет Нефти и Газа (НИУ) имени И.М. Губкина
Основнаяпромышленная нефтегазоносность в пределах юга Сибирской платформы связана с отложениями рифея, венда и кембрия. Одной из отличительных особенностей этих отложений является высокая степень их вторичной преобразованности, которая во многом определяет их фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). Отложения мошаковской свиты представлены преимущественно пестроцветными песчано-алевритовыми и алевро-глинистыми разностями, в меньшей степени, карбонатными и сульфатными отложениями [1]. В мошаковское время процессы седиментации осуществлялись в пределах аллювиально-дельтовой равнины и в условиях мелководноморского бассейна. Выявленные в разрезах гравийно-песчаные, песчаные и алевро-песчаные тела представлены в основном прибрежно-морскими барами, заполнением русел временных водотоков, малыми аккумулятивными формами. Пустотное пространство в этих породах зачастую бывает сильно изменено вторичными преобразованиями. При этом распределение прослоев со сильной степенью вторичной преобразованности весьма неоднородно. Так, например, вразрезе одной из скважин в отложениях мошаковской свиты отмечаются прослои с сильно уплотненными породами, в которых значения ФЕС крайне низкие и составляют 1-2%. Обломочная часть этих пород сильно изменена, на границе между обломками отмечаются характерные зубчато-клиновидные, конформные и инкорпорационные контакты. Некоторые обломочные зерна характеризуются наличием следов пластической деформации. Процессы уплотнения и корродировнаия обломочных зерен сопряжены с аутигенным минералообразованием в пустотном пространстве. Аутигенный кварц представлен несколькими генерациями, встречаются аутигенные калиевые полевые шпаты, аутигенные слюды со следами врастания в обломочные зерна. На заключительных стадиях пустотное пространство пород было залечено аутигенными карбонатными и сульфатными минералами. Наиболее интенсивные вторичные преобразования пород характерны для песчаных прослоев с изначально высокими значениями ФЕС. Эти прослои как правило приурочены к верхним частям регрессивных циклитов мошаковской свиты. В средних и отчасти нижних частях циклитов интенсивность вторичных преобразований алевро-песчаных и песчаных пород не столь значительная. При этом наиболее интенсивно преобразованные породы отмечаются в пределах скважины, расположенной в зоне, граничащей с Енисейским покровно-складчатым поясом. Наименее изменены оказались породы из скважины, наиболее удаленной от складчатого пояса. Не менее существенную роль в фильтрационно-емкостной системе играет трещиноватость вендских терригенных отложений. Значительная по своей протяженности система субвертикальных трещин была выявлена в пределах бортовой зоны Иркинеево-Чадобецкого палеорифта. Эти трещины частично минерализованы, их раскрытость иногда составляет более 7-8 мм. Система трещин, соединяющая тонкие коллекторские поровые прослои, образует сложную фильтрационно-емкостную систему в этой зоне.
Список литературы 1. Постникова О.В., Пошибаев В.В., Антипова О.А. и др. Прогноз распространения коллекторов мошаковской свиты венда в пределах юго-западной окраины Сибирской платформы // Экспозиция Нефть Газ, №4 (57), 2017, с.14-18.
УДК 553.98
ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗНОФАЦИАЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ТАСЕЕВСКОЙ СЕРИИ (ЮГО-ЗАПАДНАЯ ЧАСТЬ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ) Российский Государственный Университет Нефти и Газа (НИУ) имени И.М. Губкина
В последнее время в пределах юга Сибирской платформы скважинами глубокого бурения были вскрыты мощные терригенные толщи рифея-венда, в которых были получены притоки УВ и открыты такие месторождения как Абаканское, Имбинское, Ильбокичское и другие. Основная промышленная газоносность связана с отложениями тасеевской серии. Отложения тасеевской серии отличаются изменчивостью литологического состава, стратиграфического объема, мощности, что затрудняет прогнозирование распространения пород-коллекторов [1]. В этой связи проведение детальных литологических исследований является весьма актуальным. Целью работы является литологическая характеристика разнофациальных отложений тасеевской серии. В работе был использован обширный фактический материал, который включал в себя керн и данные ГИС. Были проведены седиментологические исследования керна, изучены образцы с помошью оптической микроскопии. В стратиграфическом отношении отложения тасеевской серии залегают с угловым несогласием на разновозрастных отложениях рифея [2]. В строении тасеевской серии выделяется три свиты (снизу-вверх): алешинская, чистяковская, мошаковская. Отложения алешинской свиты представлены плохосортированными мелкообломочными гравелитами, разнозернистыми песчаниками, алевролитами, аргиллитами. Характерными литологическими особенностями песчаников и гравелитов алешинской свиты являются преимущественно грубообломочный состав, крайне низкая степень сортировки и окатанности обломков; смешанный состав со значительнм содержанием (более 20-25 %) обломков метаморфических пород и вулканогенно-осадочного материала. Для пород характерны текстуры, типичные для фаций временных потоков (косолоистые, градационные, наклоннослоистые, оползания). Отложения алешинской свиты сформировались в континентальных условиях в обстановках зон развития временных потоков, возникавших в процессе таяния ледниковых покровов. Залегающие выше по разрезу отложения чистяковской свиты представлены преимущественно разнозернистыми и среднемелкозернистыми песчаниками, алевролитами, доломитами песчаными, комковато-сгустковыми, доломитами глинистыми, аргиллитами. Для терригенных пород чистяковской свиты характерна средняя степень окатанности и сортировки обломочных частиц. Обломочные зерна имеют преимущественно кварц-полевошпатовый состав.В породах преобладают пологоволнистослоистые, линзовидные текстуры. Значительно реже встречаются массивные, неяснослоистые текстуры. Формирование отложений чистяковской свиты происходило в условиях трансгрессии мелководно-морского бассейна, располагавшегося на западной периферии Сибирского кратона. Отложения мошаковской свиты представлены пестроцветными терригенными и терригенно-карбонатными отложениями - песчаниками разнозернистыми, средне-мелкозернистыми, алевролитами, аргиллитами, доломитами [3]. Для этих отложений характерны косослоистые, линзовиднослоистые, пологоволнистослоистые и текстуры биотурбации. Терригенные отложения мошаковской свиты отличаются различной степенью окатанности и сортировки. Песчаники имеют преимущественно кварц-полевошпатовый состав с незначительным содержанием обломков глинистых сланцев и других метаморфических пород. Формирование отложений мошаковской свиты в гидродинамически различных переходных от морских к континентальным обстановкам осадконакопления. Распределение пород-коллекторов определяется литолого-фациальными условиями формирования и направлением вторичных изменений, в том числе трещинноватостью. В различных структурных зонах выделяются порово-трещинный, трещинно-поровый и поровый типы коллектора.
Список литературы 1. Мельников Н.В., Якшин М.С., Шишкин Б.Б. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и ее складчатого обрамления. Новосибирск: Изд-во СО РАН, «Гео», 2005, 428 с. 2. Конторович А.Э., Беляев С.Ю., Конторович А.А. и др. Тектоническая карта венд-нижнепалеозойского структурного яруса Лено-Тунгусской провинции Сибирской платформы // Геология и геофизика, 2009. Т. 50, № 8. С .851-862. 3. Постникова О.В., Пошибаев В.В., Антипова О.А. и др. Прогноз распространения коллекторов мошаковской свиты венда в пределах юго-западной окраины Сибирской платформы // Экспозиция Нефть Газ, №4 (57), 2017, с. 14-18.
УДК 622.245 РАСПОЛОЖЕНИЕМ УСТЬЯ
А.В. Потапов Список литературы
1. Булатов А.И., Савенок О.В. Заканчивание нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов. – Краснодар: Просвещение-Юг. – 2010. – 539 с. 2. Лихушин А.М. Гидродинамические методы предупреждения осложнений при бурении и цементировании скважин в неустойчивых породах: дис. … д-р.техн. наук : 25.00.15 / Лихушин Александр Михайлович. – Москва, 2012. – 314 с. 3. Ашрафьян М.О., Нижник А.Е. Об условиях движения технологических жидкостей при цементировании скважин// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море №10 – 2008. – с. 32-33.
УДК 165.501
ЭФФЕКТ НАБЛЮДАТЕЛЯ: ОПЫТ Список литературы 1. Менский М. Б.Сознание и квантовая механика. — Фрязино: Век 2, 2011. — 320с.— ISBN 978-5-850991876. 2. Казютинский В. В. Метавселенная, пространство, время. — Москва: РАН. Институт философии, 2013. — 141с. — ISBN 978-5-9540-0238-6. 3. Bernd Kröplin, The Memory and secrets of water — Water Conference 2016 [Электронныйресурс] www.waterconf.org
УДК 622.244 Х.Н.Роибов Список литературы 1. ПустовойтенкоИ.П. Предупреждение и методы ликвидации аварий и осложнений в бурении. 2. Бурение в сложных геологических условиях В.Г. Абатуров. 3. Системная классификация аварий в бурении О.А. Щепетов. 4. Ваганов Ю.В., Гейхман М.Г., Дмитрук В.В.Осложнения и аварии при эксплуатации и ремонте скважин.
УДК 622.244.49
А.О. Устюжанин Список литературы 1. Елимова В.В., Рассолы Ярактинской группы месторождений, Иркутск: Строение литосферы и геодинамика. Иркутск: Изд-во Институт земной коры Сибирского отделения РАН, 2017. - 87-88 с. 2. Кузьмин С.Б., Вахромеев А.Г. Геологические исследования на Лено-Ангарском плато. –Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2003. –122 с. 3. Казанский В.В., Сукманский О.Б., Брагина О.А., Дорохова В.В., Низовцев В.П., Буровой раствор на основе природного рассола, М.: Нефтяное хозяйство, №11, 1998. - 8-10 с.
УДК 622.245.42
Шокиров Н.А. Список литературы 1. Андреева Н.А. Химия цемента и вяжущих веществ: Учебноепособие. — СПб.: СПбГАСУ, 2011.67 с., 2. Актуальные проблемы технология бурения скважин на месторождениях ОАО «Газпром» / А.И. Гриценко, И.В. Кулигин, Р.А. Ивакин, В.Г. Григулецкий // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море 2014. №4. 9 с., 3. NelsonE. B. WellCementing. SchlumbergerDowell. Netherlands, 1990.Page count. 1515.
УДК 553.98
Список литературы 1. Потемкин Г.Н. Особенности геологического строения и оптимизация нефтегазового потенциала девонских терригенных отложений южной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции : автореф. дис. канд. геол.-минерал. наук / Г. Н. Потемкин – Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2015. – 25 с.
УДК 550.31
МОДЕЛИРОВАНИЯ НА ЭТАПАХ ОБРАБОТКИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ НА ПРИМЕРЕ КУЮМБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Е.Е. Белозеров НИЗКОЙ ПОРИСТОСТИ О.И. Бойков Список литературы 1. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом/Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. – М.-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 259 с. 2. Осипенко А.А./ Применение акустического каротажа и скважинных имиджеров для количественной оценки трещиноватости. / Вестник НК Роснефть выпуск 41, 2015. – 4 с.
УДК 550.8.056
М.А Голиков Список литературы 1. Предеин А. Клыков П, 2015. Построение геомеханической модели и расчет стабильности ствола скважины на примере одного из месторождений Пермского край. SPE-176736-RU; 2. Fjær E. Holt R. M. Horsrud P. Raaen A.M. Risnes R. Petroleum related rock mechnics, 2nd edition, Elsevier, 2008; 3. Zoback M.D. Reservoir geomechanics. Department of geophysics. Stanford University, 2007; 4. Ржевский В. В. Новик Г. Я. Основы физики горных пород. Москва «Недра», 1984.
УДК 350.839 А.В. Коротышева Сейсмическая инверсия Для расчета сейсмической инверсии были использованы 11 субвертикальных скважин с наилучшим комплексом ГИС, сейсмический куб с истинными амплитудами, после контроля качества. Для получения куба АИ была совершена привязка скважин, и отобран средний импульс, затем построена НЧМ по данным ГИС всех скважин, для которых выполнена привязка. Представление о количественной связи между АИ по ГИС и по инверсии можно сформировать, опираясь напостроенные кросс-плоты. Тесная связь (R=0.9) между АИ по ГИС и по сейсмическому кубу позволяет надеяться на подтверждение закономерностей установленных при петрофизическом анализе по сейсмическим материалам. ПОВЫШЕНИЕ ДОСТОВЕРНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ А.А. Леонова, Д.А. Локшин научный руководитель:Д октор физ-мат наук.В. М. Киселев Сибирский федеральный университет, Д.В. Назаров ООО«РН-КрасноярскНИПИнефть»
Постепенно карбонатные месторождения занимают все большую часть в формировании ресурсного потенциала всего мира. Карбонатные породы можно охарактеризовать, как уникальные по сложности осадочные отложения. Такие отложения характеризуются сложными геологическими и петрофизическими свойствами. Характерной чертой данных отложений является наличие вторичных пустот в общем объеме пустотного пространства, которое играет определяющую роль в формировании фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов. К вторичной пустотности относятся «вновь образованная кавернозность» и трещиноватость. Объектом исследования является нижнекембрийский карбонатный горизонт, расположенный в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоностной области (НГО). Для исследуемых отложений характерно: повсеместное засолонение пород, изменчивость коллекторских свойтсв, сложная структура пустотного пространства и высокая кавернозность пород-коллекторов. Стоит отметить, что данного объекта исследования развитой системы трещин не наблюдается. Структура пустотного пространства и особенности фильтрации флюида в сложнопостроенных карбонатных коллекторах несут непосредственную информацию о емкости коллектора. Каверновая емкость является одним из основных компонентов эффективной пористости коллекторов на рассматриваемой территории.Наличие различной по размерам и типам вторичной пустотности в породе может приводить к сильному изменению проницаемости при равной величине общей пустотности.[1] Для определения коэффициента проницаемости горных пород по данным ГИС существует достаточно много подходов. Основная идея во всех подходах заключается в нахождении связи пористости и проницаемости с использованием керновых зависимостей. Однако при сопоставлении проницаемости с пористостью по данным керна на исследуемой территории прослеживается значительный разброс точек, связанный в большей степени со структурой пустотного пространства и его локальным засолонением. Исходя из этого следует, что для достоверной оценки Кпр по данным ГИС необходим корректный учет вторичных преобразований, а именно – засолонения и выщелачивания. В связи, с чем необходимо разделять коллектора по типу пустотного пространства, тем самым, исключая искажающий фактор, связанный со структурной неоднородностью исследуемых отложений. На сегодняшний день несколько методик для определения каверновой емкости, как по керновому материалу, так и по данным ГИС. Величину каверновой пористости пород по керну определяют с помощью рентгеновской компьютерной томографии (РКТ). Среди методов ГИС наибольшее распространение получила методика, предложенная В.М. Добрыниным. [2] Суть метода РКТ состоит в том, что рентгеновские лучи при прохождении сквозь горную породу теряют мощность пропорционально ее плотности и регистрируются приемником, составляя общие снимки уже на экране монитора. Результатом РКТ является трехмерное изображение образца, реконструированное из набора срезов. Данный метод позволяется, не разрушая сам образец оценить характер пустотного пространства изучаемых пород. [4] По данным компьютерной томографии керна удалось определить степень влияния каверновой составляющей на ФЕС пород-коллекторов. С учетом имеющихся данных исследуемый разрез был три типа. Поскольку далеко не всегда геологический разрез освещен данными РКТ, то необходимо научится рассчитывать каверновую пористость по данным ГИС. Анализ каверновой емкости по данным ГИС осуществлялся с помощью методики В.М. Добрынина, которая основана на разделении пустот по величине объемной сжимаемости, что отражается на скорости распространения волн. Для более корректной оценки вторичной пористости по данным ГИС существующая методика была скорректирована с учетом некоторых особенностей исследуемых отложений, связанных с наличием зон интенсивного выщелачивания и заполнением пустот минералами галита и ангидрита. [3] Стоит отметить, что результаты по расчету каверновой емкости по данным РКТ и ГИС между собой достаточно хорошо согласуются. Таким образом, используя выделенные зоны, был рассчитан коэффициент проницаемости. Полученные результаты сопоставимы с данными полученными по керновому материалу (рис.1).
проницаемости по ГИС с данными по керновому материалу
Вывод.Исследуемые отложения характеризуются сложным геологическим строением и высокой изменчивостью ФЕС. Поэтому разделение пустотного пространства на типы является важнейшим этапом для корректной оценки коэффициента проницаемости. В рамках данной работы была проведена оценка доли каверновой емкости по данным ГИС с учетом особенностей исследуемых отложений, проведена типизация пустотного пространства по данным РКТ, а также предложена методика для корректной оценки коэффициента проницаемости по данным ГИС с учетом структурной неоднородности исследуемых отложений. Список литературы
1. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. – Москва: РГГУ, 1999 2. Недоливко Н.М. Исследования керна нефтегазовых скважин: учебное пособие. – Томск: Издательство ТПУ, 2006 3. Добрынин В.М. Вендельштейн Б.Ю. Кожевников Д.А. Петрофизика: учебник для вузов 2-ое издание – Москва: ФГУП Издательстов «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. Губкина, 2004 4. Костин Д.К. Кузнецов Е.Г. Вилесов А.П. Опыт ООО «ТННЦ» по изучению керна с помощью рентгеновского компьютерного томографа.
УДК 550.0.052
ВЫЯВЛЕНИЕ РАЗРЫВНЫХ НАРУШЕНИЙ НА ОСНОВЕ ВЫДЕЛЕНИЯ А.А. Мельник Список литературы 1. Кутовенко М.П., Протасов М.И., Чеверда В.А. Использование Гауссовых пучков для построения сейсмических изображений в истинных амплитудах по многокомпонентным данным / М.П. Кутовенко, М.И. Протасов, В.А. Чеверда // Технологии сейсморазведки. – 2010. №4. – С. 3–13. 2. Выявление трещиновато-кавернозных коллекторов на основе интерпретации сейсмических рассеянных волн методом гауссовых пучков / Д.А. Петров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. №1. – С. 6–10.
УДК 550.8
Список литературы
1. Каячев Н.Ф., В.А. Колесов, С.К. Квачко. Роль литогенеза в формировании зон с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами подсолевых карбонатных отложений венда и нижнего кембрия (Восточная Сибирь). Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2016 г. Т15, №20, с.216-231. 2. Холодов В.Н. Осадочные бассейны, закономерности их формирования и принципы классификации. Сообщение 2. Осадочные породные бассейны. РАН. Литология и полезные ископаемые. 2010 г. №3, с 268-308. 3. Шубин А.В. Методика изучения сложнопостроенных природных резервуаров на основе петроупругого моделирования и инверсии сейсмических данных. Дисс. канд. геол.-мин. наук. Москва, 2014. 105 с. 4. Mavko G., Mukerji T., and Dvorkin J. The Rock Physics Handbook, Second Edition. Cambridge University Press, 2009. 511 p. 5. Yuanlin MENG, Hengdong ZHU, Xinning LI, Thermodynamic analyses of dolomite dissolution and prediction of the zones of secondary porosity: A case study of the tight tuffaceous dolomite reservoir of the second member, Permian Lucaogou Formation, Santanghu Basin, NW China. ELSEVIER. Petroleum Exploretion and Development. 2014. p. 754-760.
УДК 550.8.056
Г.С. Пустынский Список литературы 1. Тиаб Дж., Доналдсон Э.Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. – М.: ООО «Премиум инжиниринг», 2009. – 868 с. 2. Амикс Д., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 572 с. 3. Беляков Е.О. Практические аспекты моделирования переходных нефтеводонасыщенных зон в терригенных коллекторах Западной Сибири по данным анализа керна и геофизических исследований скважин // PROнефть. – Вып. – 1(7). – 2018.
УДК 552.54
К.А. Тихонова Список литературы 1. И. Вараксина И.В., Хабаров Е.М. Обстановки седиментации и постседиментационные изменения рифейских карбонатных отложений Куюмбинского месторождения // Геология нефти и газа. 2000. №1. С.28-36.
УДК 553.982.2
ПЛАНИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО БУРЕНИЯ НА ЛОДОЧНОМ НГКМ
К.В. Юркина Список литературы
1. Ежова, А.В. Литология: учебник/А.В. Ежова.-Томск: Томский политехнический университет, 2009-336 2. Ампилов Ю.П. Почти все о сейсмической инверсии/Ю.П. Ампилов, Барков А.Ю., Яковлев И.В.// Технологии сейсморазведки.- 2009,№4-С 3-16 3. З. P. Morozov Geological Model of Channel Deposits Based on Results of Spectral Decomposition and Interactive Analysis of Seismic Data/ P.Morozov, H.Yadav.// EAGE
УДК 550.8
Список литературы
1. Коробов, А.Д. Гидротермальная природа кавернообразования венд-рифейских коллекторов Байкитской антеклизы – ключ к прогнозу зон нефтегазонакопления / А.Д. Коробов, Л.А. Коробова // Известия Саратовского университета. Новая серия. Серия Науки о Земле. – 2006. – С. 25-30. 2. Хоменко, А. В. Влияние траппового магматизма на нефтегазоносность Тунгусского осадочного бассейна : автореф. дис. … д-ра геол.-минерал. наук : 04.00.17 / Хоменко Андрей Вячеславович. – Новосибирск, 1997. – 33 с. 3. Конторович, А.Э.Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в верхнем протерозое Сибирской платформы / А. Э. Конторович // Геология и геофизика. – 1996. – №8. – С.166–195.
БОРЬБА СО СКОПИВШЕЙСЯ ВОДОЙ НА ЗАБОЕ НА ПРИМЕРЕ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И.С. Караульный АО «Востсибнефтегаз»
Для удаления воды с забоя предлагается использование пенообразующих составов на основе поверхностно-активных веществ (далее – ПАВ). При проведении доставки пенообразователя на забой, вспенивания и вызова притока используют спец. технику. Благодаря существующей схеме обвязки устья скважины для вспенивания пенообразователя не требуется ижектор, для смешивания пенообразователя с азотом поступающим с азотно-компрессорной станции (далее – АКС) и вспенивая состав ПАВ. К внешнему затрубному пространству (Рис. 1) подбивается цементировочный агрегат (далее - ЦА-320) и опрессовывается на 1,5 давление затрубного пространства. К внутреннему затрубу, через «куб» подбивается компрессор, на задвижку находящуются вертикально от «куба» монтируется обратный клапан к которому подбивают трубки от компрессора. В ЦА-320 заливают жидкий пенообразователь в объеме 1 м3, далее происходит остановка скважины, закрываются манифольдные задвижки. О+становка скважины происходит из за наличия пусковых муфт на лифте НКТ, поскольку закачиваемы ПАВ не будет достигать забоя скважины и будет весь выходит через первую пусковую муфту обратно на устье. Далее опрессовывается и запускается АКС, одновременно открываются затрубные задвижки, кроме задвижки смонтированной после «куба» на выкидную линию.
Рисунок 1 – Типовая схема фонтанной арматуры при вводе жидкого пенообразователя
При проведении доставки пенообразователя на забой скважины при данном методе не требуется специальная техника. Операция проводится следующим образом. На скважину устанавливается лубрикатор (Рис. 1) в который вводится пенообразователь, при закрытой буферный задвижке. Далее лубрикатор опрессовывается на 1,5 рабочее давление. Для доставки пенообразующей шашки на забой требуется остановить скважину, закрыв манифольдную задвижку, оставив открытыми центральные задвижки, для остановки восходящего потока скважинной продукции с лифте НКТ. После остановки скважины открывается буферная задвижка, и шашка падает по лифту НКТ на забой. При проходе через буферную задвижку, она закрывается. После попадания шашки на забой, корпус шашки при взаимодействии с пластовой водой растворяется, и ПАВ вступает в химическую реакцию с пластовой водой, выделяя газ и вспенивая воду на забое, тем самым облегчая плотность пластовой воды. После вступления в химическую реакцию, скважина открывается, манифольдными задвижками при закрытой буферной и открытыми центральными задвижками. Как только задвижки на скважине открываются происходит рост депрессии на забое, пластовая вода в виде пены попадает в лифт НКТ и без затруднений из за меньшей плотности состава выносится в нефтесборный коллектор (далее – НСК), тем самым освобождая забой от пластовой воды, после чего осложняющий фактор затруднения работы скважины ликвидирован. Альтернативным методом, является ввод твердых пенообразующих составов, это более быстрая доставка ПАВ на забой скважины, для выполнения мероприятий требуются меньше ресурсов. Так же твердый пенообразователь дальше уходит в горизонт забоя скважины, данный метод уже превосходно зарекомендовал себя на газодобывающих скважинах, где скапливалась вода на забое, эффект других компаний показывает 100% результат данного метода. Изза большого угла наклона скважины, планируется применение шарообразных шашек, что предоставляется производителем. Данный метод так же косвенно, предотвращает процент гидратообразования, актуальную проблему осложненного фонда, которая несет большие потери. Когда вода скапливается на забое во время работы скважины, порционно выносится вода с забоя и при обильном выделении газа, происходит резкое снижение температуры продукции скважины и в связке с порционной водой образуется гидрат в лифте НКТ. Список литературы 1. Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин // М.:Недра, 1975 г., 264 с. 2. Багринцева К. И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. // М. 1999 г. РГГУ (II). 285 с. 3. Блажевич В.А., Уметбоев В. Г. “Справочник мастера по капитальному ремонту скважин.” // М.: Недра, 1985 г. 208 с. 4. Кисловец Р. М. Изучение рифейских отложений Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения // Р. М. Кисловец, В. П. Митрофанов, В.В. Тереньтьев. — Пермь: ПермНИПИнефть – 1996 г. 142 с. 5. Щуров В. И. “Технология и техника добычи нефти”// М: «Недра», 1983 г. 510 с. 6. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, 2013
УДК 622.276.054.23
А.В. Шамков Список литературы 1. Мельниченко В.Е., Жданов А.С. Опыт работы оборудования УЭЦН в условиях повышенного содержания мехпримесей на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» // Инженерная практика. – 2010. – № 2. – С. 32 – 38. 2. Волков М.Г., Михайлов В.Г., Чермянин П.И. Применение имитационного моделирования для прогнозирования срока эксплуатации электроцентробежного насоса при интенсивном эрозионном износе // Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». – 2015. - №2. – С. 82 – 86. 3. Литвиненко К.В. Прогнозирование технического состояния УЭЦН в условиях интенсивного выноса мехпримесей: дис. канд. техн. наук / К.В. Литвиненко. – Уфа, 2015. –257 с.
УДК 622.276.054.5
А.В. Шамков Список литературы 1. Сухинин С. В. Адаптация и подготовка для внедрения эффективных технологий эксплуатации ЭЦН в условиях высокого газосодержания и квч. Новосибирск 2013, 101с. 2. Перельман М.О. Особенности многофазных течений в газосепараторах, определяющие их гидроабразивную стойкость, Бурение и нефть – 2013, 50-61 с.
УДК 622.276.5.05-5
А.В. Шамков Список литературы 1. Косилов Д.А., Былков В.В. Универсальная термоманометрическая система – оптимизация производства за счет унификации применяемого оборудования // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2. – С. 32 – 38. 2. Ивановский В.Н.,Системы мониторинга и управления или интеллектуальные системы добычи нефти. За чем будущее? // Инженерная практика – 2014. - №9. – С. 116 – 118.
УДК 550
Список литературы 1. ГОСТ Р 51858-2002. 2. Баранова Я.Ю., Андреева Н.В. Тектонические разломы земной поверхности [Электронный ресурс] / Баранова Я.Ю., Андреева Н.В. // – Режим доступа: https://scienceforum.ru/2017/article/2017030193. 3. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров : Библиотека нефтегазового инжиниринга – 140 с. системы добычи нефти. За чем будущее? // Инженерная практика – 2014. - №9. – С. 116 – 118.
УДК 622.276.53
Р.Р. Билалов, К.А. Горидько Список литературы 1. Агеев, Ш.Р., Конический насос как средство повышения эффективности работы и надёжности ЭЦН при откачке газожидкостной смеси / Ш.Р. Агеев // Доклады ХI Всероссийской технической конференции ОАО «АЛНАС». – 2002. 2. Ляпков П.Д., Исследование работы погружного центробежного насоса на смеси вода – газ / П. Д. Ляпков, В. И. Игревский, А. Н. Дроздов // Нефтепромысловое дело. – 1982. - № 4. - С. 19-21. 3. Лабах Нулла, Разработка методических и технологических решений по выбору предвключенных модулей электроцентробежного насоса в осложненных условиях эксплуатации скважин: диссертация ... кандидата технических наук: 25.00.17 / Лабах Нулла; - Москва, 2016. - 154 с.: ил. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.
УДК 681.21
Д.В.Каравский,В.А.Полянский Список литературы 1. Antonenko D. A. et al. Integrated Modeling of the Priobskoe Oilfield (Russian) //SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2008.Barsukov V. Summary measurement report of GOR for TomskGazprom company. – 2013. (Oilteam company) 2. GeoQuest S. ECLIPSE reference manual //Schlumberger, Houston, Texas. – 2012. 3. Khasanov M. M. et al. Optimization of Production Capacity for Oil Field in the Russian Arctic (Russian) //SPE Arctic and Extreme Environments Technical Conference and Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2013. 4. Lomovskikh S. V. et al. Optimization of produced water dumping using conceptual model of field infrastructure //SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2010. 5. Mustaeva S. et al. Integrated Reservoir Modeling of Two Urengoy Gas Fields (Russian) //SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2012.
УДК 622.276.43
Н.С. Кравченко Список литературы 1. Мельников Н.В., Якшин М.С., Шишкин Б.Б. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и ее складчатого обрамления. Новосибирск, 2005. 2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. 816 с. 3. Черницкий А.В. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах. М.: ОАО «РМНТК «Нефтеотдача», 2002. 254 с. УДК 622.276.32
АНАЛИЗ ПРИНЯТЫХ РЕШЕНИЙ И ВЫРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ КУЮМБИНСКОГО НГКМ А.В. Дрокин, А.Н. Рысьева Список литературы
1. Голф-Рахт Т. Д.«Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов». Москва «Недра» 1986 г 2. Киркинская, В. Н., Смехов Е. М. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа - «Недра» 1981 г.
УДК 622.276
МЕТОДОМ Я.А. Лупандин Список литературы 1. Батурин, Ю. Е. Слово о КИНе / Ю. Е. Батурин // Бурение и Нефть. – 2011. – №2. 2. Люгай, Д. В. Результат анализа эффективности применения методов расчета коэффициентов извлечения нефти из нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей к условиям Чаяндинского месторождения / Д. В. Люгай, И. И. Минаков, С. В. Буракова // Вести газовой науки. – 2016. – №2.
УДК 691.3
М.М. Пылаева Список литературы 1. СП 25.13330.2012 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. Актуализированная редакция СНиП 2.02.04-88 (с Изменением N 1) п. 6.3.2 2. Шестопалов А. А. Технологии устройства бетонных полов. // Строительство. Новые технологии. Новое оборудование. – 2007 г. – № 10. – С. 37–41. 3. ПНСТ 105-2016 Смеси серобетонные и серобетон. Технические условия 4. Анализ существующих методик испытаний физик-механических свойств бентонитовых матов/ Ищенко А.В., Баев О.А. // Научный журнал Российского НИИ проблем мелиорации 2013. №2 (10). С. 175-185. 5. Кабанов В.В., Кириллова Л.М. Устройство дорожных покрытий. М \\Транспорт, 1992. – 262 с.
УДК 622.276.42
ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ Т.А. Спивак Список литературы 1. Мэн Л., «Физическое моделирование вытеснения нефти газом (растворителем) с использованием керновых моделей пласта и slim tube,» Москва, 2016. 2. Дроздов А.Н., ЕгоровЮ. А., ТелковВ. П., ВербицкийВ. С., Деньгаев А. В. и ЛамбинД. Н., «Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты» Территория Нефтегаз, № 2, pp. 54-59, 2006.
1. Родин В.И., Шалыгин А.А. Оценка теплофизических и фильтрационно-емкостных свойств… 2. Шалагин А.А., Дадаев Р.В. Оценка применимости метода внутрискважинной расходометрии…
И. В. Мартиров Список литературы 1. Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта [Электронный ресурс] / НИК Петрос - 2010 – Режим доступа: http://www.petros.ru/rus/news/?action=show&id=267
УДК 620.16 Е.А Жерноклюев, К.А.Князев Сибирский Федеральный Университет
Проблема износа подшипников, а также механизмов, где исправность подшипника играет решающую роль в работоспособности механической системы, напрямую определяет надежность, которая закладывается на стадии проектирования подшипника. Актуальной задачей в этой области является исследование эластогидродинамического слоя, то есть такого режима работы подшипников, при котором непосредственно отсутствует контакт между поверхностями деталей подшипников. При определенных технологических условиях происходит «подмена» контакта деталей жидким трением смазывающего материала. Изучение аспектов этой области поможет не только подобрать необходимые, лучшие масла для конкретных видов подшипников, но и увеличить их срок службы в разы. Таким образом удастся избежать каких-либо дефектов, а также быстрых разрушений механической системы в целом[1]. В настоящее время существуют системы-аналоги, способы, которые позволяют исследовать работоспособность подшипников качения не только на стадии изготовления, но и в процессе эксплуатации. Разберем одно из них: устройство для оценки работоспособности подшипника качения [2]–Рисунок 1.
Рисунок 1 – схема устройства для оценки работоспособности подшипника качения.
1 – подшипник, 2 – закрепленный вал, 3 – корпус, 4 – источник электрического напряжения, 5 – токосъемник, 6 – формирователь импульсов, 7 - 10 – электронные ключи, 11 – таймер, 12 – генератор импульсов, 13 – диск, 14 – метки, 15 – датчик меток, 16 – датчик прохождения тела качения, 17 - 21 – счетчик, 22 – микропроцессор, 23 –блок индикации, 24 - блок ввода информации, 25 – кнопка «сброс» В представленном патенте, кольца контролируемого подшипника включены в электрическую цепь последовательно с источником напряжения и измерительным устройством, определяющим параметры электрического тока через подшипник Однако работоспособность подшипников качения, а, следовательно, их долговечность зависит от параметров трения качения: нагрузки, скорости вращения подшипника, свойства смазочного материала, температуры, обеспечивающих условия создания эластогидродинамического слоя между телами качения. В известных аналогах оценка работоспособности осуществляется без учета параметров трения качения, что свидетельствует о низкой достоверности оценки[5]. На основе существующих проблем и конструктивных недочетов устройств-аналогов было собрано новое устройство для исследования образования эластогидродинамического слоя между парами трения качения. Задачей изобретения является повышение информативности устройства при оценке работоспособности подшипников качения путем определения влияния параметров трения качения на формирование эластогидродинамического слоя на поверхностях трения. На Рисунке 2 представлен общий вид устройства для исследования нагрузочных и скоростных параметров подшипников [4].
Рис.2 – Общий вид устройства для исследования нагрузочных и скоростных параметров подшипников.
Проводя опыты на технологической установке, мы решим такие важные вопросы, как определение необходимого смазывающего материала в подшипниковом узле, а при необходимости и наличие тех или иных присадок, которые активируются при локальном нагреве, определение осевых и радиальных нагрузок, но и в целом определение необходимого технологического режима работы подшипника, который поможет установить оптимальный нагрузочный и скоростной режим для продления срока службы.
Список литературы 1. Абрамов А.Н, Харченко М.В, Дема Р.Р. Эластогидродинамический режим трения как способ финишной обработки поверхностей изделий, исключающий выглаживание. Журнал Вестник Южно-Уральского Государственного Университета. Машиностроение, 2017г. 57-66с 2. Пат. 2006019 Российская Федерация, МПК G01M 13/04 (1990.01). Устройство для оценки работоспособности подшипника качения / В.П. Чечуевский, В.И. Фролов; заявитель: Государственный научно-исследовательский институт гражданской авиации, патентообладатели: Чечуевский Вячеслав Петрович, Фролов Владимир Иванович – № 5006662/27; заявл. 01.07.1991; опубл. 15.01.1994. 3. Пат. 2093810 Российская Федерация, МПК G01M 13/04 (1995.01). Устройство для подшипников качения / К.В. Подмастерьев, Е.В. Пахолкин, В.В. Мишин; заявитель и патентообладатель: Орловский государственный технический университет, – № 96104006/28; заявл. 28.02.1996; опубл. 20.10.1997. 4. Пат. 2567086 Российская Федерация, МПК G01M 13/04 (2006.01). Устройство для диагностики подшипников качения / Б.И. Ковальский, Н.Н. Лысянникова, Ю.Н. Безбородов, А.Н. Дерезин ; заявитель и патентообладатель Федерельаное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Сибирский Федеральный Университет» – № 2014129994/28 ; заявл. 21.07.14; опубл. 27.10.15, Бюл. № 30 5. Торгово-промышленная группа «Арго». Эластогидродинамический режим трения в подшипниках [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://tpgargo.ru/press-czentr/blog/elastogidrodinamicheskij-rezhim-treniya-v-podshipnikax
УДК
Л. В. Бараблин Список литературы 1. Дьяченко А. Эффект Ранка-Хилша, https://www.youtube.com, https://www.chipdip.ru. 2. Белоусов А.М, Исрафилов И.Х, Харчук С.И, Исследование возможностей повышения энергоэффективности вихревой трубы Ранка-Хилша. Известия ТулГУ. Технические науки 2015, Вып. 7 Ч.2. – 113 с. Режим доступа: https://cyberleninka.ru
УДК 546.722
В.А. Морозова Список литературы
1. Башмур К.А., Петровский Э.А., Нашиванов И.С., Технологические возможности ударных виброгасителей для повышения надежности бурового оборудования//Строительство нефтяных скважин на суше и на море. 2018г., № 2. c. 9-14. 2. Патент № 2467150. Амортизатор для бурильной колонны, Андоскин В.Н. Кобелев К.А. Тимофеев В.И., Пермяков В.С. , ООО «Радиус-Сервис», 2011г. 3. СтаровойтовВ.А., Использование магнитных жидкостей для герметизации вращающихся частей, 2005. Вестн. КузГТУ,, № 2 (46). - стр. 23-25. 4. Патент №US 2012/0085581 A1 System and method for damping vibration in a drill string using a magnitoreogical damper, Daniel E, Jason R, Lamar F. , APS Technology, Inc, 2011г. 5. Одинаев С., Комилов К., Зарипов А. //Зависимость коэффициентов вязкости магнитной жидкости отпараметров состояния/ Журнал физической химии, 2010, том 84, № 7, с. 1368-1371.
УДК 621.7.04
Список литературы 1. Мазуровский, Б.Я. Электрогидроимпульсная запрессовка труб в трубных решетках теплообменных аппаратов Текст. / Б.Я. Мазуровский Киев: Наукова думка, 1980.- 172 с. 2. 2Берлинер Ю. И., Бриф В. М. Анализ применимости современных методов крепления труб к трубным решеткам. – Высокопроизводит. Методы сварки в хим. и нефт. Машиностроении, Волгоград, 1970, вып. 3, с.3-12. 3. Оборудование и технологические процессы с ипользованием электрогидравлического эффекта / Под ред. Г. А. Гулого. – М.: Машиностроение, 1974. – 320 c. 4. Луковкин А. И., Миронов Г. П. Высокопроизводительные методы сварки в хим. и неф. Машиностроении. Волгоград, 1970, вып. 3, с.108-117. 5. Оборудование и технологии высоковольтного разряда в жидкости: Сб. науч. тр. / Ред. кол.: Б. Я. Мазуровский (отв. ред.) и др. – Киев: Наук.думка, 1987. – 96 с. 6. Электрогидравлический эффект в листовой штамповке / Мазуровский Б. Я., Сизёв А. Н. – Киев: Наук.думка, 1983. – 192 с.
УДК 622.691
ТРУБОПРОВОДАХПРИ ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ Р.В. Подолинчук К.А. Башмур Список литературы 1. Бутусов Д.С. Исследование пульсации потока в технологических трубопроводах компрессорных станций магистральных трубопроводах 2. Рахмилевич З.З Справочник механика химических и нефтехимических производств. М.: Химия, 1985. 592 стр. ил.
УДК 62-512 КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ
Д. В. Гутче Список литературы
1. Рекомендации ОАО«Газпром»РГазпром2-2.3-523-2010. Документынормативныедляпроектирования, строительстваиэксплуатацииобъектовОАО«Газпром».Методические указания по прогнозированию и оценке технического состояния компрессорной станции как единого объекта; 2. Крюков О.В. Исследование электроприводных газоперекачивающих агрегатов по нормативным требованиям мониторинга в процессе эксплуатации // Трубопроводный транспорт: теория и практика № 6(52) 2015 с 20-26.
УДК: 66.097, 661.666.4, 665.612.2, 661.961.61.
А.Е. Корнеев Список литературы
1. Андрейкина Л. В. Состав, свойства и переработка попутных газов нефтяных месторождений Западной Сибири. Автореф. дис. канд. техн. наук.: 02.00.13. Уфа. Государственное научное учреждение «НИИ малотоннажных химических продуктов и реактивов» (НИИРеактив) Министерства образования и науки РФ. 2005. 22 С. 2. Соловьев Е.А., Кувшинов Д.Г., Чуканов И.С., Ермаков Д.Ю, Кувшинов Г.Г. Получение водорода на основе селективного каталитического пиролиза пропана // Химическая технология. 2007. №8-12. С. 544-553. 3. Бабак В. Н., Диденко Л. П., Квурт Е.П., Семенцова Л.А. Извлечение водорода из бинарных газовых смесей с помощью мембранного модуля на основе палладиевой фольги с учетом дезактивации мембраны // Теоретические основы химической технологии. 2018. №52-3. С. 318–333. 4. Полезная модель №185231. Российская федерация. Реактор для переработки углеводородов с получением водорода и нановолокнистого углерода. Корнеев А. Е, Соловьев Е. А., Петровский Э.А.
УДК 622.24-622.121.543
Сапожников С.С., Сибирский Федеральный Университет На всех стадиях добычи и транспортировки скважинной жидкости применяются различные виды оборудования, включая связующие его трубы. Их техническое состояние, период пропарки, ремонта и т.д. зависят от свойств добываемого сырья. Значительное уменьшение периода эксплуатации промысловых трубопроводов наблюдается при протекании через них парафинистых флюидов. Объясняется это тем, что при относительно низких температурах жидкости (30-35 Методы воздействия на парафинистые отложения можно разделить на два направления: предупреждение образования данных отложений и их непосредственное удаление. К первой группе относятся: гладкие покрытия на внутренней поверхности труб и оборудования, химические методы, такие как смачивающие, депрессаторы и т.д.), физические (вибрационные, ультразвуковые и на основе электромагнитных полей) [1]. Процесс удаления отложений заключается в применении тепловых методов (промывка горячей нефтью, паром, использование электропечей, других видов подогревателей), механических (с помощью различных скребков), а также химические (растворители и удалители) [2]. В сложившихся условиях наиболее актуальным направлением является разработка средств и технических решений по предотвращению отложения данных веществ [3]. Большую перспективу имеет способ комплексного применения методов сохранения и увеличения внутренней энергии добываемой скважинной жидкости, что достигается путем ее подогрева. В качестве эксплуатационной колонны необходимо применять теплоизолированные лифтовые трубы, что обеспечит предотвращение отложения парафинов на их стенках. На устье скважины, непосредственно после запорной арматуры, монтируются нагревательные секции (электронагреватели). Совокупность данных средств приводит к значительному увеличению наработки оборудования до отказа [4]. На рисунке 1 представлено оборудование для устьевого подогрева скважинной жидкости. ТЭНы 3 помещаются внутрь рабочей камеры 6 и закрепляются на фланцевых соединениях 4 с боковой крышкой корпуса 10 с обеих сторон оборудования, что позволяет герметизировать рабочую и нагревательную полости. В данных крышках имеются присоединительные рабочие выводы 13, 14. Один вывод для подачи нагреваемой жидкости, другой для ее вывода после процесса подогрева до необходимой температуры. Рабочее пространство между ТЭНами 3 и внутренними стенками рабочей камеры 6 заполняется промежуточным теплоносителем-антифризом, что позволяет обеспечить более мягкий нагрев скважинного флюида. Для компенсации расширения промежуточного теплоносителя, предлагается установить расширительный бачок 7, зафиксированный непосредственно на выводе из рабочей камеры (нагрева) при помощи присоединительного хомута 8. Расширительный бачок оснащен дыхательным клапаном.
Рисунок 1 – Оборудование для устьевого подогрева скважинной жидкости 1 – Косынки, 2,4,11 – присоединительные фланцы, 3 – ТЭНы, 5,12 – шпильки, 6 – рабочая камера, 7 – бачок, 8 – хомут, 9 – дыхательный клапан, 10 – боковые торцевые крышки, 13,14 – рабочие выводы, 15 – металлическая полоса, 16 – отверстия, 17 – сливная пробка, 18 – резиновая прокладка, 19,20 – клапана для пропарки
Вокруг рабочей камеры винтообразно навивается полоса металла 15, имеющая в верхней части специальные отверстия 16 для пропускания скапливающегося газа. Также имеются клапана 19,20 для пропарки и промывки нагревателя. Заданные проектировочные характеристики нагревателя: мощность 50 кВт, масса 300 кг, максимальное давление скважинной жидкости 4 МПа, габаритные размеры 1470х760х710. Данные особенности конструкции представленного оборудования позволят получить следующие преимущества, по сравнению с другими аналогами: · Повышение надежности и безопасности оборудования; · Уменьшение массогабаритных характеристик; · Упрощение процесса проведения монтажно-демонтажных работ. На основе рассмотренного материала и особенностей конструкции можно сделать вывод о целесообразности применения данного оборудования в производстве с поправками на сложившиеся условия конкретного месторождения.
Список литературы
1. Колесников А.С. Нурдаулет А.Н. Досжанов К.А. Обзор способов и методов предотвращения отложений асфальто-смоло-парафинов. Южно-Казахстанский государственный университет им. М. Ауезова, – Казахстан, г. Шымкент: – 2016 – с 8; 2. Иванова Д.В. Буров Е.А. Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспортировки и хранения. Журнал «Нефтегазовое дело» УДК 622.276, Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина – Москва : 2011, №11 – с 23; 3. Сорокоумова И.Е. Анализ эффективности методов борьбы с асфальтосмолопарафинистыми и солевыми отложениями на Мамонтовском нефтяном месторождении.Журнал «Современные технологии разработки нефтяных и газовых месторождений». – Национальный исследовательский Томский политехнический университет, – Томск: – 2010 – с 135; 4. Артеменков В.Ю. Ерехинский Б.А. Применение теплоизолированных лифтовых труб в нефтегазодобывающей промышленности. Журнал «Территория нефтегаз», 2017г, №3.
1. Богачев В.В. Исследование активных методов гашения колебаний бурильного инструмента 2. Сержантова М.П. Автоматизация метода определения механических примесей в нефти 3. Устин С.А. Магнитный виброгаситель для трубопроводов 4. Устин С.А. Виброопора для технологических трубопроводов НПЗ
КОМБИНИРОВАННЫМ СПОСОБОМ Т.Е. Родионов Список литературы
1. Колесов П. А. Анализ способов борьбы с обледенением крыш / П. А. Колесов // Актуальные проблемы авиации и космонавтики: электронный научный журнал. – 2012. – Том 3. – С. 223-225. 2. Шорина Н. С. Проблема обледенения и краткий обзор современных методов борьбы с ним / Н. С. Шорина, В. В. Смогунов // Труды международного симпозиума «Надежность и качество»: электронный научный журнал. – 2010. №3. – С 34-35. 3. Филипенков И. В. Разработка системы защиты кровли от обледенения / И. В. Филипенков // Молодой учёный: электронный научный журнал, 2017. - № 17 (151). – С. 87-89. 4. ТР 12324-ТИ.2008 Изделия теплоизоляционные из вспененного каучука K-FLEX в конструкциях тепловой изоляции оборудования и трубопроводов. Рекомендации по применению с альбомом технических решений. Общие положения. – Введ. 21.07.2008. – Москва : ОАО «Теплопроект», 2008. – 104 с.
УДК 622.692.4.053 НЕФТЕПРОВОДОВ Н.В.Грунин Список литературы
1. Воробьёв, А. Е. Инновационная система обнаружения утечек и контроля активности трубопроводов // Вестник РУДН. Серия: Инженерные исследования. 2013. №3. 2. /Е.М. Климатовский, Ю.В. Колотилов - М.: Недра, 1987. – 173 с. 3. Кутуков, С. Е. Проблема повышения чувствительности, надежности и быстродействия систем обнаружения утечек в трубопроводах // Нефтегазовое дело, Т. 2, 2004. - С. 29-45. 4. Мишкин, Г. Б. Краткий обзор систем обнаружения утечек российских производителей/ Г. Б. Мишкин // Молодой ученый, 2011. - №2. Т.1. - С. 41-47. 5. Системы обнаружения утечек комбинированного типа на магистральных нефтепроводах. Общее техническое задание на проектирование, изготовление и ввод в эксплуатацию – M.: ОАО «АК «Транснефть», 2009. – 99 6. Трубопроводный транспорт нефти/Г. Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак и др.; Под редакцией С.М. Вайнштока: Учеб.для вузов: В 2 т. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002. - Т. 1. - 407 с.
УДК: 62-1/-9
ЭКСПЛУАТАЦИИ
С.В. Зенченко Список литературы 1. Бьерг К. Торцевые уплотнения вала насосов. Copyright 2009 GRUNDFOS Management A/S 2. Майер Э. Торцовые уплотнения. М.: Машиностроение, 1978. 3. Оркатт Р. Исследование работы и повреждения механических торцовых уплотнений. Проблемы трения и смазки. 1969. 4. Мельник В.А. Параметры управления и оптимизации характеристик торцового уплотнения. – Машиностроитель. 2002. 5. Голубев А. И., Гафт Я. З. Исследование модифицированной конструкции торцевого уплотнения. – Вестник машиностроения, 1978. УДК 622.692.4:681.586.48
ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ А.Ю. Козаков Список литературы 1. Единые нормы и расценки на строительные, монтажные и ремонтно-строительные работы. – Введ. 05.12.1986. – Москва : Стандартинформ, 1985. – 150 с. 2. ГОСТ Р 9.905-2007 Единая система защиты от коррозии и старения. Методы коррозионных испытаний. Общие требования. – Введ. 01.03.2007. – Москва : ВНИИСТ, 2007. – 62 с. 3. ГОСТ 14.322-83 Межгосударственный стандарт. Нормирование расхода материалов. Основные положения. – Введ. 01.01.1983 – Москва : Стандартинформ, 1983. – 180 с. 4. Технологическая инструкция ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» «Проведение коррозионного мониторинга и ингибиторной защиты промысловых трубопроводов» № П1-01.05 ТИ-0005 ЮЛ-428. – Введ. 17.04.2018 – Красноярск, 2018. – 33 с. 5. Методические указания Компании «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке промысловых трубопроводов на объектах ПАО «НК «Роснефть» и его Обществ группы» № П1-01.05 М-0133. Версия 2.00. – Введ 01.07.2018 – Москва, 2018. – 184 с. 6. Положение Компании «Применение химических реагентов на объектах добычи углеводородного сырья компании» № П1-01.05 Р-0339. – Введ. 09.06.2017 – Москва, 2017. – 109 с. 7. Производственные нормы расходов материалов в строительстве. – Введ. 14.12.1984, – Москва : Стандартинформ, 1984. – 132 с. 8. РД 39-0147103-362-86 Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений. – Введ. 01.03.1987, – Москва : ВНИИСТ, 2013. – 54 с. 9. СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов. – Введ. 01.04.1997, – Москва : Стандартинформ, 1997. – 87 с. УДК 622.692
В.Ф. Самойленко Список литературы 1. Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России / А.Ю. Книжников, А.М. Ильин. – М.: WWF России, 2017. – 32 с.. 2. Istomin V. A., Yakushev V. S. Gas Hydrates Self-preservation Effect: Physics and Chemistry of Ice //Sapporo, Hokkaido University. – С. 136-140. 3. СеменовА. П., ВинокуровВ. А. Разделениесмесейметан-пропанспомощьюпроцессовгидратообразования //Технологиинефтиигаза. – 2009. – №. 6. – С. 43-47. 4. Shirota H. et al (2005), “Self-preservation property of methane hydrate pellets in bulk in ship cargo holds during sea-borne transport of natural gas”, Proceedings of the Fifth International Conference on Gas Hydrate. 5. Javanmardi J. et al. Economic evaluation of natural gas hydrate as an alternative for natural gas transportation //Applied Thermal Engineering. – 2005. – Т. 25. – №. 11-12. – С. 1708-1723.Mitsui Engineering & Shipbuilding. Conference «Look to the Future». Amsterdam. 2011
УДК 66.019.3
С. В. Петренко Список литературы
1. Арутюнян Н.С., Корнена Е.П. Фосфолипиды растительных масел. М.: Агропромиздат, 1986. 256 с 2. Способ отделения фосфолипидов от нейтральных липидов и неэстерифицированных жирных кислот [Текст]: пат. 1854567 Государственный комитет СССР по делам изобретений и открытий МПК G01N 33/16 оп. 15.08.1975 3. Железной С. А. Получение, фракционирование и идентификация пищевых растительных фосфолипидов: автореф. дис. Воронеж, 2002.
УДК 622.692.4.052
Д.Е. Матюха Список литературы 1. Лисин Ю.В., Сощенко А.Е. Технологии магистрального нефтепроводного транспорта России. – М.:“ООО Недра-Бизнесцентр”. -2011. -421с. 2. РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов. -1999. -73 c.
ПОДГОТОВКА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 53.06
ПОСТОЯННОГО МАГНИТНОГО ПОЛЯ Список литературы 1. Лесин В.И., Дюнин А.Г., Хавкин А.Я. Изменение физико-химических свойств под влияние электромагнитного поля // Журнал физической химии. – 1993. – Т. 67. - №7. – С. 1561-1562. 2. Ю.В. Лоскутова, Н.В. Юдина. Влияние магнитного поля на структурно-реологические свойства нефтей // Известия Томского политехнического университета. – 2006. – Т. 309. - №4. – 104-109 с.
УДК 665.658.2:66.094.52
К.А.Баклашкина Список литературы 1. Pawelec B. Toward near zero-sulfur liquid fuels: a perspective review // Catalysis Science & Technology. – 2011. – № 1. – P. 23 – 42. 2. Булгаков С.В. Особенности производства гидроочищенного дизельного топлива стандарта ЕВРО – 5[Электронный ресурс]/С.В. Булгаков // Современные автомобильные материалы и технологии. –2018. Режим доступа: https://elibrary.ru/item.asp?id=30530713 3. Ганжа В.Л. Основы эффективного использования энергоресурсов: теория и практика/ В. Л. Ганжа. – Минск: Белорусская наука, 2007. – 450 с.
УДК 66.022.389
Д. А. Мельников Список литературы 1. Акимов, А. С. Влияние нанопопрошковых металлов на разрушение водонефтяных эмульсий / А. С. Акимов // Химия и химическая технология неорганических веществ и материалов. – 2011. – №8. – С. 31-33. 2. Fukumoto, S. Hydrolysis behavior of aluminum nitride in various solutions / S. Fukumoto, T. Hookabe, // Journal Of Materials Science. – 2000. – № 35. – С 2743–2748. 3. Ахметова, Р. С. Определение группового состава битумов / Р. С. Ахметова, Е. П. Глозман // Высокосернистые нефти и проблемы их переработки. – Москва: Химия, 1968. – № 8. – С. 170–181.
УДК 665.6
НЕФТИ ОТ СЕРОВОДОРОДА С. К. Апресян Сибирский Федеральный Университет
За последние десятилетия в России резко возросло количество добываемой высокосернистой нефти. Вместе с этим повысились экологические требования к качеству нефти и нефтепродуктов. С 2002 года в России обязательно выполнение условий стандарта [1], ограничивающего содержание сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти. Согласно этому стандарту, массовая доля сероводорода для первого и второго вида нефти должна составлять не более 20 и 100 ppmсоответственно. Существуют различные физические и химические методы очистки нефти от сероводорода. Применение химических методов приводит к ухудшению качества нефти, поскольку продукты реакции частично или полностью попадают в товарную нефть[2, 3, 4]. Кроме того, постоянная потребность в реагентах значительно увеличивает эксплуатационные расходы на очистку нефти. При использовании физических методов сероводород переводится в газообразное состояние вместе с другими легкими фракциями углеводородов, что позволяет совместить процесс очистки нефти от сероводорода со стабилизацией, ориентированной на получение нефти с заданным давлением насыщенных паров. Ввиду выше сказанного, предпочтительна физическая очистка нефти от сероводорода путем удаления этого коррозионно-активного и опасного для человека и окружающей среды компонента с последующей его утилизацией. На сегодняшний день в нефтяной промышленности применяются несколько технологий очистки нефти от сероводорода, основанных на физическом воздействии, и соответствующего оборудования [5, 6, 7]. При этом традиционные технологии основаны, в основном, на применении громоздких колонных аппаратов, которые работают недостаточно эффективно и характеризуются высокими удельными затратами на изготовление и обслуживание. Поэтому актуальной проблемой является разработка новых высокоэффективных и низкозатратных технологий очистки нефти от сероводорода. В данной работе было выполнено исследование современных промышленных и нетрадиционных технологических процессов и аппаратов для очистки нефти от сероводорода. В ходе исследования было выявлено, что наиболее перспективным для создания новой высокоэффективной технологии очистки нефти от сероводорода, позволяющей достигать 20 ppm и менее является применение центробежно-вихревых аппаратов. На рисунке 1 представлена принципиальная схема аппарата. Разрабатываемый аппарат работает следующим образом. Исходная нефть через подводящую трубу и тангенциальный патрубок 3 подаётся внутрь корпуса 2. Закрученный поток нефти вращаясь вдоль цилиндрической стенки корпуса два опускается вниз. Из-за возникающего перепада давлений сероводород десорбируется из нефти и удаляется через центральную трубу 5. Для поддержания определённой толщины вращающегося слоя нефти служит кольцевая перегородка 6. Поток нефти дробится на струи, проходя через отверстия 4 в нижней части корпуса, что способствует выделению остаточного сероводорода, и выходит через сливной патрубок 7.
Рисунок 1 – Принципиальная схема аппарата 1 – корпус, 2 – ёмкость, 3 – тангенциальный патрубок, 4 – отверстия, 5 – газоотвод, 6 – внутренние граничные перегородки,7 – патрубок отвода нефти
Предлагаемый аппарат имеет следующие преимущества по сравнению с традиционными промышленными аппаратами: - высокая эффективность в процессе тонкой очистки нефти от сероводорода; - простая конструкция; - высокая надёжность; - низкая материалоемкость; - низкая себестоимость изготовления аппарата; - низкие эксплуатационные затраты.
Список литературы: 1. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия. М.: Стандартинформ, 2006. – 12 с. 2. Установка очистки от сероводорода, компримирования и осушки от влаги нефтяного газа / В.Ф. Жеребцов, техническая разработка ЗАО «ИНТЕХ». 3. Пат. RU № 2 418 035 C2 Российская Федерация. Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов / У.М. Джемилев, Р.М. Саматов, Р.Р. Саматов, А.Х. Шарипов, Г.Р. Гадыргулова; заявл.:17.03.2008; опубл.: 27.09.2009 – 7 c. 4. Пат. RU № 2 466 175 C2 Российская Федерация. Нейтрализатор сероводорода и способ его использования / А.М. Фахриев, Р.А. Фахриев; заявл.: 06.08.2008; опубл.: 10.11.2012 – 9 с. 5. Сахабутдинов Р. З. [и др.] Технологии очистки нефти от сероводорода / Р. З. Сахабутдинов // Нефт. Хоз-во. – 2008. - №7. – с.82-85. 6. Латыпов Д.Н. Основные проблемы и пути решения комплексной очистки газовых выбросов больших объемов // Вестник Казанского национального исследовательского технологического университета. – 2011 – №8. – с.340-344. 7. Пат. RU № 2 363 514 C1 Российская Федерация. Десорбер очистки нефти от вредных газов. / Б.А. Зимин, Н.Г. Маликов; заявл.: 26.11.2007; опубл.: 10.08.2009 – 10 с.
УДК 665.644.4
Г.В. Зайков АО «АНПЗ ВНК»
Ачинский нефтеперерабатывающий завод (АНПЗ) – нефтеперерабатывающее предприятие, расположенное в Большеулуйском районе Красноярского края, основан в 1982 году. Единственный НПЗ Красноярского края. Установленная мощность по установке каталитического риформинга составляет 1,150 млн. тонн нефти в год. В связи с высоким ростом потребления высокооктанового бензина и ужесточением экологических требований к моторным топливам, процесс каталитического риформинга нуждается в своевременной модернизации. Полное наименование производственного объекта. Секция 200 установки ЛК-6Ус – Каталитический риформинг с предварительной гидроочисткой - предназначена для получения стабильного катализата – компонента высокооктановых бензинов. Основой процесса каталитического риформинга являются реакции, приводящие к образованию ароматических углеводородов. Это реакции дегидрирования шестичленных и дегидроизомеризации пятичленных нафтеновых углеводородов, дегидроциклизация парафиновых углеводородов. Кроме того, второй по значимости в процессе каталитического риформинга является реакция изомеризации углеводородов. В процессе каталитического риформинга используются катализаторы, основой которых является платина, равномерно распределенная на носителе – оксиде алюминия, промотированном хлором (в редких случаях фтором). Количество хлора на поверхности оксида алюминия определяется равновесием представленном на рисунке 1.
Рисунок 1 – Водно-хлорный баланс Самым современным оформлением процесса является каталитический риформинг с непрерывной регенерацией катализатора. Но для этого необходима стройка совершенно новой установки, что не всегда является возможным, из-за чего были разработаны варианты модернизации установок со стационарным слоем катализатора. Установки риформинга с движущимся слоем катализатора, получившие название continuous catalytic reforming (CCR), наиболее экономичны в случае, когда рабочее давление снижается с одновременным повышением глубины превращения сырья. На некоторых заводах специалисты сталкиваются с проблемами перевода установок риформинга с неподвижным слоем катализатора на процесс с движущимся слоем катализатора. Сотрудниками Французского института нефти были разработаны в промышленном масштабе несколько таких процессов. Это процессы дуалформинг и октанайзинг, которые предусматривают снижение рабочего давления по сравнению со схемой риформинга с неподвижным слоем катализатора, что дает преимущества по качеству продукта. При снижении давления уменьшается крекируемость углеводородного сырья, что приводит к увеличению выхода продуктов риформинга. Подавляются также реакции деалкилирования, в ходе которых тяжелая «ароматика» превращается в бензол, что приводит к снижению содержания бензола в продуктах риформинга. Кроме того, уменьшается давление насыщенных паров по Рейду риформинг-бензина и, что очень важно, увеличивается выход водорода. Строительство новой установки с непрерывной регенерацией требует больших капитальных затрат, для максимального использования существующего оборудования и минимизации капитальных затрат предлагается произвести модернизацию по технологии дуалформинг, т.е. установить новый дополнительный реактор с непрерывной регенерацией катализатора. Для проведения данной модернизации необходимо приобрести теплообменник типа «ПАКИНОКС», реактор с движущимся слоем катализатора, секцию регенерации катализатора, 2 насоса для питания колонны стабилизации К-202, катализатор каталитического риформинга для реактора с движущимся слоем. Для расчета технико-экономических воспользуемся моделью Pims. С учетом реализации проекта за 1 капитальный ремонт и пуск в работу с существующими установками. Список литературы 1. Ахметов, С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа : Учебное пособие для вузов / С. А. Ахметов. – Уфа : Гилем, 2002. – 672 с. 2. Эмирджанов, Р. Т. Основы технологических расчетов в нефтепереработке и нефтехимии : учебное пособие для вузов / Р. Т. Эмирджанов, Р. А. Лемберанский. − Москва : Химия, 1989. – 192 с. 3. Скобло, А. И. Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности : 2-е изд. / А. И. Скобло, И. А. Трегубова, Ю. К. Молоканов. – Москва : Химия, 1982. – 584 с.
УДК 541.1 ДИОКСИДА ЦИРКОНИЯ С.А. Наумова Список литературы 1. Ахметов, Т. В., Терегулова, Э. И., Абдульминев К. Г. Варианты комбинированной технологии каталитического риформинга и изомеризации бензиновых фракций // Нефтегазовое дело. 2013. №3. С. 284-290. 2. Xu, Y., Zhang, X., Li, H., Qi, Y., Lu, G., Li, S. Promotion effect of lanthanum addition on the catalytic activity of zirconia supported platinum and tungstophosphoric acid catalyst for n-pentane isomerization // Applied Surface Science. 2009. P. 6504-6507. 3. Kuznetsov P. N., Obukhova A. V., Kuznetsova L. I., Mikhlin Y. L. Dynamics of the activity and physicochemical characteristics of Pt/WO42−–ZrO2 catalysts in the hydroisomerization of heptane and heptane–benzene mixtures// Catalysis Letters. 2017. V. 147. P. 773-784. 4. Kuznetsov P. N., Kazbanova A. V., Kuznetsova L. I., Kovalchuk V. I., Mikhlin Y. L.Bulk and surface characterization and isomerization activity of Pt/ WO42−/ZrO2catalysts of different preparations // Reaction Kinetics, Mechanisms and Catalysis. 2014. V. 113. P. 69-84. 5. Silva-Rodrigo R., Cruz-Domínguez,E. L., Lugo-del Angel, F. E. and et. al. Studies of sulphated mixed oxides (ZrO2–SO4–La2O3) in the isomerization of n-hexane // Catalysis Today. 2015. P. 197-208.
УДК 665.656.2+665.658.4+665.652.4
НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В. А. Фомов Список литературы 1. Колесов, Ю. Б. Моделирование систем. Динамические и гибридные системы : учебник для вузов / Ю. Б. Колесов. – Санкт-Петербург : BHV-Петербург, 2006. – 224 с. 2. Рогов В. А. Методика и практика технических экспериментов : учебное пособие / В. А. Рогов. – Москва : Академия, 2005. – 288 с.
УДК 622.243.063 Е.И. Старостина Сибирский Федеральный Университет
Цель научной работы: подбор оптимального состава промывочной жидкости на водно-полимерной основе с целью предотвращения гидратации глинистых минералов. Задачи научной работы: - изучить структуру глин склонных к набуханию, в частности иллит; - провести исследования явления гидратации подходящих глинистых минералов на тестере продольного набухания; - выдать рекомендации по оптимизации состава бурового раствора предотвращающего гидратацию. Актуальность данной работы заключается в том, что при бурении скважин существует проблема обрушения горных пород, одним из преобладающих факторов является наличие глинистых пород, многие из которых склонны к набуханию. На рисунках 1-2 наглядно представлены графические зависимости изменения линейных размеров исследуемых образцов в дистиллированной воде и раствора силиката натрия.
Рисунок 1- Кривая степени набухания таблеток, спрессованных из иллитового глинопорошка при различных давлениях в дистиллированной воде
Рисунок 2-Кривая степени набухания таблеток, спрессованных из иллитового глинопорошка при различных давлениях в 10 % растворе силиката натрия
Исследования показали, что степень набухания в дистиллированной воде выше, чем в растворе жидкого стекла.Вотношении, метасиликата натрия, он является эффективным растворителем, иначе говоря, в водных дисперсных системах он способен пептизировать крупные механические агломераты в мелкие частицы и таким образом снижать вязкость некоторых суспензий. Проанализировав данные рисунков 1-2, можно сделать вывод, что раствор силиката натрия проявил себя наиболее эффективным в отношении регулирования гидратации, наибольший процент гидратации по истечению 12 часов, составил 6,3 %. Опираясь на результаты проделанной работы, именно силикат натрия может быть предложен, в качестве добавки бурового раствора для предотвращения гидратации глин.
Список литературы 1. Овчинников, В. П. Буровые промывочные жидкости: Учебное пособие для вузов. / В. П. Овчинников, Н. А. Аксенова. – Тюмень : Изд-во Экспресс, 2008. – 309 с. 2. Середа, Н. Г. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов. / Н. Г. Середа, Е. М. Соловьев. – 3-е изд. – Москва : ИД Альянс, 2011. – 456 с. 3. Рязанов, Я. А. Энциклопедия по буровым растворам. / Я. А. Рязанов. – Оренбург : издательство "Летопись", 2005. – 664 с. 4. Замулин, П. В. Виды буровых растворов. Развитие полимеросодержащих буровых растворов, их особенности и преимущества над остальными растворами / П. В. Замулин, К. М. Минаев // Проблемы и перспективы бурения. – 2006. – №6. – С. 591 – 596. 5. Реологические свойства растворов акриловых полимеров для бурения скважин комплексами ССК / А. Л. Неверов, А. В. Гусев, В. П. Рожников, А. В. Минеев. // Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле РАЕН. Геология, поиски и разведка рудных месторождений. – 2012. – Т.40. – № 1. – С. 86 – 96.
Abdul Rahman Development of phospholipid-based corrosion inhibiting composition
УДК 162.504 А.О. Алексеева АО «Востсибнефтегаз»
ПОПУТНЫЙ НЕФТНОЙ ГАЗ, ОЗОН, ОЗОНАТОР, ФАКЕЛЬНОЕ ХОЗЯЙСТВО, ВРЕДНЫЕ ВЫБРОСЫ В работе рассматривается проблема выбросов вредных веществ в атмосферу, таких как окислы азота и серы, оксида углерода, взвешенных частиц, от сжигания попутного нефтяного газа вследствие не полноты его сгорания. Цель – снижение количества вредных выбросов от сжигания попутного нефтяного газа. Задача – увеличение полноты сгорания попутного нефтяного газа. Сцельюповышенияэффективностисгораниягаза предложен метод добавки озона перед сжиганием. Идея работы заключается в способности озона проявлять окислительные свойства по отношению к органическим и неорганическим веществам, находящимся в жидкой, газообразной и твердой фазах.Засчет полногосгорания,уходящиегазынетакиеядовитые.Сутьтеоретическихисследованийовлияниикаталитическоговоздействияозонанапроцесссжиганиягазовоготопливазаключаетсявтом,чтокулоновскиесилырвутсгустки(кластеры)одноименнозаряженныхмолекулкислородаигазасинтенсивнымперемешиванием. Проведены расчеты необходимой эффективной и в тоже время безопасной концентрации озона, а так же подобран комплектная озонаторная установка производительностью 500 г/час. Данный метод позволит в среднем до 70% снизить выбросы вредных веществ. Техническим решением является комплектная озонаторная установка КОУ 500 производительностью по озону 500 гр./час. После применения технологии можем наблюдать снижение количества вредных выбросов в атмосферу, которое представлено в диаграмме 1.
Диаграмма 1 – Выбросы вредных веществ до и после использования технологии
Применение технологии повлияет на уплату за штрафы. На диаграмме 2 представлена уплата за штрафы до и после применения технологии. Для такого серьезного проекта очень важно экономическое обоснование. Менее года потребуется на окупаемость вложенных инвестиций. Результатом является экономический эффект в размере 1,39 млн. рублей.
Диаграмма 2 – Уплата за штрафы до и после применения технологии
Заключение 1. Сжигание ПНГ оказывает значительное влияние на окружающую природную среду. При сжигании 1млрд. м3 газа образуется около 30 тыс. т вредных выбросов. Причиной является неполнота сгорания газа. 2. Применение метода добавки озона перед сжиганием ПНГ является перспективным методом, так как позволяет снизить выбросы в атмосферу до 70 %, а так же суммы штрафов. 3. С помощью компании по производству озонаторов «Ecozon» была теоретически рассчитана концентрация озона и комплектная озонаторная установка КОУ500 производительностью 500 г/час. 4. Данный метод можно использовать для нейтрализации вредных выбросов не только, где сжигается попутный ПНГ, но и в других отраслях производств, где выбрасываются вредные вещества в атмосферу. 5. Высокий экономический эффект показывает исключительную доходность и прибыльность технологии. Благодаря новшеству достигается снижение суммы штрафов. Для внедрения процесса в производство необходим тщательный подбор концентрации озона в соответствии с компонентным составом и количеством попутного нефтяного газа. Благодаря таким нововведениям так же снижается отрицательное воздействие на окружающую среду.
Список литературы 1. В.Н. Вернигорова, Н.И. Макридин, Ю.А. Соколова, И.Н. Максимова. Химия загрязняющих веществ и экология. – ПАЛЕОТИП, 2005. – 141-158с. 2. ДудышевВ.Д.«Новаяэлектроогневаятехнология–эффективныйметодрешенияэкологическихиэнергетическихпроблем»–«ЭкологияипромышленностьРоссии»№ 3/97г. – 15с. 3. ГромцевС.А.,СмирновВ.Т.,ПурмалМ.Я.Способрегулированияпроцессагоренияиустройстводляегоосуществления.Описаниеизобретения.ВНИИГПЭ, А.С. №1394000. 1986 г. УДК 551.89
А.Р. Квеско Список литературы 1. Andreassen K. , Hubbard A., Winsborrow M. Massive blow-out craters formed by hydrate-controlled methane expulsion from the Arctic seafloor // Science. 2017. V. 356. P. 948–953. 2. Якушев В.С., Перлова Е.В., Махонина Н.А. и др. Газовые гидраты в отложениях материков и островов. Рос.хим. ж. (Ж. Рос. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева). 2003, т. XLVII, № 3, с 80-90. 3. Сукачева, А. Нельзя бесконечно использовать природу [Электронный ресурс] / А. Сукачева//Сибирский форум. Интеллектуальный диалог. Режим доступа: http://sibforum.sfu-kras.ru/node/1114
УДК 537.622.3
ВОДНО-НЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ М. О. Борисов Список литературы
Лютоев А. А., Смирнов Ю. Г. Моделирование поведения магнитных наночастиц в жидкой среде с целью разработки технологии очистки загрязненных нефтью сточных вод. Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. – 2013. – №4. – С. 424-435. 3. Светличный В.А. Установка для синтеза наночастиц методом лазерной абляции/ В.А.Светличный, А.А.Смуглов, И.Н.Лапин// Материалы IX международной конференции студентов и молодых учёных «Перспективы развития фундаментальных наук». – С.221-223. Qing Wang, Maura C. Puerto, Sumedh Warudkar, Jack Buehler, Sibani L. Biswal. Recyclable Amine-Functionalized Magnetic Nanoparticles for Rapid Demulsification of Crude Oil-in-Water Emulsions.The Royal Society of Chemistry 2018. – 2018. - №4. – C. 1553-1563.
УДК 502.521 А.С. Харыбина, А.К. Юмашева Список литературы
1. Гаджиев Н.Г., Гакаев Р.А. Почвенные экосистемы под влиянием техногенного воздействия и некоторые вопросы по их улучшению (на примере Чеченской Республики). // Актуальные проблемы экологии и природопользования.Часть 1. 2012. С. 310-317. 2. Другов Ю. С., Родин А. А. Экологические анализы при разливах нефти и нефтепродуктов. – СПб. «Анатолия», 2000. – 250 с. 3. Капелькина Л. П. Экосистемный подходк установлению региональных нормативовдопустимого остаточного уровнясодержания нефтепродуктов в почвахболотных ландшафтов / Конференция «Экобиотехнология. Борьбас нефтяным загрязнением окружающей среды». Доклад. Пущино. 2001.
УДК 735.29
Д.А. Крутых АО «АНПЗ ВНК»
Задачей данного проекта является замена морально устаревшего способа изоляции технологических трубопроводов, а также обеспечение более надежной и безопасной эксплуатации и сокращение материальных затрат на изоляцию трубопроводов. На сегодняшний день в большинстве случаев на технологических трубопроводах используют минеральную вату с листовым металлом. При осуществлении ремонта трубопровода, ревизии, экспертизы промышленной безопасности приходится демонтировать имеющуюся изоляцию и, как правило, монтировать в дальнейшем новую. Данный способ отнимает не малое количество сил и материальных средств. Для исключения таких проблем предлагается рассмотреть применение жидкой теплоизоляции. Основные недостатки минеральной ваты с покрытием листового металла следующие: – Из-за того, что минеральная вата устанавливается дискретно (плитами, рулонами) в изоляционном слое присутствуют зазоры и щели, через которые возможны утечки тепла. – При значительной разнице температур между стальных листов и минеральной ватой будет образовываться конденсат. Минеральная вата очень гидроскопична, от постоянного конденсата ее теплоизоляционные свойства будут значительно ухудшаться. В итоге срок годности такого утепления составит не более 3-х лет. – Монтаж подобной изоляции очень трудоемок и требует значительных трудовых затрат. – Изоляция обладает большими габаритными размерами, что затрудняет работы по техническому обслуживанию трубопровода (ревизия трубопровода, монтаж/демонтаж временных заглушек, ревизия арматуры установленной на трубопроводе). – При длительном использовании исключает возможность повторного использования. – Острые кромки, образованные вследствие монтажа листового металла на врезках, тройниках, задвижках, заусенцы увеличивают риск травмирования персонала. – Вследствие накопления влаги в минеральной вате при некачественном монтаже, создаются дополнительные нагрузки (из-за увеличения ее веса), и нередко образуются провисы трубопроводов между опорами, создавая «мертвые, застойные зоны». – Во время пожара, минеральная вата будет тлеть. Теплоизоляционный пенополиуретан был разработан в конце 1970-х гг. и по своим теплоизоляционным свойствам не уступает минеральной вате. Недостатки пенополиуретанового покрытия. – Низкая влагостойкость и стойкость к ультрафиолетовому излучению данного материала требует дополнительной защиты покрытием; – Пенополиуретан плохо реагирует на динамические расширения и сужения конструкции трубопроводов, возникающих вследствие изменения температуры металла. – Покрытие, которое создается ППУ, может растрескаться и абсолютно потерять адгезию к металлу. – Невозможность проведения осмотра и дефектоскопии (толщинометрии) трубопровода. Не так давно появился еще один теплоизоляционный материал, характеристики и преимущества которого делают его материалом будущего. Жидкая теплоизоляция состоит из жидкого связующего (синтетический каучук и акриловые полимеры) и двух типов микросфер - вакуумированные (с разреженном газом) керамические микросферы и силиконовые микросферы, заполненные воздухом. После нанесения материала на изолируемую поверхность, в процессе высыхания и последующей полимеризации покрытия, вокруг силиконовых микросфер с воздухом внутри, образуются коконы из керамических микросфер с вакуумом внутри. Таким образом создается каркас из плотно прилегающих друг к другу коконов, состоящих из силиконовых сфер, заполненных воздухом и керамических сфер с вакуумом внутри. Акриловый полимер же плотно связывает между собой эти коконы, а также образует многослойную структуру, состоящую из мельчайших пленчатых волокон, между которыми образуются воздушные прослойки. Данный состав получает слой с очень низкой теплопроводностью – около 0,001 Вт/м·°С. Жидкая теплоизоляция может состоять не только из акрилового связующего и микросфер, но, в зависимости от модификации, в их состав могут вводится специальные добавки, которые делают материал применимым для решения более широкого спектра задач. Некоторые модификации жидкой теплоизоляции содержат ингибитор коррозии, который, вступая в реакцию с ржавчиной, не дает ей пройти сквозь покрытие и разрушить его, поэтому такие покрытия можно наносить на металлические конструкции без предварительной антикоррозийной подготовки их поверхности, то есть прямо на ржавчину. Существуют и специальные модификации жидкой теплоизоляции, которыми можно работать при отрицательных температурах окружающего воздуха (до -35). Таким образом жидкие керамические теплоизоляционные покрытия обладают большим рядом преимуществ: – Материал имеет высокую адгезию к различным поверхностям; – Материал защищает изолированный объект от воздействия влаги, и атмосферных осадков; – Обладает антикоррозийными свойствами; – Наносится на любую форму поверхности; – Материал предотвращает образование конденсата; – Отражает до 85 % теплового излучения; – Защищает различные металлоконструкции от деформации при перепадах температур; – Отсутствие дополнительной нагрузки на несущие конструкции; – Покрытие устойчиво к воздействию УФ-лучей; – Материал быстро наносится, а готовое покрытие просто ремонтируется и восстанавливается; – Материал обладает огнеупорностью (обугливается при температуре 260°С, разлагается при 800°С с выделением окиси углерода и окиси азота, что замедляет распространение пламени); – Не требует монтажа контуров заземления, поскольку является диэлектриком, не накапливает статическое электричество на поверхности – Является экологически чистым продуктом, безопасным и нетоксичным.
Список литературы
УДК 519.688
Математическое моделирование как инструмент прогноза оперативной обстановки при пожаре на объекте с массовым пребыванием людей на примере Большого концертного зала г.Красноярск Т.С.Бадрак Список литературы 1. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://3ksigma.ru/ 2. Приказ от 30 июня 2009 г. № 382 "Об утверждении методики определения расчётных величин пожарного риска в зданиях, сооружениях и строениях различных классов функциональной пожарной опасности"
УДК 620.9: 502.174
Д.А. Липчинский Список литературы 1. Астановский, Д.Л. Использование теплообменных аппаратов новой конструкции в теплоэнергетике / Д.Л. Астановский, Л.З. Астановский // Теплоэнергетика. – 2007. 2. Бухаркин Е.Н. Возможности экономии электроэнергии при использовании конденсационных теплоутилизаторов в водогрейных котельных// Промышленная энергетика. – 1998. -№7. – С.34…37. 3. Гаряев А.Б., Цепляева Е.В. Расчет утилизации теплоты влажных газов в теплообменных аппаратах перекрестного тока // Вестник МЭИ. – 2003.- №5.-С.82…85. 4. Беляев Л.А. Повышение эффективности работы тепловых электрических станций / Л.А. Беляев [и др.] // Энергоэффективность и использование возобновляемых источников энергии - основные резервы энергетической безопасности регионов России : материалы докладов VIII Всероссийского совещания, 14–16 ноября 2007 г. – Томск: Технопарк, 2007. 5. Ефимов, А.В. Разработка пластинчатого воздухоподогревателя конденсационного типа для теплоутилизационной системы / А.В. Ефимов, А.Л. Гончаренко, Л.В. Гончаренко // ЕНЕРГЕТИКА: економіка, технології, екологія. – 2012. – №2(31) 6. Каменев, П.Н. Отопление и вентиляция. Учебник для вузов, в 2-х частях. Изд. 3-е. пераб. и доп. / П.Н. Каменев, А.Н. Сканави, В.Н. Богословский, А.Г. Егиазаров, В.П. Щеглов. – М., Стройиздат, 1975.
УДК 735.29
Список литературы
1. Публичное акционерное общество «Транснефть» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.transneft.ru. (Дата обращения: 18.02.2017). 2. .Первухин, П.А. Методы и приборы обнаружения утечек нефтепродуктов [Электронный ресурс] / П.А. Первухин. – Интернетжурнал «Технологии техносферной безопасности», 2009. № 6. – Режим доступа: http://ipb.mos.ru/ttb. (дата обращения: 19.01.2017). 3. .Пат. 2119680 Российская Федерация, МПК G 01 V 3/11. Способ геоэлектромагнитной разведки и устройство для его реализации [Текст] / Кравченко Юрий Павлович ; заявитель и патентообладатель Кравченко Юрий Павлович – № 94014548/25; заявл. 19.04.94 ; опубл. 27.09.98. УДК 502.174:624.15
А.В. Меньшикова Список литературы 1. СП 25.13330.2012 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. Актуализированная редакция СНиП 2.02.04-88 [Электронный ресурс]: Доступ из информационно-справочной системы «Техэксперт». 2. Мустаева А.И. Утилизация буровых отходов//8-я международная научная конференция «World science: problems and innovations». 3. Николаев Н. А., Сивков Ю.В. Анализ методов, применяемых при обезвреживании нефтешлама на месторождениях Тюменской области. 4. Пат. 2593289 Российская Федерация, МПК C 04 B 18/04. Строительный материал «Ресоил» / Чупин А.В. ; заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «СеверЭкоСервис» - №2015118078/03 ; заявл. 14.05.2015 ; опубл. 10.08.2016, Бюл. № 22. – 9 с. 5. Ягафарова Г.Г., Барахнина В.Б. Утилизация экологически опасных буровых отходов // Нефтегазовое дело, 2006 г.
УДК 629.072:004.896
Список литературы
1. ВСН 137-89 (Минтрансстрой СССР) «Проектирование, строительство и содержание зимних автомобильных дорог в условиях Сибири и Северо-Востока СССР». [Электронный ресурс] – Москва: Стандартинформ, 1990. // Профессиональные справочные системы «Техэксперт». - URL: http://www.cntd.ru. 2. Иванов И.П., Тржцинский Ю.Б. Инженерная геодинамика СПб.: Наука, 2001. — 416 с. 3. ОДМ 218.9.015-2016 «Рекомендации по организации автоматизированного мониторинга состояния искусственных сооружений автомобильных». [Электронный ресурс] – Москва: Стандартинформ, 2016. // Профессиональные справочные системы «Техэксперт». - URL: http://www.cntd.ru. 4. ОДМ 218.2.091-2017 «Геотехнический мониторинг сооружений инженерной защиты автомобильных дорог». [Электронный ресурс] – Москва: Стандартинформ, 2017. // Профессиональные справочные системы «Техэксперт». - URL: http://www.cntd.ru. 5. Павлов А.В., Малкова Г.В. Современные изменения климата на Севере РоссииАльбом мелкомасштабных карт. - Новосибирск, Академ. изд-во “Гео”, 2005, 54 с.
ПОИСК, РАЗВЕДКА И БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
УДК 553.98
|
Последнее изменение этой страницы: 2019-06-10; Просмотров: 249; Нарушение авторского права страницы
Рисунок 1 – Сопоставление результатов расчета коэффициента
) наблюдается интенсивное отложение легких и средних парафинов на внутренних стенках трубы.
