5 - Тюменский государственный нефтегазовый университет

К 55-летию
Тюменского государственного нефтегазового университета



«От всего сердца поздравляю коллектив преподавателей и студентов, аспирантов, ученых Тюменского государственного нефтегазового университета
с 55-летием вуза!
Мы по праву гордимся тем, что ТюмГНГУ — крупнейшее в регионе и отрасли учебное заведение».
Владимир Якушев,
губернатор Тюменской области
«У молодого поколения нефтегазовцев замечательные педагоги и большое
будущее».
Дмитрий Кобылкин,
губернатор Ямало-Ненецкого автономного округа
«Тюменскому государственному нефтегазовому университету — успешной
реализации планов нового этапа развития, лидирующих позиций в науке и подготовке кадров, целеустремлённых студентов!»
Юрий Неелов,
член Совета Федерации РФ,
президент Ассоциации выпускников ТИИ-ТюмГНГУ,
экс-губернатор Ямало-Ненецкого автономного округа
«От всей души поздравляю коллектив Тюменского государственного нефтегазового университета с 55-летием aльма-матер!
Убежден, что вуз является точкой роста всего региона и гордостью российского образования в области подготовки специалистов для нефтегазовой сферы.
Желаю новых успехов профессорам и преподавателям университета! Высоких
достижений — студентам и выпускникам, которые будут проносить чувство благодарности родному вузу через всю жизнь!»
Виктор Садовничий,
президент Российского Союза ректоров,
ректор МГУ имени М.В. Ломоносова,
вице-президент РАН
«Нефтегаз является одним из престижнейших технических учебных заведений России по нефтегазовым специальностям.
От имени коллектива Уральского федерального университета желаю процветания, новых побед и свершений».
Виктор Кокшаров,
ректор Уральского федерального университета имени Б. Н. Ельцина
№ 5, 2011
Нефть и газ
1



НЕФТЬ




 .










  









Ãëàâíûé ðåäàêòîð В.В. Новосёлов










 

  
2
Нефть и газ
№ 5, 2011
  









.





N EFT’
Published by Tyumen State Oiland Gas Universitysince 1997




 

















№ 5, 2011
Нефть и газ
3
Editor-in-Chief V.V. Novoselov

























ʼ .
Содержание
Content
Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа
Geology, prospecting and exploration of oil and gas fields
Максимов Е. М.
М. В. Ломоносов – основатель геологической науки в России
Maksimov E. M.
M. V. Lomonosov as a founder of geological science in Russia
7
Матусевич В. М., Рыльков А. В., Абдрашитова Р. Н.
Литогидрогеохимия – методологическая основа наращивания
ресурсной базы углеводородов
V. M. Matusevich, A. V. Ryl’kov, R. N. Abdrashitova
Lithohydrogeochemistry – a methodological basis of hydrocarbon resources base build-up
10
Гладышева Я. И., Гладышев А. А.
Перспективы юрских отложений в Надым-Пурской нефтегазоносной области. Часть I.
Gladysheva Ya. I. , Gladyshev А. А.
Prospects of jurassic deposits in Nadym-Pur oil-and-gas bearing area. Part I
17
Губарьков А. А.
Инженерно-геологические изыскания и строительство нефтепровода «Ванкорское
месторождение – НПС Пурпе»
Goubarkov A. A.
Features of engineering-geological survey and construction of the oil pipeline “Vankorskoye
field – NPS Purpe”
25
Бембель А. Р.
29
4
Нефть и газ
№ 5, 2011
Комплексное тектоно-седиментационное прогнозирование ловушек углеводородов
в неокоме и ачимовских отложениях
Bembel А. R.
Integrated tectono-sedimentation forecasting of hydrocarbons traps in
Neocomian and Achim deposits
Бурение скважин и разработка месторождений
Drilling of wells and fields development
Рублев А. Б., Федоров К. М., Шевелёв А. П., Им П. Т.
Моделирование работы залежи с применением метода материального баланса
Rublev A. B., Fedorov K. M., Shevelev A. P., Im P. T.
Modeling of a deposit performance using the material balance method
32
Булейко В. М., Булейко В. В.
Экспериментальное исследование фазового поведения многокомпонентных смесей
в виде псевдобинарных
Buleiko V. M., Buleiko V. V.
Experimental studies of phase behavior of multicomponent mixtures presented in the form of
pseudobinary ones
40
Cеркеров С. А., Полын И. И.
Особенности изменения связей вариаций силы тяжести с изменениями
пластового давления
Serkerov S. A., Polyn I. I.
Features of change in bonds of gravity variations with the reservoir pressure changes during
development of gas fields
46
Журавлев В. В., Чижова Т. И., Шестакова Н. А., Кустышев А. В.
Проблемы межколонных газопроявлений на скважинах
Zhuravlev V. V., Chizhova T. I., Shestakova N. A., Kustyshev A. V.
Problems of annulus gas showing in wells
Паняк С. Г., Аскеров А. А., Юсифов Т. Ю.
Гидроразрыв пласта — эффективный метод доизвлечения запасов нефти и газа
Panyak S. G., Askerov A. A., Yusiphov T. Yu.
Formation hydraulic fracturing as a method of additional recovery of oil and gas resources
52
Попов С. Н.
Моделирование деформаций перфорационных отверстий при различных режимах
работы эксплуатационной скважины
Popov S. N.
Simulation of perforations deformation at various modes of production well performance
59
56
Проектирование, сооружение и эксплуатация систем
трубопроводного транспорта
Designing, construction and operation of pipeline transport system
Чичугин В. А., Носков С. В.
Методика оперативной параметрической диагностики газоперекачивающего агрета
при эксплуатации
Chuchuguin V. A., Noskov S. V.
Method of on-line parametric diagnostics of gas-pumping aggregate during its operation
62
Кушнир С. Я., Карнаухов М. Ю., Пульников С. А., Сысоев Ю. С.
Анализ пространственных перемещений магистральных газопроводов с определением
граничных зон
Kushnir S. Ya., Karnaukhov M. Yu. Pulnikov S.A., Sysoev Yu. S.
Analysis of gas pipeline spatial displacements with assessment of boundary zones
71
Сильницкий П. Ф., Тарасенко М. А., Тарасенко А. А.
Расчет фундаментного кольца резервуара с дефектами
Silnitsky P. F., Tarasenko M. A., Тarasenko A. A.
75
№ 5, 2011
Нефть и газ
5
Calculation of the steel reservoir foundation ring with defects
Химия и технология переработки нефти и газа
Chemistry and technology of oil and gas processing
Токтосунова Б.
Химизм стабилизации свойств буровых растворов пектином
Toktosunova B.
Chemism of drilling mud properties stabilization by pectin
78
Фархан М. М., Магарил Р. З.
Снижение потерь лёгких углеводородов при больших дыханиях нефтяных резервуаров
Farhan M. M., Magaril R. Z.
Reducing loss of light hydrocarbons at large breath of oil tanks
81
Машины, оборудование и обустройство промыслов
Machinery, equipment and field construction
Замятин В. М., Московских О. П., Грачев С. В., Гриненко М. А., Дорошенко Н. М.
83
Влияние режимов гомогенизации на структуру и пластические свойства слитков из сплава
системы AL-ZN-MG-CU –ZR
Zamyatin V. M., Moskovskikh O. P., Grachev S. V., Grinenko M. A., Doroshenko N. M.
Effect of homogenization on the structure and plastic properties of bars of alloys
AL-ZN-MG-CU-ZR.
Перевощиков С. И.
Прогнозирование остаточного ресурса центробежных нагнетателей
по их энергетическим показателям
Perevoschikov S. I.
Prediction of residual life of centrifugal injectors based on their energy data
Ширшова А. В., Данько М. Ю.
Рост и диссоциация газогидрата в водонефтяной эмульсии
Shirshova A.V., Dan’ko M.Yu.
Growth and dissociation of gas hydrate in the water-oil emulsion
86
Нассонов В.В., Балина О.В., Нассонова Л. Н.
Изменение структуры и свойств низколегированных трубных сталей
после длительной эксплуатации
Nassonov V. V., Balina O. V., Nassonova L. N.
A change in structure and properties of low-alloy pipe steels after a long-term exploitation
99
93
Строительство и обустройство промыслов
Construction and surface facility of oil& gas fields
Муртазин Р. М., Новоселов В. В., Холмогоров А. П.
Организационные принципы строительно-монтажных работ на отдаленных
нефтегазопромысловых объектах
Murtazin R. M., Novoselov V.V., Holmogorov A. P.
Organizational principles of construction-erection works in the remote oil-and-gas field facilities
103
Информационные технологии
Information technologies
Катанов Ю. Е.
Оценка эффективности методов принятия решений в нечетких условиях
Katanov Yu. E.
Evaluation of efficiency of making decision methods in uncertain conditions
106
Колосова А. Л.
Разработка методики оценки скорости коррозии магистральных газопроводов
Kolosova A. L.
111
6
Нефть и газ
№ 5, 2011
Development of the procedure for estimation of trunk gas pipelines corrosion rate method
Карнаухов Н. Н., Данилов О. Ф., Колесов В. И.
Системный подход к проектированию полиэнергетических автономных комплексов
Karnaukhov N. N., Danilov O. F., Kolesov V. I.
A system approach to designing of polyenergetic off-line complexes
116
Проблемы экологии нефтегазовых регионов
Problems of petroleum regions environmental conditions
Петухова В. С., Скипин Л. Н., Галямов А. А.
Влияние коагулянтов на улучшение физико-химических свойств буровых шламов
Petukhova V. S., Skipin L. N., Galyamov A. A.
Influence of coagulants on improvement of physical and chemical properties of drilling cuttings
120
Мамаева Н. Л., Квашнина С. И.
Проблемы экологии в нефтегазовой отрасли на Тюменском Севере
Mamaeva N. L., Kvashnina S. I.
Problems of ecology in the Tyumen North oil and gas sector
123
Рефераты
Abstracts
125
№ 5, 2011
Нефть и газ
7
Геология, поиски и разведка
месторождений нефти и газа
К 300-летию Михаила Васильевича Ломоносова
УДК 316.05
М. В. ЛОМОНОСОВ — ОСНОВАТЕЛЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НАУКИ В РОССИИ
M. V. LOMONOSOV AS A FOUNDER OF GEOLOGICAL SCIENCE IN RUSSIA
Е. М. Максимов
E. M. Maksimov
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: деятельность М. В. Ломоносова, геологическая наука
Key words: V. M. Lomonosov’s work, geological science
Особое значение горному делу и металлургической промышленности придавал царь
Петр I, так как Россия остро нуждалась в стали
и меди для отливки пушек и оружия, в серебре
и золоте для пополнения казны. В 1700 году он
учредил Приказ рудных дел. На Урал были посланы рудознатцы с поручениями опрашивать
местных жителей, искать руды. В стране начали
сбор минералов, которые изучались в организованном для этой цели музее – Кунсткамере.
Поиски и разведку руд с 1719 года разрешалось
вести всем и во всех местах страны. В Сибири,
в басейне Нижней Тунгуски открыли огромные
залежи каменного угля, графита и каменной
соли.
В 1724 году Петр I учредил Академию наук
в Санкт-Петербурге для «обучения языкам,
прочим наукам и знатным художествам». Уставом Академии предусматривалась подготовка
отечественных научных кадров с тем, чтобы в
их рядах постепенно готовились русские ученые. Церемония открытия Академии состоялась
15 августа 1725 года, уже после смерти Петра I. Поначалу профессорами Академии были
иностранцы.
В 1741 году, после 5-летнего обучения в Германии химико-физическим наукам и горному делу, Михаил Васильевич Ломоносов вернулся в Академию наук, приступил к изучению
минералов и окаменелостей Кунсткамеры и составлению каталога образцов минералов. К
этому времени ему исполнилось 30 лет, он уже был сложившимся естествоиспытателем, со
своими идеями и методами в химии, физике, геологии и других науках, автором двух физических диссертаций: «О превращении твердого тела в жидкое» и «О различии смешанных
тел».
В конце XVII века в европейскую науку вместо средневековой схоластики пришёл индуктивный метод, провозглашенный английским философом-материалистом Фрэнсисом
Бэконом (1561–1626). Выдающуюся роль в перестройке умов с точки зрения методологии
мышления сыграли философия и математика французского ученого Рене Декарта
(1596–1650), механика и физика английского ученого Исаака Ньютона (1643–1727). Они
открыли дорогу к вольному философствованию, эксперименту и научной гипотезе.
В декабре 1741 года М. В. Ломоносов завершает научный труд «Элементы математической химии», реализуя свой замысел применять к химии и физике мельчайших частиц
8
Нефть и газ
№ 5, 2011
(«корпускул») количественный метод. В январе 1742 года он обратился к Академической
канцелярии с предложением об учреждении химической лаборатории, где можно будет
проводить химические эксперименты. «Нет сомнения, — писал он, — что науки наукам
много весьма взаимно способствуют, как физика химии, физике математика» («О слоях
земных», [2]).
Ломоносов пишет ряд программных работ по геологии, в том числе: «Первые основания
горной науки», «Первые основания металлургии или рудных дел», «О вольном движении
воздуха в рудниках примеченном». Вскоре он был произведен в должности адъюнкта физического класса Академии (1742 г.) и профессора (1745 г.).
Первыми и наиболее значительными работами начального периода М. В. Ломоносова
по молекулярной физике были «Опыт теории нечувствительных физических частиц тел и
вообще о причинах частных качеств» (1744 г.), «Размышления о причинах теплоты и холода» (1747 г.), «О действиях химических растворителей вообще» (1749 г.). Это были «мышления и рассуждения, произведенные из надежных и много раз повторенных опытов». Он
читал свои диссертации на Академических собраниях, сочинил « Риторику»
(1759 г.) и Горную науку». При Академии наук его усилиями была создана одна из лучших
в Европе химическая лаборатория, где проводились не только научные эксперименты, но и
прикладные работы: изготовление красителей, цветных стекол, пиротехнических материалов и др. Научные работы М. В. Ломоносова уже тогда были высоко оценены учёными Западной Европы. Он был избран членом Шведской (1760 г.) и Болонской (1764 г.) Академий
наук.
Ломоносов всегда рассматривал мир с позиции естественного материализма и с самого
начала пути познания природы выступал убежденным атомистом. «Сочинения Ломоносова
не только хороши, но и превосходны, — писал профессор Берлинской академии Леонард
Эйлер, — ибо он изъясняет физические и химические материи — самые нужные и трудные,
как совсем невозможные были к истолкованию самым остроумным учёным людям
(1747 г.).
В 1751 году Сенатом России М. В. Ломоносову было пожаловано звание коллежского
советника за 1200 рублей в год. Это означало, что он стал дворянином. На Набережной
Мойки в 1756 году он построил каменный дом с садом, лабораторией, делал в ней всякие
инструменты и эксперименты. В 1763 году Екатерина II подписала Указ о присвоении ему
чина Статского советника с окладом 1875 рублей в год.
В 1757–1759 гг. М. В. Ломоносов работал над составлением трактата «О слоях земных»,
в котором изложил свои наблюдения и знания о месторождениях полезных ископаемых и
методах их поиска [2]. Это было первое российское систематическое изложение геологических знаний, содержащее передовые взгляды того времени и вместе с тем первое практическое руководство к поискам. Много страниц в нем уделено описанию минералов и полезных ископаемых, а также их поисковых признаков, в числе которых Ломоносов указывает
на окраску горных пород, содержащих минералы железа, меди, свинца и их спутников.
«Главное моё дело есть горная наука», — писал Ломоносов в письме историку В. Н. Татищеву. Важнейшей обязанностью он считал изучение ископаемого богатства своей страны и
способствование развитию в ней горного промысла и металлургии. Среди взглядов, высказанных М. В. Ломоносовым по вопросам поиска руд, особенно ценны его знания о генезисе
рудных месторождений и прогнозе их по генетическим признакам. «Велико есть дело достигать во глубину земную разумом, куда рукам и оку досягнуть возбраняет натура; странствовать размышлениями в преисподней, проникать рассуждением сквозь тесные расселины, и вечною ночью помраченные вещи и деяния выводить на солнечную ясность» — так
пророчески определил М. В. Ломоносов предназначение геолога-поисковика в первой же
главе своего трактата. Чтобы искать — нужно знать, а чтобы знать — нужно учиться, нужно исследовать — вот основной тезис науки и практики в изложении М. В. Ломоносова.
От родителей он получил строгое воспитание. Труд и почтение к старикам были основой народной педагогики. В юношеские годы в монастырской библиотеке он читал философские, физические, математические книги Аристотеля, Галилея, Декарта, откуда получал
сведения по атомистике и материализму. В Санкт-Петербургской Академии наук молодой
ещё Ломоносов показал склонность к экспериментальной физике, химии и минералогии,
упражнялся в стихотворении. Здесь он убедился, какую огромную роль в естественных
науках играет эксперимент. Он обладал даром видеть за экспериментом суть явления. В
Германии, в Марбургском университете, куда в 1736 году М. В. Ломоносов в числе трех
лучших студентов академии был отправлен в командировку, он изучал предметы: экспери-
№ 5, 2011
Нефть и газ
9
ментальная физика, теоретическая физика, метафизика, логика, французский язык, рисование, фехтование, танцы. Науки Ломоносову давались легко. Профессор Кристиан Вольф
особенно выделял и хвалил его способности. Горному делу и химии он учился у профессора
Иоганна Генкеля в г. Фрайбурге Саксонии. Работал в химической лаборатории, спускался в
фрайбургские рудники, проявлял «любознательность и желание дознаться до основания
вещей и явлений». Вернулся в Петербург в 1741 году, утвердившись патриотической идеей.
«Рудные жилы суть в каменных горах щели, наполненные рудами, жильными минералами» — пишет он в главе «О слоях земных» [2]. «Выгоняется подземным жаром из каменных углей бурая и чёрная масляная материя… сие есть рождение жидких разного сорта
горючих и затверделых материй, каковы суть каменное масло, смола, нефть, которые из
одного начала происходят» — так 250 лет тому назад М. В. Ломоносов обосновал органическую гипотезу происхождения нефти.
«Наука о минералах и о прииске рудных мест много должна быть понятнее с показанием происхождения минералов, для чего они и в каких местах могут родиться». «По многим
доказательствам заключаю, что и в северных недрах пространно и богато царствует натура…но металлы и минералы сами на двор не придут, требуют глаз и рук к своему прииску
…не должно сомневаться о довольстве всяких минералов в Российских областях, но только
употреблять доброе прилежание с требуемым знанием» [2].
«Горы каменные суть прямая родина и подлинное жилище металлов и других минералов… Горы рифейские (уральские) довольно показали простых металлов, в том числе и
золота, серебра, что многие заводчики знатно обогатились… Колыванские заводы (Алтай),
богатые серебром и золотом, приносят казне знатную прибыль». Приведенные выше выдержки из книги М. В. Ломоносова «О слоях земных» являются результатом его личных
наблюдений и экспериментов, пронизаны оптимизмом и верой в Российские минеральные
ресурсы. Книга разошлась по горным промыслам, оказала большое влияние на развитие
геологических поисков в России. Особенно ценными в ней были мысли о генезисе рудных
месторождений.
«Слово о рождении металлов от трясения Земли» было написано М. В. Ломоносовым в
1757 году. По степени разрушительной силы он выделил 4 типа землетрясений. Исследуя
причину землетрясений, он пишет, что «оная внутри самой земли находится». «Жилы медь
и серебро содержащие в Германии в каменных горах пересекаются… сии все жилы произведены земным трясением… образованием трещин и развалин камней и полостей между
ними, заполнением их рудоносными растворами и минералами… Трясения земли повторяются, трещины отворяются, материею наполняются».
В 1763 году были изданы его «Первые основания металлургии или рудных дел», где он
дает классификацию рудных и нерудных минералов, перечисляет их диагностические признаки, формы проявления и совместного нахождения в недрах Земли. «Рудою называется,
— пишет он, — смешанная из минералов материя…Серебро содержится во многих рудах,
особливо с кварцем, медью, мышьяком…Медные руды – это желтый колчедан, марказит
вместе с серой, мышьяком. Таких руд много в Сибири». В заключении он пишет: «Опыт
показывает, что почти всякая земля свои особливые руды имеет, о чём наши Российские и
особливо Сибирские рудные места свидетельствуют». Дан перечень поисковых признаков
руд: 1. Где один или много признаков окажутся, тут искать прилежно. 2. Колчедан нередко
показывает на золото. 3. Сурьму часто находят с серебряною рудою»…
Геологические процессы, по мнению М. В. Ломоносова, происходят под действием «
подземного жара» [3].
Земная поверхность в одних местах медленно поднимается, в других — медленно опускается. В результате этих процессов образуются горные хребты, равнины и низины на поверхности Земли. В процессе участвуют и внешние факторы: воздух, ветер, влага, речные
потоки, морские волны, приливы и отливы в водных бассейнах и др.
В 1761 году М. В. Ломоносовым был составлен «Проект собирания минералов», утвержденный императрицей в качестве Указа. Он предусматривал участие граждан России и
содержателей разных заводов в поисках полезных ископаемых и обязывал:
1) присылать в Академию наук со своих заводов разные руды;
2) обучить минералогии и пробирному делу молодых людей;
3) сочинить описание руд и других минералов, находящихся на всех Российских заводах;
4) составить общую систему Минералогии Российской и показать по физическим и
10
Нефть и газ
№ 5, 2011
химическим основаниям правила и приметы родным местам для прииска много точнее, чем
ныне известны;
5) на бумажных обвертках присылаемых минералов у каждого куска ставить номера
явственно, обозначить места оных минералов, особенно, коль глубоко в земле взяты;
6) географические чертежи положений мест отбора минералов будут полезны для познания рудных мест в России и для примеров к прииску им подобных.
В 1765 году в России было создано «Вольное экономическое общество», которое присваивало премии за открытие ископаемых углей, издавало свой журнал, где печатались сообщения о находках руд. Одно за другим делались открытия месторождений железа, меди,
золота на Среднем Урале, самоцветов на Южном Урале, бурого угля на Валдае, каменного
угля в Донецком бассейне и других полезных ископаемых в различных районах России.
В 1773 году открыли горное училище в Петербурге, сыгравшие важную роль в развитии
горнорудного дела в России.
Список литературы
1. Лебедев Е. Михаил Васильевич Ломоносов. – Ростов на /Д. изд – во «Феникс»,1997. –640 с.
2. Ломоносов М.В. О слоях земных. – М: Госуд. Издательство геологической литературы,1949. – 212 с.
3.Очерки по истории геологических знаний.
– М.: Государственно издательство
1953. –258 с.
АНССР,
Сведения об авторе
Максимов Евгений Максимович, д.г.-м.н., профессор кафедры «Геология месторождений нефти
и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 29-70-61
Maksimov E. M., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, professor of the chair «Geology of oil
and gas fields», Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452) 41-59-16
_________________________________________________________________________________________
УДК 556.01
ЛИТОГИДРОГЕОХИМИЯ – МЕТОДОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНОВА НАРАЩИВАНИЯ
РЕСУРСНОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ
LITHOHYDROGEOCHEMISTRY – A METHODOLOGICAL BASIS OF HYDROCARBON
RESOURCES BASE BUILD-UP
В. М. Матусевич, А. В. Рыльков, Р. Н. Абдрашитова
V. M.Matusevich, A. V. Ryl’kov, R. N. Abdrashitova
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: литогидрогеохимия, геофлюидальные системы, водные ореолы рассеяния,
водорастворенное органическое вещество, нефтегазовая гидрогеология
Key words: lithohydrogeochemistry, geofluidal systems, water aureoles of dispersion, water dissolved
organic substances, petroleum hydrogeology
Литогидрогеохимия, как научное направление в нефтегазовой геологии, сформулировано в работах А. Н. Дмитриевского, А. А. Карцева, В. В. Муляка [1,2,3] как методология прогнозирования нефтегазоносности и оптимизации разработки месторождений углеводородов.
В ряде наших последних публикаций, связанных с разработкой научного статуса геофлюидальных систем, одним из отправных моментов принята общеизвестная равновесная геохимическая система В. И. Вернадского. Применительно к НГБ она выглядит в виде трех основных подсистем: порода-вода-углеводороды [4, 5].
Литогидрогеохимические параметры относятся к числу наиболее высокоинформативных характеристик геологических объектов, поскольку их высокая информативность сохраняется почти на всех этапах освоения углеводородного и гидроминерального сырья: поиски,
разведка и разработка. Указанное обстоятельство особенно ярко проявляется на примере
Западно-Сибирского мегабассейна (ЗСМБ). Это позволяет осветить литогидрогеохимические аспекты на основе фактических данных, полученных ЗапСибНИГНИ 1964-2008 гг.
Необходимо подчеркнуть особую важность литогидрогеохимических исследований геологических объектов: система порода — вода — это единственная природная система, связанная с углеводородами генетически. Это утверждение очевидно с позиций осадочномиграционного генезиса углеводородов (УВ). Оно очень важно и с позиций абиогенного
синтеза УВ, так как, если верна (в какой-то части) эта гипотеза, то вся история УВ в виде
№ 5, 2011
Нефть и газ
11
гомогенных скоплений (залежей) связана все-таки с осадочными образованиями, то есть с
системой порода – вода. Следовательно, именно параметры, характеризующие породы (и
связанные с ним ОВ) и подземные (пластовые) воды, несут основной объект информации об
этапах формирования скоплений (залежей) УВ: генерация, аккумуляция УВ и их сохранение в недрах.
Западно-Сибирский мегабассейн, занимающий площадь более 2,5 млн км, характеризуется большой толщиной осадочного чехла — 7–8 км и более. Осадочный чехол выполнен
мезозойскими (80%) и кайнозойскими, приемущественнно песчано-алевритовыми и глинистыми осадками. Вулканический эксгалятивный материал не играет заметной роли (геохимический модуль везде менее критического порога). Преобладают фации, так или иначе
связанные с морем, в связи с чем главную роль в общей массе ОВ играет сапропелевый тип
РОВ. Песчаники являются коллекторами углеводородов и подземных вод. Глинистые толщи служат флюидоупорами, покрышками залежей нефти и газа.
Песчаники являются преимущественно полимиктовыми (кварц, полевые шпаты, слюды
и др.) породами, лишь на севере региона в триасовых и лейасовых отложениях присутствуют граувакки. Глины по составу и свойствам (смектиты, емкость поглощения, пластичность, теплопроводность и др.) даже на глубинах 4–5 км скорее относятся к категории
уплотненных глин, чем к аргиллитам. В оптимальных зонах диффузионная проницаемость
глинистых флюидоупоров снижается до 10 -9 см2/с. Вертикальная миграция газов возможна
лишь в зонах опесчанивания глин и трещиноватости.
Содержание ОВ в песчаниках чаще составляет 0,5–1%. В глинах 1–3%, в ряде случаев
(глинистая толща баженовской свиты) оно достигает 10–15, иногда и 20% и более. Восстановительная обстановка в диагенезе способствовала сохранности исходного ОВ, диагенетически его потери обычно не превышают 25–35%. На большей части мегабассейна литогенез
осадочного чехла происходил в условиях спокойного залегания пород и отсутствия активной вулканической деятельности. Вместе с тем, геодинамика блоков фундамента постоянно
влияла на условия литогенеза осадков в блоках осадочного чехла (тепловой поток, температура, эманации). В сверхглубокой скважине ТСГ–6, вскрывшей на севере региона полный
разрез осадочного чехла, меловые отложения находятся преимущественно на стадиях литогенеза МК1–МК2 (глубина залегания 620–3728 м, температура 20–900С, вулканический модуль 9,8-13,4), юрские — на стадиях МК2–МК4 (3782–5610 м, 90–1500С, модуль 12,1–14,5),
триасовые отложения на стадиях МК4–АК1 (5610–6420 м, 150–1900С, модуль 13,8). Изменение ОВ охватывает стадии углефикации Д-Т. Более глубокие изменения ОВ в низах триаса
связаны с влиянием траппового магматизма. Подобным образом локально-высокие температуры (до 1500С) в породах верхней юры Среднего Приобья связаны с молодыми интрузивами в фундаменте плиты. Под воздействием температуры ОВ легче изменяется, чем минеральное, что может привести к ошибкам при оценке регионального уровня литогенеза осадков и в прогнозных оценках нефтегазоносности. Особое значение это может иметь в вопросах изучения глубокопогруженных горизонтов осадочного чехла, где оценки степени сохранности условий, благоприятных для нефтегазообразования и нефтегазонакопления, чаще
всего вызывают довольно активную дискуссию [6, 7].
Установили, что присутствие в глинах неустойчивых в термальных условиях смектита,
гидрослюд модификации М1, септехлоритов не соответствует заключениям о глубоком
катагенезе осадков по отражательной способности витринита. Еще более выразительны
случаи с вторичным разуплотнением песчаников (вплоть до рыхлых разновидностей) с высокими стадиями изменения ОВ (под воздействием ювенильной или катагенной углекислоты).
В баженовской битуминозной карбонатно- кремнисто-глинистой свите (титон-низы
берриаса), являющейся одновременно нефтематеринской, коллекторской и флюидоупорной
толщей, литогенез осадков происходил в замкнутой гидрофобной системе. Процессы аутигенеза тормозились здесь нефтью и СГПД.
Литогенез кремнистого вещества происходил по линии опал — кристобалит — халцедон — кварц, а глинистого по линии смектит-смешанослойные образования — гидрослюда
1М.
В результате уплотнения и аутигенного минералообразования (карбонаты, глинистые
минералы и др.) песчаники теряют основную часть пористости и проницаемости до глубины 4-5 км. Однако при благоприятных условиях их коллекторский потенциал, включая вторичные коллекторы, остается сравнительно высоким (пористость до 18%, проницаемость до
10 мД) даже в низах разреза. В глинах здесь сохраняются смешанослойные смектитовые
12
Нефть и газ
№ 5, 2011
образования. В нефтеносных пластах (из-за тормозящего влияния нефти на электролитические процессы) эти параметры выше, чем в водоносных. Вместе с тем, в зонах ВНК процессы минералообразования активируются, создаются контрастные ореолы рассеяния микроэлементов и органических компонентов. Контрастность водных ореолов рассеяния в условиях Западной Сибири столь велика, что мы настоятельно рекомендуем всем геологическим
органам управления недрами (государственным, частным) включить литологогеохимические исследования в список обязательных научно-производственных исследований при
проведении геолого-разведочных работ.
Главная фаза нефтеобразования (ГФН) в осадочном чехле центральных районов ЗСМБ
находится на стадиях МК1-2 – МК 2-3 литогенеза осадков (стадии Д-Ж углефикации ОВ), а
главная зона (ГЗН) — на глубинах 2–3,5 км. К ГЗН приурочены интервалы повышенной
пористости и проницаемости пород, наиболее активные минеральные преобразования
(смектит – гидрослюда, крустификаты кварца, хлорита, растворение карбонатов и др.). С
позиции геохимии подземных вод ГЗН выступает как зона максимального накопления микроэлементов и водно-растворенных органических компонентов. При этом отмечается дифференциация глубин ГЗН в зависимости от характера геотермозон. В Приуралье она находится на глубинах 1000-1500 м, в Нижневартовском районе — 1500–2000 м и в Сургутском
— 2000–2500 м. Ниже этих глубин происходит плавное снижение микрокомпонентов в соответствии с «затухающей» стадией (по Н. Б. Вассоевичу) нефтеобразования. На фоне указанной закономерности в северных районах ЗСМБ, на достигнутых бурением глубинах, не
происходит снижения концентраций микрокомпонентов с глубиной. Это позволяет считать,
что зона промышленного нефтенакопления здесь может находиться на значительно больших глубинах (4000-4500 м), чем предполагалось ранее. Глубинная зона газообразования
(ГЗГ) может находиться на глубинах 4500–5000 м, а возможно, и более.
Учитывая исключительную важность этого вопроса в деле дальнейшего освоения ресурсов углеводородного сырья, особенно залегающих в глубокопогруженных горизонтах
осадочного чехла, мы сочли возможным этот вопрос рассмотреть более детально, особенно
в части гидрогеологических и гидрогеохимических его аспектах. Не секрет, что в последние
годы, начиная с середины 90-х г. прошлого столетия, это направление в значительной мере
обойдено вниманием научно-исследовательских и производственных организаций.
В настоящее время нефтегазоносность выявлена во всех мезозойских толщах осадочного чехла. Однако промышленные залежи находятся во внутренней зоне ЗСМБ. Здесь выделены 7 региональных и субрегиональных нефтегазоносных комплексов (НГК). Крупнейшие
залежи нефти (Самотлорское, Федоровское, Мамонтовское и др.) связаны с неокомскоачимовскими НГК центральных районов ЗСМБ (стадии литогенеза осадков преимущественно МК1-МК2, глубины 2–3,5 км), а газа с апт-альб-сеноманским (покурским) НГК на
севере региона (стадии литогенеза МК1-МК1-2., глубины 0,8–1,3 км). В последнем случае изза опесчанивания субрегиональных глинистых толщ возможен подток газа из нижних горизонтов разреза. При слабой проницаемости основных флюидоупоров осадочного чехла выделенные НГК являются как нефтегазопроизводящими (производившими), так и нефтегазосодержащими. В кайнозойских отложениях условия, необходимые для формирования залежей нефти и газа, отсутствуют.
Кроме рассмотренных выше литогеохимических материалов чрезвычайно информативными в этом плане являются гидрогеологические и гидрохимические данные, входящие в
равновесную геодинамическую систему В. И. Вернадского: порода – вода – газы – органическое вещество. Рассмотрение концепций геодинамики гидрогеологических бассейнов на
фоне общей геодинамической эволюции Земли позволило дать анализ природных водонапорных систем (ВНС) и дополнить известную классификацию А. А. Карцева и С. Б. Вагина
[3] компрессионными и депрессионными геодинамическими ВНС.
Анализ пластовых давлений по скважинам в глубоких горизонтах (2–4 км) показал, что
они могут быть выше и ниже величин нормальных гидростатических давлений. Генетика
этих ВНС связана с проявлением гидрогеоформационного (ГГФ) поля, то есть с процессами
растяжения – сжатия горных пород в пределах различных частей геофлюидальных систем.
Их выделение не оставляет места для традиционных понятий АВПД и АНПД
(аномально высокие и аномально низкие пластовые давления), поскольку всякая «аномальность» – атрибут неизученного объекта. Поэтому логически обоснованными понятиями
в этом случае являются сверхгидростатические и субгидростатические пластовые давления
(СГПД, НГПД) флюидов, на что справедливо указывают А. А. Карцев и С. Б. Вагин [3].
№ 5, 2011
Нефть и газ
13
Геологическое пространство любого бассейна представлено в виде комплекса геофлюидальных систем, под которыми понимается совокупность двух или более компонентов,
находящихся между собой в определенных, достаточно устойчивых, соотношениях. В масштабах земной коры, это своеобразный «пирог» (породы) с «начинкой» (флюиды: жидкости, газы, гидротермы, расплавы и др.). По В. И. Вернадскому, планетарный перенос вещества и энергии осуществляется функционированием вышеназванной равновесной геодинамической системы, которая проявляется в категориях различных физических полей (гравитационное, геотемпературное, магнитное и др.)
Накопленная за последние десятилетия геологическая информация, в частности, по результатам бурения и испытания глубоких и сверхглубоких скважин выявляет тенденцию к
увеличению с глубиной структурной дифференциации геофлюидальных систем (ГФС),
которая обусловливается присутствием глубокого расчленения недр. Исследования последних лет с применением аэрокосмических методов показали, что глубокое расчленение недр
Западно-Сибирского мегабассейна «просвечивает» сквозь осадочный чехол вплоть до дневной поверхности через посредство динамически напряженных зон разного масштаба (ДНЗ).
Последние и являются флюидо- и энергопроводящими путями. Они характеризуются проявлением температурных и концентрационных аномалий, а также повышенной коррозионной активностью подземных вод, почвогрунтов в приповерхностной зоне и патагенезом, что
приводит к быстрой изнашиваемости бурового оборудования, нефтегазотранспортных коммуникаций, инженерных сетей в городах и поселках.
При изучении водоносных горизонтов на участках крупных линеаментов и их пересечениях на основе бурения и испытания глубоких (более 4000 м) скважин выявлена тесная
связь с более глубокозалегающими горизонтами палеозойского гидрогеологического бассейна (триас-палеозойский гидрогеологический комплекс), что проявляется в точечном
распределении подземных вод повышенной минерализации (вплоть до рассолов с минерализацией более 100 г/л). За счет ДНЗ осуществляется связь подземных вод кайнозойского и
мезозойского гидрогеологических бассейнов, что проявляется в повышенных концентрациях йода, брома и бора на юго-западной окраине ЗСМБ, то есть там, где происходит утолщение турон-олигоценового водоупора [7].
Дальнейшее бурение и испытание глубоких и сверхглубоких скважин (более 4000 м)
позволит перейти к теоретическому обоснованию нефтегазоносности геофлюидальных систем глубоких горизонтов. Тем не менее, уже сейчас имеются отдельные случаи приуроченности нефтяных залежей к тектонически активным линеаментам (в основном, они устанавливаются в северных районах региона: В.-Мессояхская, Геофизическая, Красноселькупская, Сядорская площади и др.).
С точки зрения эволюции физических полей ГФС можно отметить, что динамике перехода из одного состояния в другое свойственен импульсивный характер в широком диапазоне долевого участия депрессионных (растяжение) и компрессионных (сжатие) процессов.
Этой особенности развития ГФС обязано, а частности, существование иерархии подсистем
фильтрационных структур: в региональном плане достаточно стабильных и, напротив, существенно неустойчивых — на уровне структуры отдельных водоносных пластов и комплексов.
Качественное различие в характере развития полей ГФС на разных степенях иерархии
структур происходит при катагенезе. Эта стадия сопровождается массовым выделением в
свободную фазу литогенных (возрожденных) вод, углеводородов различного фазового состояния. С позиции геохимии подземных вод ГФН (по Н. Б. Вассоевичу) выступает как этап
максимального накопления в водах микроэлементов и органических веществ [6, 7]. При
этом микрокомпоненты подземных вод, являясь наиболее чуткими индикаторами процессов, происходящих в земной коре, должны четко фиксировать и различные стадии нефтегазообразования (подготовительную, главную, затухающую). С этими стадиями связана и
вертикальная гидрогеохимическая зональность мезозойского бассейна ЗСМБ. Подготовительная стадия характеризуется сравнительно низким содержанием микроэлементов и органических веществ. Наступление главной стадии нефтегазообразования знаменуется отчетливо выраженным скачком концентраций микрокомпонентов, происходящем на глубинах,
варьирующих от 1000 до 2500 м и более в зависимости от температурного режима (геотермозоны по Н. Б. Вассоевичу), что уже отмечалось.
За последнее время в результате вскрытия и опробования глубоких горизонтов получены гидрогеохимические данные, которые все более однозначно свидетельствуют о связи
подземных вод повышенной минерализации на севере мегабассейна с нефтеносностью.
14
Нефть и газ
№ 5, 2011
Кроме того, дальнейшее изучение водных ореолов рассеяния нефтегазовых залежей показало, что перемещение компонентов ореолов происходит не только по латерали, но и по вертикали. При этом фиксируется четкая приуроченность водных ореолов щелочноземельных
элементов к зонам повышенной минерализации вод, сопутствующей нефтяным залежам.
Наиболее высокая контрастность концентраций стронция и бария наблюдается в водах
юрских отложений северных регионов, где на фоне вод с минерализацией 2-7 г/л и средним
содержанием в них стронция 7,1 и бария 6,3 мг/л на отдельных площадях в пласте Ю1 обнаружены подземные воды с минерализацией 30 г/л и более с аномально высоким содержанием стронция и бария, как правило, приуроченные к нефтяным и газоконденсатным залежам
(табл. 1).
Таблица 1
Результаты определения общей минерализации, содержания стронция и бария
в приконтурных водах нефтяных и газоконденсатных залежей юрских отложений
Западной Сибири
Площадь
Номер
скв.
Интервал
перфорации, м
Индекс
пласта
Минерализация,
г/л
Вэнгаяхинская
То же
-«-«-«Етыпурская
Вэнгапурская
То же
-«Айваседопурская
Западно-Таркосалинская
То же
Ярайнерская
Медвежья
30
35
31
38
38
82
35
38
38
30
93
98
1
31
Толькинская
Губкинская
То же
-«-«-«-«-«-
1
41
41
45
45
48
49
49
2900-2977
2877-2882
2870-2867
2895-2900
2952-2959
3028-забой
2887-2892
2901-2914
2988-3002
3105-3122
3125-3168
3150-3160
2914-2925
3050-3080
3086-3170
2925-2930
2865-2873
2955-2957,5
2950-2943
2922-2926
2936-2941
2902-2907
2970-2980
Ю1
То же
-«-«-«-«-«Б22
Ю1
То же
-«-«-«-«-«-«Ю0
Ю1
То же
-«-«-«Ю2
55,0
50,0
45,0
38,3
22,3
20,3
58,5
55,6
53,0
41,0
41,3
35,0
5,9
39,8
9,8
29,3
29,8
32,7
31,9
22,2
32,1
29,3
Содержание,
мг/л
Sr
Ba
1290
6,7
1094
1164
517
332
795
963
1313
494
579
264
1088
494,2
481
465
648
801,4
609
639
366
1820
812
1274
1254
276
676
1896
1718
1738
969
837
332
888
61
587
583
880
782
744
732
780
Аналогичная картина наблюдается и в юго-восточной зоне региона, где в юрских отложениях, характеризующихся минерализацией вод 30-70 г/л, обнаружены газоконденсатные
и нефтяные залежи (Мыльджинское, Лугинецкое, Северно-Васюганское, Аэросейсмическое, Катальгинское, Лонтыньяхское, Оленье, Калиновое месторождения). Кроме того, углеводородные залежи в этом районе обнаружены и в палеозойском фундаменте (Останинская, Тамбаевская, Малоичская, Елей-Игайская и другие площади)
По мнению ряда исследователей, высокая минерализация подземных вод в юрских отложениях юго-восточного района обусловлена поступлением рассолов в осадочный чехол
из предполагаемых соленосных формаций палеозойского фундамента. Можно допускать в
этой связи участие в формировании нефтяных залежей в юрских отложениях и углеводородов, мигрирующих вместе с рассолами нижележащих палеозойских отложений.
Механизм перетока УВ из углеводородных скоплений по вертикали на границе осадочных пород чехла и кристаллического фундамента изложен в работе В. Д. Кукурузы,
Н. Е Чуприна, В. Я. Широкого на примере Днепровско-Донецкой впадины.
№ 5, 2011
Нефть и газ
15
Однако он принципиально возможен и в пределах Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна. Исследованиями Е. В. Германа и Л. Н Ласточкина показано, что большинство нефтяных (79%), газоносных (92%) и в целом всех (85%) месторождений в над- и приразломных структурах связано с разрывными нарушениями, так или иначе проявляющимися в осадочном чехле, то есть активными в платформенный (в том числе новейший) этап
развития плиты.
Месторождения, приуроченные к зонам разрывных нарушений (Хулымское, Уренгойское, Енъяхинское, Харасавэйское и др.) характеризуется во многих случаях свергидростатическими пластовыми давлениями (СГПД). Среди возможных причин возникновения зон
СГПД, в частности на Салымском нефтяном месторождении, рассмотренных в работе
Р. А. Абдулина, особое внимание уделяется разломам, из которых получена вода с минерализацией 30 г/л и более, очень часто фиксируются СГПД, превышающие условные гидростатические на 25-52% (табл. 2).
Таблица 2
Результаты испытания интервалов разреза, из которых получена
высокоминерализованная вода (пласт Ю1, юрские отложения севера Западной Сибири)
Площадь
Номер
скв.
Интервал
перфорации,
м
Пластовое
давление, МПа
Минерализация
г/л
Объем
воды, извлеченной
из пласта м3*
38-40
10
18-20
25-27
6-7
Вэнгаяхинская
30
2900-2977
36,54
55
То же
35
2877-2882
36,92
50
-«31
2870-2876
35,42
Вэнгапурская
35
2887-2892
35,82
58,8
То же
38
2988-3002
34,55
53
ЗападноТаркосалинская
98
3150-3160
41,10
35
15
Ярайнерская
1
2913-2919
40,20
51,9
4-5
Губкинская
45
2950-2943
35,50
32,7
80
То же
45
2922-2926
35,57
31,9
15
*Примечание. Буровой раствор и техническая вода в процессе проводки скважины и ее освоения
химическими реагентами не обрабатывались. Это позволяет исключить возможность варианта
некачественного опробования пласта.
Таким образом, на рассмотренных площадях в отложениях юрского возраста отмечается
прямая связь с нефтегазоносностью: 1) высокой минерализации подземных вод; 2) аномальных концентрации стронция и бария в водах; 3) сверхгидростатических пластовых
давлений.
Одной из основных причин появления вод с повышенной минерализацией в этих отложениях следует считать миграцию их из пород фундамента по разрывным нарушениям
ДНЗ, возникающих в результате тектонической деятельности в новейший этап тектогенеза.
Подтверждением этому являются результаты анализов керна, поднятого из палеозойских
отложений на Надымской (скв.7) и Южно-Русской (скв. 24) площадях, в образцах которых
обнаружены микротрещины. Во время проведения промыслово-геофизичесих работ в скв. 7
отмечалось сильное поглощение глинистого раствора, кривые микрозондов искажены. В
составе водорастворенного газа, полученного из этих скважин, значительный объем занимает диоксид углерода, соответственно, 45,3 и 14,2% при содержании азота в пробах 10,2 и
3,5%, метана — 35,4 и 77,5% , и этана — 5,1 и 3,61%, пропана — 1,4 и 0,75%. По данным
Н. М. Кругликова (ВНИГРИ), аномально высокая концентрация углекислоты при значительном содержании метана и его гомологов в составе газа может быть объяснена тем, что в
палеозойских отложениях открыты залежи газоконденсата (Новопортовское месторождение). При этом продуктивная часть разреза по керну представлена глубоко метаморфизованными алевролитами и аргиллитами со значительным количеством различно ориентированных трещин, заполненных вторичным кальцитом.
Дебит газа по скважинам изменяется от 123 до 214 тыс. нм3/сут на штуцерах
16-18 мм, в составе газа преобладают метан и его гомологи (до 97%). Другой пример можно
провести по Ярудейской площади. В скв. 2, расположенной в сводовой части структуры, в
нижнесреднеюрских и палеозойских отложениях опробованы 5 объектов (табл. 3).
16
Нефть и газ
№ 5, 2011
Таблица 3
Результаты анализов водорастворенного газа и подземных вод
по скв. 2 Ярудейской площади
Интервал
перфорации, м
Возраст
отложений
Состав газа,
%
метан
этан
пропан
89,7
1,7
0,3
Содержание в воде, мг
2846-2870
Юра
3046-3051
То же
76,7
8,6
4,8
0,03
н/обн
3090-3114
-«-
90,9
2,6
0,2
1,20
То же
3148-3174
3182-3196
3182-3196
–
Палеозой
То же
–
89,8
90,0
–
3,6
3,7
–
1,2
1,2
–
1,48
3,58
–
-«1,4
бензола
толуола
Не определялись
Характер
полученного
флюида
Вода
Нефть
с водой
и газом
Вода
с пленкой
нефти
–
То же
-«-
В отложениях палеозоя можно прогнозировать скопление легкой нефти и, возможно,
газоконденсата (см. табл. 3). Кроме того, в скв.1, расположенной на юго-западном крыле
Ярудейского мегавала, в 5 км от скв. 2, в водах отложений тюменской свиты в составе водорастворенного газа на долю углекислого газа приходится от 1,5 до 6,6 %, в то время как
газы скв. 2 характеризуются содержанием углекислого газа 0,5–1%.
Высокое содержание углекислого газа в пробах не может быть объяснено плохим качеством отбора пробы газа, поскольку содержание азота, например, в интервале 2664–2655 м
составляет 1,5%. Повышение концентрации углекислоты здесь могут быть связаны с разрывными нарушениями, имеющимися в районе скв.1.
Таким образом, рассмотренные гидрогеохимические данные указывают на своеобразное «просвечивание» палеозойского фундамента в осадочном чехле, которое проявляется
наличием тепловых, гидрогеохимических и гидродинамических аномалий по зонам нарушений. Последние являются флюидопроводящими каналами для подземных рассолов,
нефти, газоконденсата и газа, поступающих из более древних палеозойских отложений.
Глубокие горизонты Севера Западной Сибири, несомненно, могут содержать углеводородные залежи, в частности на структурах, в которых какая-то доля УВ поступила из нижезалегающих отложений (см. табл. 1–3).
Обобщая, можно отметить, что характер распределения залежей УВ различного фазового состояния находится в тесной генетической связи с особенностями геологического
развития той или иной провинции, области, района и даже отдельной структуры. К таким
особенностям в первую очередь относятся палеотектонические, палеогеографические, палеогеохимические, палеогеотермические, литолого-фациальные условия накопления осадков и РОВ и дальнейшая направленность их преобразования и др.
Следует еще раз подчеркнуть исключительную важность в решении прикладных задач
нефтегазовой геологии именно литогидрогеохимического направления. В рамках методологического подхода, основанного на геохимической системе В. И. Вернадского: порода –
вода – углеводороды, такие исследования достаточно масштабно проводились в нашей
стране в 70-80 гг. Эти исследования давали очень высокий экономический эффект, особенно, если учесть огромные масштабы поисково-разведочных работ, проводимых в то время в
стране, в том числе и в Западной Сибири.
В настоящее время в среднем по этому региону из 5 пробуренных глубоких скважин, 3
(иногда и 4) являются не продуктивными (чаще всего водоносными). В связи с предстоящим, при этом неизбежном, увеличении объемов геолого-разведочных работ проблема повышения геологической эффективности становится особенно актуальной. Наибольшие перспективы в этом аспекте открывает системное литогидрогеохимическое изучение геологических объектов (зон, районов, локальных структур, интервалов, разрезов). Нельзя не отметить и возможность получения при этом весьма существенной экономической эффективности геолого-разведочных работ. Литогидрогеохимическое исследование несомненно позволяет снизить число непродуктивных (водоносных и «сухих») поисково-разведочных скважин, что при высокой стоимости и будет определять масштабы эффективности работ.
№ 5, 2011
Нефть и газ
17
Список литературы
1. Дмитриевский А. Н. Системный литолого-генетический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов. – М.:
Наука, 1982. – 230с.
2. Дмитриевский А. Н., Карцев А. А., Попова Н. В. и др. Использование литогидрохимических исследований для
прогноза коллекторов нефти и газа//Нефтегазовая геология и геофизика. Вып. 6(113). – М.:ВНИИОЭНГ, 1987. – 52 с.
3. Карцев А. А., Вагин С. Б., Матусевич В. М. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов. М.:Недра.1986. – 224 с.
4. Келлер М. Б., Ликалин А. В. Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и
определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ. Сб. науч. докладов.– М.: Пермь,
КАМНИИКИГС, 2001. кн.1. - 406 с. кн.2. - 475 с.
5. Конторович А. Э., Нестеров И. И., Салманов Ф. К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири.–
М.:Недра,1975. - 680 с.
6. Матусевич В. М. Геохимия подземных вод Западно-Сибирского бассейна.– М.:Недра.1978. – 157 с.
7. Матусевич В. М., Рыльков А. В., Ушатинский И. Н. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности
Западно-Сибирского мегабассейна. – Тюмень, ТюмГНГУ.2005. – 225 с.
Cведения об авторах
Матусевич Владимир Михайлович, д. г.-м. н., профессор, академик РАЕН, заведующий кафедрой
гидрогеологических и инженерно-геологических изысканий, Тюменский государственный нефтегазовый
университет, тел.: (3452)44-43-47, e-mail: vladmich@mail.ru
Рыльков Александр Владимирович, к. г.-м. н., член-корреспондент РАЕН, профессор кафедры геологии нефти и газа, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 46-30-80
Абдрашитова Римма Наильевна, аспирант, кафедра «Гидрогеологические и инженерногеологические изыскания» Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 8-922-47286-39, e-mail: ritte@list.ru
Matusevich V. M., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, professor, academician, Honoured
worker in Science and Culture, Head of Department of Hydrogeological and Engineering-Geological Prospecting, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452) 25-13-67,e-mail: vladmich@mail.ru
Ryl’kov A. V., Candidate of Sciences in Geology and Mineralogy, RANS, Deputy director for scientific
work at ZapSibIPGNG, Tyumen State Oil and Gas University, professor of Department for petroleum geology,
phone (3452) 46-30-80
Abdrashitova R. N., postgraduate student, Department for Hydrogeological and Geological Engineering
Survey, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8-922-472-86-39, e-mail: ritte@list.ru
_________________________________________________________________________________________
УДК 553.98(571.12)+551.762
ПЕРСПЕКТИВЫ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
В НАДЫМ-ПУРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ. Часть I
PROSPECTS OF JURASSIC DEPOSITS IN NADYM-PUR
OIL-AND-GAS BEARING AREA. Part I
Я. И. Гладышева, А. А. Гладышев
Ya. I. Gladysheva , А. А. Gladyshev
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: глубокое бурение, корреляция пластов, фильтрационные свойства пород,
месторождения углеводородов
Key words: deep drilling, beds correlation, rock filtration characteristics, hydrocarbon deposits
Основные приросты углеводородов на севере Западной-Сибири связаны с поиском перспективных ловушек в глубоких горизонтах нижнемеловых (ачимовских) и юрских отложений на новых территориях. В доюрских отложениях поиск перспективных объектов на исследуемой территории экономически не выгоден.
Юрские отложения Надым-Пурской нефтегазоносной области вскрыты неравномерно, в
основном, в верхней части тюменской свиты и слабо изучены керном. Не смотря на это, по
результатам глубокого бурения получены данные о геологическом строении мезозойскокайнозойских отложений этой территории. Результаты бурения не подтвердили мнение о
развитии морских среднеюрских отложений в пределах Надым-Пуровского междуречья.
На исследуемой территории среднеюрские отложения представлены, в основном, континентальными фациями тюменской свиты. Геологический разрез исследуемой территории севера Западной Сибири (рис. 1) представлен домезозойским основанием (фундаментом) и мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом. Древние породы доюрских отложений вскрыты
единичными скважинами и не подтвердили промышленных перспектив.
18
Нефть и газ
№ 5, 2011
УСТЬЕНИСЕЙСКАЯ
НГО
ГЫДАНСКАЯ
НГО
ЯМАЛЬСКАЯ
НГО
Ямбургское
Северо-Уренгойское
Песцовое
Ен-Яхинское
ЕЛОГУЙТУРУХАНСКАЯ
НГО
Уренгойское
Медвежье
Вост.-Медвежье
Юбилейное
ФРОЛОВСКАЯ
НГО
НАДЫМ-ПУРСКАЯ
НГО Ямсовейское
ПУР-ТАЗОВСКАЯ
НГО
Губкинское
Комсомольское
Вынгаяхинское
Вынгаяхинское
Вынгапуровское
СРЕДНЕОБСКАЯ
НГО
ПАЙДУГИНСКАЯ
НГО
ВАСЮГАНСКАЯ
НГО
Рис. 1. Выкопировка из обзорной карты нефтегазоносных областей Западной Сибири
В параметрической Ен-Яхинской скв. СГ-7 (забой 8,25 км) мезозойско-кайнозойский
осадочный чехол вскрыт до глубины 6921 м, ниже — осадочно-вулканогенная толща нижнего триаса - верхней перми, представленная в интервале глубин 6921–7078 м базальтами
мелкозернистыми, гиперстеновыми, с маломощными прослоями силицитов и спёкшихся
туфов, с глубины 7078 до 7194 м лавы плохо раскристаллизованных базальтов, переслаивающихся с прослоями кремнистых пород — силицитов [1]. На Юбилейном месторождении
фундамент вскрыт скв. 200 на глубине 5379 м и представлен мраморизованными известняками девонского возраста. Вскрытая мощность палеозоя 64 м. На Уренгойском площади
палеозойский фундамент (герцинской консолидации) вскрыт скв. 414 на глубине 5288 м.
Керн в интервале глубин от 5385 до 5500 м представлен базальтами миндалекаменными
темно-серого цвета с зеленоватым оттенком. Миндалины выполнены хлоритом, реже опалом, халцедоном, кальцитом. Породы трещиноватые, отмечены зеркала скольжения и отнесены по возрасту к верхнему палеозою. На Медвежьей площади скв. 1001 фундамент
вскрыт (220 м) на глубине 4460 м и представлен глинистыми сланцами и карбонатизированными породами. Отложения палеозойского чехла выделены в объеме аймальской свиты
пермского возраста (интервал отражающих горизонтов Iв-А), залегающей в скв. СГ-6 на
глубине от 7310 до 7502 м. Отложения представлены базальтами миндалекаменными серого, темно-серого цвета, иногда с зеленоватым оттенком с прослоями аргиллитов и песчаников. Миндалины выполнены хлоритом, реже опалом, халцедоном, кальцитом. Породы трещиноватые, отмечены зеркала скольжения, базальты несут следы выветривания. В скв. СГ-6
в интервале глубин от 7310 до 7317 м выделены палинокомплес пыльцы кордаитовых и
крупной пыльцы хвойных пермского возраста [2].
В триасовом периоде на исследуемой территории формировались красноселькупская и
тампейская серии. Аймальская свита совместно с коротчаевской свитой триасового возраста
объединяются в красноселькупскую серию. На Уренгойской площади в скв. 673 установлена возрастная характеристика триаса, где триасовые спорово-пыльцевые комплексы установлены в интервале глубин от 5469 до 5503 м, в скв. 410 — на глубине 5347 м,
скв. 414 — на глубине 5130 м. Отложения триасового возраста представлены нижним,
средним и верхними отделами, в полном объеме вскрыты скважинами СГ-6 и СГ-7. Нижний
№ 5, 2011
Нефть и газ
19
отдел включает отложения красноселькупской серии, в нижней части которой залегают
эффузивы и эффузивные песчаники, в верхней — переслаивание песчано-алевритоглинистых пород.
Нижнетриасовые отложения формировались в процессе вулканизма, позже накапливались континентальные разнофациальные терригенные осадки. По результатам бурения
скв.СГ-6 (глубина 5655 м) в нижней части триаса выделены туфы и базальты, которые отнесены к двум свитам – пурской и коротчаевской [2].
Коротчаевская свита (индский-оленекский ярусы Т1i+Т1о) залегает на аймальской свите, в скв. СГ-6 выделяется в составе красноселькупской серии и представлена базальтами с
прослоями туфов, габбро-долеритов и терригенных пород в интервале глубин от 6419 до
7310 м. Отмечаются внутриформационные перерывы. Мощность свиты 890 м.
Средний и верхний отделы триасовой системы объединены в тампейскую серию.
В разрезе тампейской серии (скв. СГ-6) выделяются три свиты: пурская, варенгаяхинская, витютинская, которые представлены переслаиванием песчано-глинистых отложений
с прослоями конгломератов. Средне- и верхнетриасовые отложения накапливались в озерных и мелководно-морских условиях.
Пурская свита (ладинский ярус Т2l) вскрыта скв. 356 Ево-Яхинской на глубине 5772 м,
скв. 414 Уренгойской на глубине 6290 м, в скв. СГ-6 - в интервале глубин от 6011 до 6424 м,
в скв. СГ-7 - в интервале глубин от 6056 до 6504 м. Отложения представлены темносерыми, местами зеленоватыми алевролитами и аргиллитами с подчинёнными прослоями
песчаников и редкими пропластками угля. С подошвой свиты совпадает отражающий сейсмический горизонт Iв. Толщина свиты в скв. СГ-6 – 408 м, в скв. 356 Ево-Яхинской вскрытая толщина – 8 м, в скв. 414 Уренгойской – 200 м. Пурская свита с несогласием залегает на
отложениях коротчаевской свиты [2].
Варенгаяхинская свита (карнийский ярус Т3к) вскрыта в следующих скважинах: СГ-6,
410, 411, 414 и 673 Уренгойских и 356 Ево-Яхинской. Керн в скв. 356 Ево-Яхинской (инт.
5560-5772 м) и скв. 673 Уренгойской (инт. 5399-5469 м) представлен темно-серыми до черных аргиллитов с прослоями песчаников, конгломератов пестроцветных. В средней части
породы зеленовато-серые пропластки углистых аргиллитов.
Витютинская свита (норийский ярус Т3n) представлена песчаниками серыми полимиктовыми, конгломератами с прослоями темно-серых аргиллитов. Толщина свиты изменяется
от 53 до 190 м. К кровле свиты приурочен сейсмический отражающий горизонт Iа.
Юрские отложения согласно залегают на триасовых отложениях между сейсмическими
реперами «Iа» и «Т4» и представлены тремя отделами, где в нижний отдел входят береговая
(новоуренгойская), ягельная, котухтинская свиты, в средний – тюменская свита и в
верхний – абалакская (васюганская, георгиевская), баженовская свиты, которые сложены континентальными, мелководно-морскими и морскими породами.
1. Нижний отдел.
Отложения нижнего отдела юры вскрыты единичными скважинами и изучены недостаточно детально. В гетан-синемюрское время в пределах Надым-Пурской нефтегазоносной
области существовал континентальный режим осадконакопления. На Севере Западной Сибири распространена была аллювиально-озёрно-болотная равнина, снос осадочного материала происходил с Надым-Пурской денудационной равнины [3]. Нижнеюрские отложения
залегают в Надым-Пурской нефтегазоносной области на глубинах более 4,5 км, в которых
пласты-коллекторы обладают низкими фильтрационно-емкостными свойствами, что значительно влияет на их продуктивность.
Береговая свита (геттанг-синемюр-нижне-плинсбахский ярусы J1h+J1s+J1p) охарактеризована керном в скв. 414, 411, 673, 410 Уренгойских, скв. 200 Юбилейной и представлена
чередованием песчаников грубозернистых, гравелитов, конгломератов, с подчиненными
прослоями уплотненных, серых глин. Отмечается растительный детрит, остатки листовой
флоры. Глубина залегания 4930 м. В составе свиты на Уренгойской площади выделяются
пласты Ю20-Ю23, на Медвежьей площади — Ю12-13. Общая толщина свиты составляет 200 м,
тогда как на Ямбурге достигает 600 м.
Ягельная свита (плинсбахский ярус J1p) представлена аргиллитоподобными серыми и
тёмно-серыми глинами от тонкоотмученных до алевритовых с зеркалами скольжения, с
прослоями гравелитистых песчаников, иногда карбонатных. Встречается растительный
детрит, отпечатки листовой флоры. Толщина свиты достигает 150 м. В составе свиты на
Уренгойской площади выделяются пласты Ю18-19.
20
Нефть и газ
№ 5, 2011
Котухтинская свита (плинсбах-тоар-ааленский ярусы J1p+J1t+J2a) делится на нижнюю
и верхнюю подсвиты, представленные чередованием песчаников, алевролитов, глин и перекрытых регионально развитыми глинистыми пачками.
Нижняя подсвита подразделяется на две пачки.
Нижняя пачка нижней подсвиты представлена чередованием песчаников, алевролитов,
уплотненных глин, прослоями битуминозных. Породы серые, иногда с зеленоватым оттенком, встречаются растительный детрит, корни, единичные двустворки. В составе нижней
подсвиты при наличии песчаников выделяют пласты на Уренгойской площади — Ю13-Ю17,
на Медвежьей площади — Ю11. Мощность рассматриваемого разреза около 200 м. Отложения перекрываются глинистой тогурской пачкой.
Верхняя пачка (тогурская) сложена глинами уплотненными, темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, с растительным детритом. В основании пачки отмечено наличие сферосидерита. Встречаются немногочисленные представители морской фауны тоарского
уровня (фораминиферы, двустворки, филлоподы), в отдельных прослоях встречен углистый
растительный детрит. К ней приурочен опорный отражающий сейсмический горизонт Т4.
Отложения тогурской пачки толщиной до 100 м.
Верхняя подсвита подразделяется на две пачки.
Нижняя пачка верхнекотухтинской подсвиты представлена чередованием песчаников
серых, алевролитов и уплотненных глин. Породы иногда каолинизированы. Характерны
растительный детрит, корневые системы, сидерит. Проницаемые пласты пачки индексируются в Надымском районе Ю10, а в Уренгойском Ю10-Ю12. Толщина пачки изменяется от
110 до 180 м.
Верхняя пачка (радомская) сложена глинами уплотненными, темно-серыми, иногда с
зеленоватым оттенком, прослоями битуминозными с прослоями алевролитов и песчаников.
Отмечается редкий растительный детрит. Толщина пачки изменяется от 50 до 100 м. К ней
приурочен опорный отражающий сейсмический горизонт Т3. Общая толщина отложений
котухтинской свиты составляет 500-720 м.
2. Средний отдел.
В среднеюрское время осадконакопление в Западно-Сибирском бассейне происходило в
континентальных условиях, при кратковременных трансгрессиях моря на территорию аллювиально-озерной равнины. Песчаные резервуары связаны с аллювиальными, дельтовыми
и прибрежно-морскими фациями [3].
Тюменская свита (аален-байос-батский-келловейский ярусы J2a+J2b+J2bt+J2k) согласно
залегает на породах котухтинской свиты и представляет мощную толщу прибрежноконтинентальных отложений. В средней и кровельной частях свиты прослеживаются сейсмические отражающие горизонты «Т2» и «Т1». Литологически сложена неравномерным
мелким переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников с включениями прослоев
углей. Отложения тюменской свиты разделены на три подсвиты.
Нижняя подсвита преимущественно ааленского возраста представляет переслаивание
песчаников серых, глинистых с алевролитами и уплотненными серыми, буровато-серыми
глинами. Часто встречается обугленный растительный детрит, реже корни растений. Пласты индексируются Ю7-Ю9 в Надымском и в Уренгойском нефтегазоносных районах. Толщина нижней подсвиты изменяется от 100 до 240 м.
Для средней подсвиты, в основном байосского возраста, характерно частое неравномерное переслаивание уплотненных, иногда углистых глин с глинистыми песчаниками, алевролитами и углями. Породы преимущественно серого цвета. Отмечается наличие растительного детрита, а также обломков углефицированной древесины. Песчано-алевритовые пласты характеризуются невыдержанностью по площади и по разрезу, значительной глинистостью. Пласты индексируются Ю5-Ю6. Толщина подсвиты изменяется от 90 до 170 м.
Верхняя подсвита бат-келловейского возраста представлена переслаиванием серых,
темно-серых уплотненных глин, глинистых песчаников, алевролитов, часто с буроватым
оттенком с прослоями углей. Характерен растительный детрит, корневые системы, отмечаются биотурбированные прослои. Толщина подсвиты колеблется от 100 до 200 м. В составе
подсвиты выделяют пласты Ю2–Ю4.
На исследуемой территории в пластах Ю2-4 открыты залежи углеводородов на Уренгойском, Юбилейном, Ен-Яхинском, Песцовом, Ямбургском Северо-Губкинском месторождениях (см. рис.1). Общая толщина отложений тюменской свиты изменяется от 300 до 610 м.
Поисково-оценочное бурение глубоких скважин в пределах новых поисковых участков
вскрыло лишь верхнюю подсвиту тюменской свиты, что позволило уточнить строение раз-
№ 5, 2011
Нефть и газ
21
реза.
В южной части территории Надым-Пуровского междуречья глубокое бурение на среднеюрские отложения проводилось в пределах Западно-Ягенетского и Мариэттинского
участков. Оба участка расположены между Ямсовейским месторождением, в котором открыты залежи углеводородов в меловых отложениях.
Разрез верхней подсвиты тюменской свиты исследуемой территории представлен неравномерным переслаиванием пород коллекторов и глин, что фиксируется на каротажных
диаграммах (рис. 2).
Рис. 2. Схема корреляции верхней части юрских отложений по линии скважин:
2 Мариэттинская, 83 Ямсовейская, 12 Западно-Ягенетская
На Западно-Ягенетской площади, расположенной в западной части Тотыдзоттинской
впадины между Уренгойским и Северо-Губкинским месторождениями, тюменская свита
вскрыта на глубинах 4038 м (скв. 10) и 4062 м (скв. 12). В скв. 12 Западно-Ягенетской проведён сплошной отбор керна из верхней части разреза отложений тюменской свиты (рис. 3).
Керн в скв. 12 представлен песчаниками темно-серыми, кварцевыми, массивными, среднемелкозернистыми, плотными, средней крепости, зерна средней окатанности на карбонатноглинистом цементе порового типа, слюдистыми, ритмично-неравномерными за счет аргиллита черного, пелитоморфного, плотного, местами сильно углефицированного, с многочисленными включениями углефицированного растительного детрита, отмечаются линзовидные пропластки сидерита. Слоистость горизонтальная, горизонтально-волнистая. Встречаются пропластки угля черного, хрупкого, мощностью до 0,1 м. В керне отмечен запах углеводородов. Общая толщина пласта Ю2 составляет 77 м, эффективная толщина — 36 м. По
данным интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) толщина пропластков
коллекторов пластов Ю2-3 изменяется от 0,4 до 4,4 м (рис. 3) и в среднем составляет 1,2 м, а
пористость изменяется от 10 до 18%, в среднем — 14%. Коэффициент песчанистости в пластах Ю2-3 составляет 0,46, расчленённость 27.
22
Нефть и газ
№ 5, 2011
Рис. 3. Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю0-Ю2-3
в скв. 12 Западно-Ягенетской площади
С учётом анализа фактического материала отложения пласта Ю2 в скв. 12 ЗападноЯгенетской площади приурочены к аллювиальным фациям песков разливов. Такой тип разреза автор относит к заглинизированным (слабоактивным) коллекторам с проницаемостью
менее 10·10-3 мкм2 и удельной продуктивностью менее 0,5 (м3/сут)/(МПа·м) [4], что подтверждается испытаниями. В скв. 12 при испытании пласта Ю2 получены лишь признаки
углеводородов.
В скв. 10 Западно-Ягенетской площади отложения верхней подвиты тюменской свиты
(пласт Ю2) вскрыты на 60 м, которые представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина пропластков коллекторов пласта Ю2 изменяется
от 0,4 до 3,2 м и в среднем составляет 1,4 м. Пористость проницаемых пропластков по данным интерпретации ГИС изменяется от 10 до 18%, в среднем около 14%. В скв. 10 при испытании отложений тюменской свиты притоков не получено.
На западе с Западно-Ягенетской площадью граничит Ямсовейское месторождение, где
открыты залежи углеводородов в ачимовских и сеноманских отложениях мела.
Ямсовейское месторождение находится в пределах структуры первого порядка —
Танловского мегавала. Отложения тюменской свиты вскрыты на глубине 3118 м (скв.83) и
представлена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Керн представлен песчаниками серыми мелкозернистыми слюдистыми крепкосцементированными прослоями
карбонатными с алевролитами серыми, темно-серыми с тонкой горизонтальной и волнистой
слоистостью. Аргиллиты темно-серые, почти черные, алевритовые, слюдистые плотные
№ 5, 2011
Нефть и газ
23
прослоями сидеритизированные. По разрезу наблюдаются обильные включения углистого и
углисто-глинистого материала. Песчано-алевритовые пласты характеризуются невыдержанностью по площади и разрезу.
На западе Ямсовейское месторождение граничит с Мариэттинским участком, где пробурены две поисково-оценочные скважины 1 и 2.
Мариэттинский участок расположен в пределах Надым-Тазовской синеклизы и приурочен к отрицательной структуре первого порядка — Танловской впадине. Отложения тюменской свиты вскрыты на глубинах 4155 м (скв. 1) и 4052 м (скв. 2).
В скв. 2 Мариэттинской проведён отбор керна из отложений верхней подсвиты тюменской свиты, разрез которой представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников (рис. 4).
Рис. 4. Геолого-геофизическая характеристика пластов Ю0-Ю2-3
в скв. 2 Мариэттинской площади
Керн представлен песчаником серым, мелкозернистым, полевошпат-кварцевым, плотным, массивным с включением редких, тонких, прослоек углисто-слюдистого материала,
цемент глинистый, порового типа. Аргиллит, темно-серый до чёрного, плотный, массивный,
слабо-алевритистый, с редкими, мелкими вкраплениями углистого детрита. Алевролит серый, темно-серый, плотный, от средней крепости до крепкого, на карбонатно-глинистом
цементе. Слоистость горизонтальная, пологоволнистая, линзовидная, в отдельных пропластках косая с углом падения до 10°. В процессе бурения с отбором керна, отбирался
шлам, который представлен на 80% углем черным, хрупким, плотным. Общая толщина пластов Ю2-3 составляет 106 м, эффективная толщина — 10,2 м. По данным интерпретации
ГИС, толщина пропластков коллекторов пластов Ю2-3 изменяется от 0,4 до 2,0 м (рис. 4) и в
среднем составляет 0,8 м, пористость в среднем около 12%.
24
Нефть и газ
№ 5, 2011
Коэффициент песчанистости в пластах Ю2-3 составляет 0,10, расчленённость 15. Отложения пласта Ю2-3 в скв. 2 Мариэттинской площади приурочены к фациям старичных болот. Такой тип разреза автором отнесён к заглинизированным коллекторам с проницаемостью менее 10·10-3 мкм2 и удельной продуктивностью менее 0.5 (м3/сут)/(МПа·м). В скв. 2
испытания отложений тюменской свиты не проводились. В скв. 1 Мариэттинской площади
разрез верхней подвиты тюменской свиты (пласт Ю2-3) вскрыт без отбора керна в интервале
глубин 4155–4233 м. По материалам геофизических исследований скважин пласты Ю2-4
полностью заглинизированы, при испытании отложений тюменской свиты притоков не
получено.
С учётом вышеприведенных данных отметим, что глубина залегания кровли тюменской
свиты на юге Надым-Пурского междуречья в направлении с востока на запад изменяется от
4038 м в скв. 10 Западно-Ягенетской, 3118 м — на Ямсовейском месторождении (скв. 83),
до 4155 м (скв. 1) на Мариэттинском участке.
Отложения верхней подсвиты тюменской свиты, представлены неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород, в которых мощность прослоев коллекторов уменьшается с востока на запад в среднем от 1,4 м (скв. 10 Западно-Ягенетская) до 0,8 м (скв. 1
Мариэттинская). В этом же направлении происходит глинизация отложений, уменьшаются
параметры неоднородности: коэффициент песчанистости изменяется от 0,46 (скв. 10 Западно-Ягенетская) до 0,1 (скв. 1 Мариэттинская), пористость изменяется от 16% (скв. 10 Западно-Ягенетская) до 12% (скв. 1 Мариэттинская). Во всех представленных поисковых скважинах разрез пластов Ю2-4 соотносится с озёрно-болотными фациями, то есть, на юге
Надым-Пурской нефтегазоносной области в батский и раннекелловейские века существовала аллювиально-озёрно-болотная равнина, где в отложениях верхней части тюменской свиты (пласты Ю2-4) преобладали тонкодисперсные глинистые осадки, доля которых возрастает
с востока на запад. В пределах палеодолины были распространены древние палеореки, в
которых сформировались фации дельт. Однако поиск их отложений на обширных территориях возможен лишь на основе современных технологий, в частности, проведения сейсморазведочных работ 3Д.
В большинстве поисково-оценочных скважин вскрытый разрез пластов Ю2-3 продуктивен по данным керна и ГИС, но промышленных притоков при испытании не получено. Как
было отмечено выше, это связано с низкими фильтрационно-емкостными параметрами отложений тюменской свиты, качеством бурения и вскрытия.
На исследуемой территории отложения тюменской свиты характеризуются аномально
высокими пластовыми давлениями, превышающими гидростатическое в 1,6-2 раза. Бурение
этих отложений проводится на утяжелённых глинистых растворах, что в конечном итоге
приводит к загрязнению коллекторов. Анализ материалов испытаний из отложений тюменской свиты на ближайших месторождениях показал, что промышленные притоки углеводородов получены в скважинах после очистки призабойнойной зоны и вторичного прострела
испытываемого пласта. В ряде скважин положительным оказался метод гидроразрыва.
Таким образом, восполнение ресурсной базы углеводородов за счёт поисковых работ на
глубокие горизонты среднеюрского нефтегазоносного комплекса на территории НадымПурского нефтегазоносной области возможно при учёте сложности этих объектов и применении новых технологий.
Список литературы
1. Горбачёв В. И., Тарханов Г. В., Есипко О. А. Результаты бурения Ен-Яхинской сверхглубокой скважины //М.:
Мир, 2008. – 6 с.
2. А. М. Брехунцов, В. И. Бородкин, В. С. Бочкарёв Предварительные геологические данные полученные по результатам бурения сверхглубокой скважины СГ-7-Ен-Яхинской при забое 5050 м (Западная Сибирь) //М., Геология,
геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 4-5, 2003. – С.20-30.
3. Марковский Н. И. Палеогеографическаий прогноз нефтегазоносности. – М.: Недра, 1981.– 223 с.
4. Гладышева Я. И. Исследования связей геологической неоднородности с продуктивными характеристиками
пласта БУ8 Уренгойского месторождений//Тюмень, «Известия высших учебных заведений. Нефть и газ», № 3, 2006. –
С. 11-14.
5. Гладышева Я. И. Проблемы поисковых работ севера Западной Сибири// М., Нефтепромысловое дело, № 8,
2009. – С. 21-32.
Сведения об авторах
Гладышева Яна Игоревна, к. г.-м. н., доцент кафедры геологии нефти и газа Тюменского государственного нефтегазового университета, тел: (3452)44-43-58, e-mail: GladyshevaYI@gmail.com
Гладышев Антон Анатольевич, аспирант кафедры геологии нефти и газа Тюменского государственного нефтегазового университета, тел: (3452)44-43-58
Gladysheva Y. I., Candidate of Sciences in Geology and Mineralogy, associate professor, Tyumen State
№ 5, 2011
Нефть и газ
25
Oil and Gas University, phone: (3452)44-43-58, e-mail: GladyshevaYI@gmail.com
Gladyshev А. А., post graduate student, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452)44-43-58
____________________________________________________________________________
УДК 624.139
ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИЗЫСКАНИЯ И СТРОИТЕЛЬСТВО
НЕФТЕПРОВОДА «ВАНКОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ – НПС «ПУРПЕ»
FEATURES OF ENGINEERING-GEOLOGICAL SURVEY AND CONSTRUCTION
OF THE OIL PIPELINE «VANKORSKOYE FIELD – NPS PURPE»
А. А. Губарьков
A. A. Goubarkov
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: многолетнемерзлые породы, магистральный нефтепровод,
инженерно-геологические изыскания, надземный способ прокладки трубопроводов
Key words: permafrost rocks, trunk oil pipeline, engineering-geological survey, above-ground pipelining
Надземный способ прокладки магистральных трубопроводов редко используется в Западной Сибири, основной способ прокладки — подземный. Оба способа имеют сильные и
слабые стороны. Положительным при подземном способе прокладки является уменьшение
перепада температур на металлических элементах трубопровода, уменьшение возможности
механических повреждений [1]. К отрицательным сторонам относятся значительные площади разрушения почвенно-растительного покрова и большие объемы перемещения грунтов, которые приводят к обратимым и необратимым воздействиям на природную среду [2].
Серьезные изменения в природной среде приводят к обратному воздействию на природнотехнические или геотехнические системы.
Надземный способ прокладки трубопроводов допускается в заболоченных местностях и
на многолетнемерзлых грунтах [3]. При его использовании возникают сложности, связанные с воздействием на трубопровод больших перепадов температур, более сложными техническими решениями по установке опор, повышенными требованиями безопасности, детальными инженерно-геологическими изысканиями [4, 5, 6]. Для надежной эксплуатации на
проблемных, с точки зрения мерзлотных условий, участках трубопровода требуется температурная стабилизация грунтов, что также усложняет его прокладку. Однако плюсы очевидны. К ним относятся уменьшение воздействия на природную среду, в особенности, на
геологическую, которая характеризуется прерывистым залеганием многолетнемерзлых пород по площади и в разрезе. В результате многолетнемерзлые грунты не протаивают вдоль
всего трубопровода, что предотвращает комплекс опасных экзогенных геологических процессов, которые характерны при прокладке трубопроводов подземным способом. Например, площадь воздействия на поверхность грунтов при надземном способе прокладки в северной тайге и лесотундре уменьшается в 400-900 раз без учета отсыпки технологических
проездов.
В связи со сложностями, возникшими при строительстве магистрального нефтепровода
«Ванкорское месторождение – НПС «Пурпе», в 2007 г. ООО НПО «Фундаментстройаркос»
проведены работы по контрольному бурению скважин. Необходимость в дополнительных
изысканиях возникла при прокладке нефтепровода надземным способом. Работы проведены
на самом северном участке строительства нефтепровода от 0 до 79 км. В административном
отношении он расположен на территории Туруханского района Красноярского края.
Изучение района начато в 60-е годы прошлого века и связано с активной разведкой нефтяных и газовых месторождений. На основании технического задания на производство комплекса изыскательских работ геологической группой отдела инженерных изысканий
ООО «НК «Роснефть» – НТЦ» был выполнен комплекс полевых, лабораторных и камеральных инженерно-геологических работ. Основной полевой этап выполнили в марте-апреле
2006 г., включая буровые и опытные работы.
Территория строительства магистрального нефтепровода «Ванкорское месторождение
— оголетнемерзлых пород, таликов различного происхождения и несливающихся многолетнемерзлых пород характерное явление для данного участка. Согласно схеме
26
Нефть и газ
№ 5, 2011
геокриологического районирования Западно-Сибирской плиты [7], северный участок
нефтепровода проложен в Таз-Хетско-Енисейской геокриологической области, которая расположена на севере Таз-Енисейского междуречья. Геокриологическая характеристика ТазХетско-Енисейской области проведена Ю. К. Васильчуком и В. Г. Кудряшовым [7]. Абсолютные высоты междуречий составляют в среднем 100-120 м, местами 180-200 м. В пределах
области широко развиты древние водораздельные равнины (салехардская и казанцевская),
занимающие более 40% общей территории. Их рельеф преимущественно холмистый, иногда
холмисто-увалистый. Сложены они, как правило, суглинисто-глннистыми грунтами, нередко с
включениями грубообломочного материала, в верхней части разреза встречаются пески и нередко торфяные линзы. Второй ярус рельефа области представлен ледниковыми и водноледниковыми равнинами зырянского оледенения. Рельеф этих равнин — чаще всего холмы
и увалы, расчлененные глубоко врезанными долинами и логами. Однако и среди них, особенно на водно-ледниковых равнинах, встречаются плоские и мелкохолмистые участки, нередко
весьма заозеренные. Состав грунтов ледниковых и водно-ледниковых отложений разнообразен – от крупных песков до глин, в большинстве разрезов отмечаются крупные обломки пород, гальки, гравий, валуны.
Сравнительно высокоширотное положение области и суровость климатических условий
способствуют формированию мерзлых толщ, имеющих в пределах области почти сплошное
распространение. Талые породы развиты, как правило, под крупными озерами и под руслами
крупных рек.
Среднегодовые температуры ММП варьируют в пределах области в широком диапазоне.
На Севере на междуречных равнинах встречаются участки с температурами -3... -7°С, а на
отдельных участках пойм рек Большая Хета и Русская, особенно вблизи русла, температуры
грунтов не бывают ниже -1°С. В южных районах области температуры грунтов нигде не
опускаются ниже -5 °С. Даже на самых возвышенных элементах рельефа они составляют
-3... -4 °С. К востоку от долины р. Большая Хета, на участках развития лиственничных и
елово-лиственничных редколесий с мощным мохово-кустарничковым покровом среднегодовые
температуры грунтов повышаются до -2... -2,5°С, а в пределах речных пойм нередко составляют -0,5... -0,7°С.
Температуры по всей мерзлой толще, как правило, распределены с нормальным градиентом
и постепенно повышаются (по замерам в глубоких скважинах на территории Мессояхинского и
Соленинского месторождений) от -6... -7°С в верхней части толщи до -3... -4°С на глубинах
200-220 м и до 0° на глубинах 350-400 м и глубже.
Характерной криолитологической особенностью области является широкое распространение
на их поверхности обширных массивов озерно-болотных минеральных отложений и торфяников
голоценового возраста. Локальное усиление термокарстовых процессов, затронувших верхние
части сильнольдистых тонкодисперсных толщ, привело к формированию обширных озер в
начале голоцена. Формировавшиеся в них осадки имели преимущественно супесчаносуглинистый состав. Большая часть озерных отложений промерзала сингенетически, что выразилось в ритмичном распределении шлиров льда по разрезу и высокой льдистости отложений
(до 50–55%). В них уже на ранней стадии формирования (в конце дооптимального этапа голоцена) произошло зарождение повторно-жильных льдов, которое в дальнейшем шло непрерывно и привело к образованию мощных ледяных клиньев, достигающих в верховьях р. Мессояхи высоты 6–7 м.
В пределах Таз-Хетско-Енисейской области развиты преимущественно сезонно–талые
толщи.
Мощность слоя сезонного протаивания изменяется от 0,3–0,5 м на заболоченных участках, сложенных супесями и суглинками с включениями органики, до 1,5–1,8 м на сухих
песчаных массивах. Здесь широко представлен ряд типов сезонного протаивания: повышенно- и резко континентальные, устойчивые, длительно устойчивые и полупереходные.
Среди криогенных явлений выделяются почти повсеместным развитием склоновые процессы – солифлюкцня, термоэрозия. Интенсивность термоэрозии особенно велика вблизи
речных русел. Эрозионная деятельность после развития оврага преимущественно направлена на его расширение и рост отвершков. Повторные наблюдения за ростом оврагов в сильнольдистых суглинках, подстилаемых песками в районе пос. Мессояха, показали, что за год
могут вырастать боковые отвершки длиной 22–30 м, шириной до 8 м и глубиной до 3 м, а
углубление тальвега основного оврага за это время составило 0,35 м. Особенно активна
глубинная эрозия в начале осени, когда борта оврагов, не защищены снегом, промерзают, а
№ 5, 2011
Нефть и газ
27
по тальвегу еще перемещаются временные водотоки [13], летом же интенсивнее протекает
боковая эрозия.
Вследствие широкого развития влажных торфяников и сурового климата на территории
прокладки магистрального нефтепровода интенсивно развиваются повторно-жильные льды.
На этой же территории нередко происходит многолетнее пучение грунтов, особенно активного на участках осушенных озер.
Прокладка магистрального нефтепровода в условиях геокриологических зон прерывистого и сплошного развития мерзлых толщ определяет пестроту и сложность инженерногеокриологической обстановки, которую можно отнести к одной из самых сложных в Западной Сибири, требующей тщательного и конкретного изучения при освоении [8]. В связи
с этим, в зависимости от талого или мерзлого состояния грунтов «НК «Роснефть»–НТЦ»
предусмотрели три варианта свай, на которых должны устанавливаться опоры магистрального нефтепровода. Для многолетнемерзлых грунтов предусмотрены буроопускные сваи, то
есть пробуривается скважина диаметром 450 мм, в нее опускается трубная свая диаметром
300 мм и околотрубное пространство заполняется цементным раствором. Для грунтов с
заглубленной кровлей ММП предусмотрены бурозабивные сваи, бурится скважина меньшего диаметра, чем диаметр трубной сваи и свая забивается. На талых грунтах предусмотрена
установка винтовых свай, разбуривается скважина на 300 мм и установкой завинчивается
винтовая свая с диаметром несущей части 800 мм.
При установке винтовых и бурозабивных свай возникли сложности, связанные с недопогружением свай на проектную глубину. Было высказано мнение, что основной причиной
является недостаток информации, содержащейся в инженерно-геологических изысканиях.
Стандартные инженерно-геологические изыскания проводятся с интервалом между скважинами в 150–300 м. ООО «НК «Роснефть»–НТЦ» проведены более детальные работы, но
и они оказались недостаточными для проведения строительства. На основании актов о недопогружении винтовых свай принято решение о проведении опережающего контрольного
бурения скважин под установку опор магистрального нефтепровода. Для выявления состояния грунтов в мерзлом или талом состоянии в феврале-марте 2007 г. проведено контрольное бурение на глубину до 10 м. Контрольное бурение проводилось через одну опору, через
30–36 м. Грунты при проходке часто оказывались в одной скважине мерзлыми, а в другой
— талыми, то есть, расстояние в 30–36 м в ряде случаев больше, чем требуется для выявления границы нахождения грунтов в талом или мерзлом состоянии.
По результатам инженерно-геологических изысканий и контрольного бурения установлено, что геологическое строение представлено дисперсными грунтами – супесями, суглинками и песками (мерзлыми), с поверхности перекрытыми мохово-растительным слоем,
мощностью 0,1–0,3 м, или торфами. Сезонно талый слой до 1,5 м.
Болота занимают 30-40% при мощности торфа, как правило, до 2 м, реже до 5–8 м. Болота глубже 3 м занимают не более 5% трассы нефтепровода. Болота преимущественно
мерзлые, с талыми мочажинами рядом с термокарстовыми озерами и по долинам рек.
Геологическое строение рассматриваемых объектов, до исследуемой глубины 5–15 м,
представлено следующими литолого-генетическими комплексами: среднеплейстоценовых
морских и ледниково-морских отложений(m, gm QII-III), салехардской и казанцевской свит;
среднеплейстоценовых флювиогляциальных отложений (fg QII); верхнеплейстоценовых и
голоценовых аллювиальных и озерно-аллювиальных отложений (a,la QIII-IV); голоценовых
делювиальных, элювиально-делювиальных отложений (d, еd QIV); современных биогенных
(болотных) грунтов (b QIV).
На основании полевых и лабораторных исследований по типам, видам и разновидностям, встреченные на участке исследования грунты, объединены в 56 инженерногеологических элементов. Так как район работ находится в зоне сплошного распространения ММП, все выделенные грунты встречаются в мерзлом и в талом состоянии. С поверхности по всей протяженности исследованной территории магистрального нефтепровода
произрастает мохово-растительный покров мощностью 10 - 30 см, оказывающий влияние на
промерзание и оттаивание грунтов, следовательно, на геокриологические условия.
При проведении контрольного бурения скважин выявлено, что суглинистые и
супесчаные грунты на участках, прилегающих к таликам, часто находятся в пластичномерзлом состоянии. Они легко режутся и сминаются, при визуальном наблюдении только
зерна и шлиры льда указывают на их нахождение в отрицательном диапазоне температур. В
верхней части разреза до глубины 3–4 м ММП часто имеет повышенную льдистость за счет
шлиров и зерен льда. Ниже 3–4 м ММП имеют массивную криогенную текстуру. Большая
28
Нефть и газ
№ 5, 2011
часть песчаных ММП имеет массивную криогенную текстуру по всему разрезу. Сотрудниками ООО «НК «Роснефть»–НТЦ» в гидрогеологическом отношении на исследуемом
участке магистрального нефтепровода выделяется 3 водоносных горизонта:
 слабопроницаемый (слабоводоносный) средне- и верхнечетвертичный комплекс
озерно-аллювиальных и ледниково-морских отложений несквозных и сквозных таликов;
 подземные воды органических (болотных) отложений;
 надмерзлотные воды, приуроченные к сезонноталому слою.
Подземные воды органических (болотных) отложений приурочены к участкам болотных
массивов. Водовмещающими являются талые органические грунты – торф. Подземные воды данного типа залегают в виде безнапорного, относительно маломощного горизонта, невыдержанного по простиранию. Питание подземных вод осуществляется из-за инфильтрации атмосферных осадков. Данный водоносный горизонт, до глубины 0,4–0,5 м, является
сезонным, продолжительностью примерно 3–4 месяца в течение теплого времени года.
К сезонноталому слою приурочены надмерзлотные сезонные воды, залегающие на глубине от 0,3–0,4 м до 1,2–1,5 м. Они характеризуются загрязненностью органическими примесями и кислой средой. Надмерзлотные воды, как правило, приурочены к сезонноталому
слою, претерпевая ежегодные фазовые переходы, и значительно реже – к несквозным
подрусловым и подозерным таликам. Воды залегают обычно в зоне свободного водообмена.
Водовмещающими породами являются пески, супеси, залегающие с поверхности, торф и
мохово-растительный слой.
На время проведения изысканий (март-апрель 2006 г.) уровень подземных надмерзлотных вод зафиксирован на глубинах от 0,0 до 3,5 м. Уровень подземных вод характеризуется
непостоянством и зависит от климатических факторов. Прогнозируемый максимальный
уровень грунтовых вод приходится на период максимального оттаивания сезонно-мерзлого
слоя, в летне-осенние месяцы, составляя 0,0–0,1 м.
Важной инженерно-геологической характеристикой пород таликовых зон является то,
что на различных глубинах может залегать галечниковый или гравелистый горизонт мощностью 1–2 м. Для установки винтовых свай этот горизонт является непроходимым. В связи
с этой особенностью геологических условий ООО «Заводу винтовых свай» дана рекомендация о требовании детальных инженерно-геологических изысканий.
Таким образом, рассмотренные сложности при проведении строительства магистрального нефтепровода возникли в результате недостаточно полных инженерно-геологических
и инженерно-геокриологических данных для существующих геокриологических условий
магистрального нефтепровода. Многолетнемерзлые грунты часто имеют заглубленную
кровлю или чередуются с таликами. На больших отрезках нефтепровода талые и мерзлые
породы находятся на небольшом расстоянии друг от друга. На наиболее неоднородных и
сложных участках отклонение от стандартных требований инженерно-геологических изысканий отличаются на порядок в сторону более подробных или детальных исследований
грунтов. В настоящее время такие подробные инженерно-геокриологические изыскания не
предусмотрены в существующих нормативных документах.
Список литературы
1. Мазур И. И., Иванцов О. М., Молдаванов О. И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность
трубопроводов. – М.: Недра, 1990. - 264 с.
2. Бородавкин П. П., Ким Б. И. Охрана окружающей среды при строительстве и эксплуатации магистральных
трубопроводов. – М.: Недра, 1981. – 160 с.
3. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы.
4. Ершов Э. Д., Дубиков Г. И. Специфика инженерно-геокриологических исследований для различных видов
освоения территории // Инженерная геокриология: Справочное пособие. – М.: Недра, 1991. – С. 342-393.
5. Минкин М. А. Основания и фундаменты сооружений на вечномерзлых грунтах. – М.: ГАСИС, 2005. - 213 с.
6. СНиП 11-105-97. Инженерно-геологические изыскания для строительства. Часть IV. Правила производства
работ в районах распространения многолетнемерзлых грунтов.
7. Трофимов В. Т., Баулин В. В. , Васильчук Ю. К. Геокриологическое районирование Западно-Сибирской плиты // Геокриология СССР. Западная Сибирь. – М.: Недра, 1989. – С. 159-162.
8. Суходровский В. Л. Экзогенное рельефообразование в криолитозоне. – М.: Наука, 1979. – 280 с.
Сведения об авторе
Губарьков Анатолий Анатольевич, старший научный сотрудник, субарктический научноучебный полигон ТюмГНГУ-ТюмНЦ СО РАН, Тюменский государственный нефтегазовый университет, e-mail: agubarkov@mail.ru
Gubarkov A. A., senior scientific worker, Subarctic scientific-training ground of Tyumen State Oil and
Gas University, Tyumen Scientific Center of RAS Siberian Branch, e-mail: agubarkov@mail.ru
№ 5, 2011
Нефть и газ
29
УДК 553.9
КОМПЛЕКСНОЕ ТЕКТОНО-СЕДИМЕНТАЦИОННОЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЕ
ЛОВУШЕК УГЛЕВОДОРОДОВ В НЕОКОМЕ И АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ
INTEGRATED TECTONO-SEDIMENTATION FORECASTING OF HYDROCARBONS
TRAPS IN NEOCOMIAN AND ACHIM DEPOSITS
А. Р. Бембель
А. R. Bembel
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: неокомская клиноформная толща, геосолитонная модель,
субвертикальные зоны деструкции, геосолитонная трубка, ачимовские отложения
Key words: neocomian clinoform stratum, geosoliton model, SZD, geosoliton tube, Achim deposits
В настоящее время на крупнейших нефтяных месторождениях Западной Сибири эксплуатируются залежи нефти, приуроченные преимущественно к неокомскому и верхнеюрскому нефтеносным комплексам. Прирост запасов в неокоме может быть осуществлен,
главным образом, за счет доразведки уже открытых месторождений углеводородов (УВ).
Несомненно, что при сложнопостроенных месторождениях нефти и газа пропущено много
объектов, для оптимального поиска которых необходимо осознание модели формирования
этих залежей.
Современный седиментологический подход осадконакопления и образования месторождений УВ пренебрегает влиянием глубинных тектонических процессов на теорию образования нефти и газа и на практику выявления ловушек УВ.
Неокомская клиноформная толща, образующаяся при боковом наращивании континентального склона при фациальном районировании, принятом в геолого-геофизической среде,
подразделяется в пределах отдельных комлексов на шельфовую часть или ундаформу,
склоновую часть и фондоформу в подножии склона. В Западной Сибири замечена важная
закономерность в приуроченности характерных точек неокомских клиноформных отложений к полосовидным субмеридиональным областям повышенной концентрации субвертикальных зон деструкции СЗД [2]. Оказалось, что точки наиболее резкого перехода от
ундаформенной пологой части к более крутому склону клиноформ контролируются очагами ярких СЗД, создаваемых геосолитонным механизмом. Для понимания этой замеченной
закономерности в рамках геосолитонной концепции предлагается следующая модель взаимосвязанных сейсмотектонических и седиментационных процессов.
 На восточном и западном региональных склонах неокомского морского дна, имевшего падение с востока на запад в восточной и с запада на восток в западной части ЗападноСибирского палеоморя, существовали узкие полосовидные области субмеридионального
простирания очагов активного геосолитонного излучения в нижнемеловое время над
рифтогенными зонами в земной коре.
 Местоположение этих активных очагов было предопределено геологической историей развития Западно-Сибирской плиты: они унаследуют, как правило, сейсмотектонически
активные разломы предшествующих геологических эпох.
 Клиноформные образования неокомского комплекса Западной Сибири обязаны своим происхождением повышенной геосолитонной активности в очагах СЗД в моменты седиментации нижнемеловых отложений (рисунок).
 В локальных очагах палеоземлетрясений на неокомском палеодне морского бассейна
значительная часть энергии геосолитонов затрачивалась на переотложение осадочного материала с образованием асимметричных клиноформ на более крутых палеосклонах локальных структур.
 В этих же локальных эпицентрах зарождались высокоэнергетические турбидитовые
потоки и палеоштормы, энергия которых дополнительно затрачивалась на пересортировку
фракционных компонент осадочного материала с образованием участков улучшенных первичных коллекторских свойств в ближайшей окрестности от активных СЗД и с выносом
легких глинистых фракций в более удаленные и более погруженные области, где отсутствовали активные геосолитонные источники в период осадконакопления. Так формировались
ловушки и месторождения в ачимовских отложениях, сформированных в двух наиболее
типичных случаях: перед упорами и во впадинах. Анализ ачимовских отложений показывает, что основная масса испытанных объектов обладает низкими и средними коллекторски-
30
Нефть и газ
№ 5, 2011
ми свойствами, лишь небольшая группа объектов резко отличается высокими коллекторскими характеристиками. Вероятно, это обусловлено различными условиями формирования
песчаных тел, а именно: в результате тектонической активности в зоне, приконтактной с
геосолитонной трубкой происходит разуплотнение горных пород. Таким образом, в локальном участке образуется участок с улучшенными колллекторскими свойствами на фоне общей фациальной обстановки [2, 3].
Рисунок. Профиль на месторождении Сургутского района Ханты-Мансийского АО
(нефтегазоносность связана c отложениями юры и неокома)
 Расположение скважины в непосредственной близости от геосолитонной трубки с
широким развитием дизъюнктивных нарушений позволяет объяснить многие вопросы формирования улучшенных коллекторов неокомского комплекса: наличие жесткой деформации
обломков, интенсивное растворение обломочного каркаса и цемента, появление новых минералогически чистых фаз, разуплотнение коллектора, вынос растворенных компонентов
( в первую очередь, карбонатов) за его пределы и, как следствие, высокие ФЕС [3].
 Основными энергетическими источниками для формирования локальных литологостратиграфических ловушек в виде линзовидных и шнурковых залежей в неокомских отложениях Западной Сибири могли быть геосолитонные импульсные возмущения в виде землетрясений, горных ударов и штормов. Следы активных эпицентров неокомских палеоземлетрясений остались в виде ярких СЗД, для детального картирования которых успешно
используется высокоразрешающая объемная сейсморазведка [4]. Всё это подтверждено
работами по методике 3D-сейсморазведки в Западной Сибири.
Ударные волны от палеоземлетрясений и горных ударов могут порождать не только деструкцию пород и локальное структурообразование, но и интенсифицируют процесс нефтегазообразования [5]. Энергия геосолитонов, проходивших по тем же СЗД в более позднее
геологическое время, до современной эпохи расходовалась на образование малоамплитудных положительных структур, на дилатансионное трещинообразование с формированием
дополнительного пустотного пространства, на заполнение этого пространства образующимися при этом процессе углеводородами и подвижными углеводородными флюидами из
ближайшей окрестности данной активной СЗД.
Закономерная корреляционная связь высокодебитных участков углеводородов в форме
№ 5, 2011
Нефть и газ
31
палеоврезов, палеорусел и отдельных палеодепрессионных «карманов» отмечается с наличием в ближайшей их окрестности активных СЗД. Механизмы, обеспечивающие эту связь,
видимо, те же самые, что и при формировании ловушек в клиноформных отложениях. Общим для них является геологическая одновременность активизации СЗД и осадконакопления. Локализованные энергетические источники в очагах СЗД обеспечивают рельефообразование локальных диапироподобных структурных форм, с вершины которых происходит
сброс осадочного материала в ближайшие отрицательные структурные формы с одновременной сортировкой материалов по фракциям.
В результате этих высокоэнергетических процессов в осевых частях ближайших палеоврезов, локальных депрессионных долин и отдельных «карманов» накапливается наиболее крупнозернистый осадочный материал с высоким коэффициентом проницаемости, так
как более тонкодисперсный глинистый материал выносится на достаточно большое расстояние благодаря высокой энергии турбидитовых потоков, порождаемых палеоземлетрясениями и штормами в очагах СЗД.
Часто улучшение коллекторских свойств в подобных депрессионных ловушках происходит не столько за счет увеличения размеров фракций осадочного материала, сколько из-за
многократного (имеются даже примеры тысячекратного) увеличения коэффициента проницаемости. Очевидно, что высокоэнергетический режим осадконакопления в окрестности
СЗД обеспечивает значительный вынос легких фракций, цементирующих осадочные породы при последующем диа- и катагенезе осадков. Образно говоря, энергия геосолитонов в
СЗД обеспечивает лучшую промывку осадков, что приводит в конечном итоге к повышенной проницаемости.
При традиционной, сейсмостратиграфической интерпретации сейсмических разрезов
обычно клиноформные сейсмофации на них интерпретируются как участки районов некомпенсированного осадконакопления, вызванные сносом осадочного материала с ближайших
континентальных образований, окружающих мелководное море, либо клиноформы связывают с дельтовыми отложениями от рек вблизи впадения их в мелководные бассейны [6].
При геосолитонной интерпретации учитывается не только осадконакопление, но и тектонические факторы. Можно считать, что одним из важнейших недостатков сейсмостратиграфического направления интерпретации было сведение всех геологических процессов к механизмам осадконакопления. При этом локальные активные тектонические процессы не
учитывались совершенно.
В варианте геосолитонной интерпретации первостепенную роль играют локальные тектонические процессы. Поэтому сами клиноформы выделяются как объекты, связанные с
активными тектоническими геосолитонными процессами в любой точке осадочного бассейна на мелководье и в глубоководных частях.
Классический сейсмостратиграфический подход, безусловно, имея свое основание для
применения, чрезвычайно ограничен только в области прибрежно-морских отложений при
некомпенсированном осадконакоплении, где действительно существует модель, приводящая к клиноформным образованиям. Для морских бассейнов с большим протяжением, для
районов, удаленных от береговой линии, клиноформные отложения чаще всего связаны с
тектоническими процессами.
Список литературы
1. Бембель Р. М., Мегеря В. М., Бембель С. Р. Геосолитоны: функциональная система Земли, концепция разведки
и разработки месторождений углеводородов. – Тюмень: Вектор Бук, 2003. – 344 с.
2. Бембель А. Р. Комлексное тектоно-седиментационное прогнозирование ловушек УВ Повховского месторождения. – Тюмень: ЕАГО //международная конференция геофизиков и геологов 4-7 дек. 2007/Тезисы докладов.
3. Сердюк З. Я., Слепокурова Л. Д. Геолого-геофизические методы поиска благоприятных пород-коллекторов,
как потенциальных ловушек УВ // Труды школы-семинара «Физика нефтяного пласта». 20-24 мая 2002. – С.217-221.
4. Бембель Р. М., Высокоразрешающая объемная сейсморазведка. - Новосибирск: Наука, 1991. – 152 с.
5. Сороко Т. И. Возможные модели низкотемпературного механохимического превращения органического вещества осадочных пород // Модели нефтегазообразования. - М.: Наука. 1992. - С. 90.
6. Сейсмическая стратиграфия: Использование при поисках и разведке нефти и газа. - М.: Мир. 1982. - 846 с.
Сведения об авторе
Бембель Анна Робертовна, аспирантка кафедры промысловой геологии нефти и газа, Тюменский
государственный нефтегазовый университет, (3452) 44-43-58, е-mail: anna_bembel@mail.ru
Bembel A. R., post-graduate student of the chair of Field Petroleum Geology, Tyumen State Oil and Gas
University, phone: (3452) 44-43-58, е-mail: anna_bembel@mail.ru
___________________________________________________________________________________
32
Нефть и газ
№ 5, 2011
Бурение скважин
и разработка месторождений
УДК 622.276.34
МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ЗАЛЕЖИ
С ПРИМЕНЕНИЕМ МЕТОДА МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА
MODELING OF A DEPOSIT PERFORMANCE USING THE MATERIAL
BALANCE METHOD
А. Б. Рублев, К. М. Федоров, А. П. Шевелёв, П. Т. Им
A. B. Rublev, K. M. Fedorov, A. P. Shevelev, P. T. Im
«ТНК-ВР Менеджмент», Тюменский государственный университет, г. Тюмень
Ключевые слова: фильтрация, призабойная зона скважины, модель
Key words: filtration, porous media, near wellbore zone, model
В некоторых случаях создание подробных геолого-гидродинамических моделей залежей
нецелесообразно. К таким случаям можно отнести небольшие залежи с малым количеством
эксплуатационных скважин, месторождения с недостаточной информацией геофизических
исследований по той или иной причине, сложные геологические объекты, не поддающиеся
традиционной типизации.
Одной из главных проблем разработки и эксплуатации таких залежей является высокая
степень неопределенности в подсчете начальных запасов нефти и газа. Это объясняется,
например, тем, что при малом количестве скважин объем пласта в приконтурной зоне сопоставим с его общими размерами, и определение запасов характеризуется высокой погрешностью.
Методы приближенного моделирования работы залежи при активной законтурной
воде.
В рассмотренных ситуациях приближенное моделирование разработки залежи основано
на применении метода материального баланса (ММБ) [1, 2]. В основе ММБ лежит уравнение сохранения массы флюида в залежи в процессе разработки, которое связывает остаточные запасы нефти и газа в пласте с количеством законтурной и закачиваемой в нефтяную
зону пласта воды, количеством отобранной продукции скважин и изменением энергетического состояния залежи или сжиманием/расширением пластовых флюидов и пористого
скелета. Таким образом, достоверность расчетов по ММБ связана с точностью определения
динамики пластового давления в залежи.
Вторым важным моментом в достоверности расчетов является качество моделирования
работы эквифера или оценка притока законтурной воды в нефтяную зону залежи. Проблема
моделирования работы эквифера заключается в малом количестве информации по его размерам и фильтрационно-емкостным свойствам. Наиболее общая модель предложена van
Everdingen, Hurst [3, 4]. В этой модели залежь заменяется цилиндрической областью с эффективными значениями мощности h, нефтенасыщенностью 1-Swr и радиусом Re (рис.1).
Рис. 1. Модель цилиндрической залежи
и эквифера
Первые две величины определяются по геолого-статистическому разрезу залежи,
последняя фактически определяет геологические запасы нефти и газа.
Эквифер моделируется также соосной цилиндрической областью, опоясывающей контур нефтеносности. Расчет работы эквифера заключается в расчете уравнения пьезопровод-
№ 5, 2011
Нефть и газ
33
ности со следующими граничными условиями: на внешнем контуре эквифера давление
считается постоянным (для бесконечного эквифера) или формулируется условие непротекания, на внутреннем контуре давление скачкообразно изменяется в моменты определения
пластового давления в залежи (при непрерывном измерении пластового давления, например, средствами телеметрических систем, данное граничное условие меняется плавно). Расчет уравнения пьезопроводности при скачкообразно изменяющемся граничном условии
является достаточно громоздким, так как включает процедуру суперпозиции решений с
постоянным заданием давления на границе.
Приближение Carter-Tracy [4] заключается в том, что между моментами определения
пластового давления приток воды из эквифера считается постоянным. Такое приближение
значительно упрощает процедуру расчета и позволяет определить приток воды в период
интервала замера пластового давления через пластовое давление в предыдущий период
времени замера. Еще большее упрощение предложено Fetkovich [5] и связано с определением притока воды по стационарной формуле Дюпюи.
При рассмотрении краевых скважин или в случаях, когда эквифер не полностью опоясывает залежь, предложен упрощенный подход расчетов, в котором считается, что приток
воды ограничен сектором с углом , а приток жидкости умножается на величину f =/360
[6]. Таким образом, в модели эквифера имеется два настроечных параметра: эффективный
радиус Ra и сектор притока .
В традиционных подходах все эксплуатационные скважины объединяются в один сток,
однако, предложены алгоритмы, в которых уравнение материального баланса записывается
для каждой скважины отдельно [7].
Регрессионный метод уточнения геологических запасов залежи.
Процедура оценки начальных запасов с использованием уравнения материального баланса рассмотрена для двух различных залежей одного из Западно-Сибирских месторождений. Рассматриваемые залежи представлены несколькими пропластками, разбуренными
различным количеством скважин и находящимися в разных стадиях разработки.
В пределах моделируемой области первая залежь вскрыта двумя вертикальными скважинами 1 и 2. Первые отборы скв. 2 датированы декабрем 2006 г., а на дату последнего
моделирования 21.05.2010. суммарный объем извлеченной жидкости из пласта этими скважинами составляет около 269 000 м3 при обводненности 2%. На территории второй залежи
пласт вскрыт семью вертикальными скв. 1–7. Первые отборы датированы февралем 2001 г.
в скв. 1, однако далее в течение 4-х лет жидкость из пласта не добывалась и отборы возобновили в марте 2005 года. На дату моделирования (28.12.2008.) суммарный объем добытой
жидкости скважинами второго участка составляет около 127 000 м3 при обводненности
18%. Обе залежи эксплуатируются в естественном водонапорном режиме, поддержание
пластового давления осуществляется за счет влияния активной законтурной области, нагнетательных скважин нет.
Основные параметры залежей оценены на основе интерпретации данных геофизических
исследований, а также гидродинамических исследований скважин, петрофизические характеристики пласта и свойства пластовых флюидов определены по лабораторным исследованиям проб пластовых флюидов. Характеристики залежей и пластовых флюидов, необходимые для дальнейших расчетов, сведены в табл.1.
Таблица 1
Основные параметры анализируемых пластов и пластовых флюидов
Параметр
Значение
Источник
20 куст
Пористость, m, д.е.
0,185
РИГИС
Эффективная толщина, h, м
9
РИГИС
Проницаемость, k, мкм2
94,4
Гидропрослушивание
Остаточная водонасыщенность, Swr, д.е.
0,268
Керн
Сжимаемость породы, cf , 1/атм
5,358E-05
Корреляция Hall
34
Нефть и газ
№ 5, 2011
Продолжение табл.1
Параметр
Значение
Источник
20 куст
Сжимаемость воды, cw, 1/атм
4,003E-05
Корреляция Meehan
Вязкость воды, μw, мПс
0,285
Корреляция Van Wingen
Плотность нефти в пластовых условиях, ρo, кг/м3
735
Анализ проб
Плотность нефти в стандартных условиях, ρso кг/м
845
Анализ проб
Плотность воды в пластовых условиях, ρw , кг/м
980
Анализ проб
Плотность воды в стандартных условиях, ρws , кг/м3
1017
Анализ проб
Начальное пластовое давление, p0, атм
284,67
3
3
КВД
276,09
Зависимости объемных коэффициентов нефти от давления были получены из результатов лабораторного анализа проб, и приведены в табл. 2.
Таблица 2
Зависимость объемного коэффициента нефти от давления по лабораторным данным
Для первого участка
Давление, атм
Boi, м3/м3
1
1,065
147
1,404
300
1,362
Уравнение материального баланса флюидов в пласте — безразмерная математическая
модель, в которой используются средние по пласту свойства флюидов и давление. Распределение начальных условий в пласте (например, изменение фильтрационно-емкостных
свойств, давления насыщения в горизонтальном или вертикальном направлениях в зависимости от глубины) не могут быть учтены. Ограничимся случаем чисто нефтяной залежи с
законтурным эквифером и постоянным газонефтяным соотношением, то есть добыча газа
определяется только газом, растворенным в нефти. Уравнение материального баланса для
этого случая имеет вид

N p Bo  We  W p
N



Bo  Boi  c f  cw S wr p
Boi
1  Swr 
.
(1)
Здесь приняты стандартные обозначения, сведенные в табл. 3.
Таблица 3
Обозначение основных символов в уравнении MMБ
Символ
Величина
Размерность
N
Начальные балансовые запасы нефти
м3
Np
Накопленная добыча нефти
м3
Δp
Изменение среднего пластового давления от начального значения
We
Накопленный приток из законтурной области
м3
Wp
Накопленная добыча воды
м3
Bo, Boi
Начальный и текущий объемный коэффициент нефти
№ 5, 2011
Нефть и газ
МПа
м3/ м3
35
Для того чтобы определить начальные геологические запасы, необходимо отслеживать
динамику среднепластового давления и оценить приток воды из эквифера. Для оценки последней величины воспользуемся процедурой Carter-Tracy [4], согласно которой, приток
воды из эквифера в интервале между замерами пластового давления определяется по формуле
Ap* (Ti )  We (Ti 1 ) p* (Ti )
(2)
We (Ti )  We (Ti 1 ) 
,
p* (Ti )  Ti 1 p* (Ti )
A  6,3 f m h (cw  c f ) Re2 , Ti  0,00036k ti / w (cw  c f ) m Re2 ,
где моменты замера пластового давления обозначены ti (размерное) и Ti (безразмерное), k,
m — средняя проницаемость и пористость эквифера, μw — вязкость воды в эквифере, А —
эффективная продуктивность залежи,  — угол притока воды, р*(T), p*1(T) — безразмерное
давление и его производная из решения уравнения пьезопроводности при постоянном расходе на внутренней границе.
Решение р*(T) имеет простой аналитический вид лишь для бесконечного эквифера [7],
для конечного необходимо использовать какое-либо приближение задачи. Простой полуэмпирический метод расчета р*(T) предложен Fanchi [8]. Он аппроксимировал решения van
Everdingen, Hurst полиномиальной функцией вида
p* (T )  a0  a1T  a2 ln(T )  a3 (ln(T )) 2 ,
(3)
где регрессионные коэффициенты ai зависят от отношения радиуса эквифера к эффективному радиусу нефтенасыщенной части залежи (Ra*) и приведены в табл.4.
Таблица 4
Регрессионные коэффициенты полиномиальной аппроксимации р *(T)
Ra*
1,5
2
3
4
5
∞
a0
0,10371
0,30210
0,51243
0,63656
0,65106
0,82092
a1
1,66657
0,68178
0,29317
0,16101
0,10414
-0,000368
a2
-0,04579
-0,01599
0,01534
0,15812
0,30953
0,28908
a3
-0,01023
-0,01356
-0,06732
-0,09104
-0,11258
0,02882
Отметим, что при определении геологических запасов залежи как произведения средних
значений пористости, нефтенасыщенности и мощности пласта на его площадь (π Re2) система уравнений (1-2) содержит лишь два свободных параметра: условный радиус эквифера и
значение угла притока воды, значения которых можно определить лишь через настройку
расчетных данных на промысловые данные.
Пример практических расчетов.
По первому анализируемому участку, эксплуатируемому двумя скважинами 2 и 1 замеры накопленной добычи продукции относятся к периоду с 28.02.2007. по 28.04.2010. проводились всего шесть раз, поэтому интерполированы и приведены на одно число каждого
месяца в табл. 5.
Таблица 5
Данные накопленной добычи нефти и воды с учетом результатов интерполяции
Дата
28.11.2006
28.12.2006
28.01.2007
28.12.2009
28.01.2010
36
Добыча нефти, м3
116
2281
2281
231202
239923
Нефть и газ
Добыча воды, м3
1
23
23
4537
4664
№ 5, 2011
Относительная погрешность определения накопленной жидкости составляет
не более 5%.
По полученным результатам можно рассчитать коэффициент обводненности, который
на 28.04.2010. составляет около 2%.
Для расчетов динамики пластового давления использовали результаты гидродинамических исследований, проведенных компанией ООО «СИАМ-Инжиниринг».
Результаты интерпретации этих исследований сведены в табл. 6.
Таблица 6
Пластовое давление, полученное на основе интерпретации
гидродинамических исследований
Скважина
Дата
Давление,
атм
Тип
исследования
2
01.03.2007
284,67
КВД
2
23.03.2007
2
08.10.2007
2
03.10.2008
1
21.05.2010
284,11
275,4
254,46
239,7
Радиус
исследования,
м
973
Проницаемость,
мкм2
ГП
884
94,4
КВД
1100
64,79
КВД
570
57,72
КВД
973
47,37
59,65
Так как данные гидропрослушивания отличаются от результатов интерпретации гидродинамических исследований (Transient pressure test), то расчеты проводились для двух значений проницаемости: k =94,4 мкм2 (гидропрослушивание) и k =54,8 мкм2 (среднее значение проницаемости по данным интерпретации КВД).
Динамика пластового давления отслеживалась по результатам гидродинамических исследований скважин. Результаты их интерпретации сведены в табл. 8.
Таблица 8
Результаты интерпретации гидродинамических исследований скважин
Скважина
Дата
Давление, атм
Тип исследования
№3
28.03.2005
276,098
КВД
№4
05.02.2008
248,351
КВД
№5
11.07.2008
231,849
КВД
№6
09.08.2008
223,329
КВД
№7
07.11.2008
202,209
КВД
По первому участку моделирование работы залежи по методу материального баланса
провели, начиная с 28.02.2007., поскольку дата первого достоверно известного замера пластового давления 01.03.2007.
Такой подход дает хорошее приближение начального пластового давления и, несмотря
на то, что отбор велся и до этой даты, существенного влияния результаты не претерпевают,
поскольку суммарный объем извлеченной жидкости на 28.02.2007. невелик и составляет
2300 м3. Более того, в течение двух предшествующих месяцев до этого отбора почти не
было, что позволяет судить о равновесии давления в пласте.
Оценка или уточнение геологических запасов проведены по следующему алгоритму.
Первоначально рассчитывались геологические запасы для неактивного эквифера, они составили 25 575 926 тыс. м3. Данное значение является оценкой сверху. На основе этого значения рассчитана динамика пластового давления по уравнению MМБ, при этом расчетный
профиль изменения давления лишь приближенно повторяет замеры (рис. 2).
№ 5, 2011
Нефть и газ
37
100
255.00
50
245.00
0
235.00
10.08.10
265.00
22.01.10
150
06.07.09
275.00
18.12.08
200
01.06.08
285.00
14.11.07
250
10.10.06
Объем, тыс. м3
Законтурная
область
неактивна
295.00
Давление, кг/см2
Ошибка
в определении пластового
давления
3,63 атм
Накопленная добыча жидкости, м3
Расчетный профиль давления, кг/см2
Замеры пластового давления, кг/см2
300
28.04.07
N = 25 575 926
тыс. м3
Дата
Рис. 2. Сопоставление расчетного пластового давления с замеренными значениями
для неактивного эквифера
Согласно косвенным оценкам диапазоны изменения значений свободных параметров
эквифера принимались следующими: θ =15о –150о, с шагом 5о; Ra = 4 000 м –20 000 м с шагом 1 000 м. Для каждого варианта подбиралась величина начальных геологических запасов
из условия минимизации среднеквадратичной ошибки расчетного профиля давления относительно замеров. Рассчитали геологические запасы нефти и минимизированные среднеквадратичные ошибки в соответствующей динамике пластового давления, часть этих данных представлена (табл. 9, 10).
Таблица 9
Расчетные данные по геологическим запасам (м3) / и соответствующей
среднеквадратичной ошибке в определении динамики пластового давления (атм),
k = 94,4 мкм2
Внешний радиус аквифера, Ra
θ
10000м
11000м
12000м
13000м
14000м
5
5
6
0
6
5
7
0
7
5
11 729
612/1,747941
10 566
557/1,525654
9 442
874/1,301858
8 360
156/1,079937
7 323
350/0,862658
10 322
745/1,197915
9 112
514/0,916028
7 959
960/0,637218
6 867
194/0,367211
5 836
677/0,134803
9 205
212/0,647106
7 979
575/0,310703
6 828
110/0,050127
5 750
808/0,356014
4 752
194/0,686914
8 336
681/0,141343
7 116
764/0,263551
5 982
061/0,637524
4 937
744/1,012807
3 987
712/1,400882
7 674
523/0,365554
6 471
044/0,781492
5 364
031/1,195412
4 356
179/1,611754
3 457
912/2,040138
Из множества рассмотренных вариантов (см. табл.9, 10) приведены оптимальные конфигурации эквифера с точки зрения минимального значения среднеквадратичной ошибки, а
также результаты расчетов методом материального баланса в ближайшей их окрестности.
Для каждой из выбранных моделей проницаемости оптимальное значение среднеквадратичной ошибки наблюдается в случае продолжительного эквифера Ra = 10 000–12 000м со
средним углом влияния θ ~ 65о–95о.
Необходимо отметить и тот факт, что различие в оптимальных конфигурациях для каждой из проницаемостей выглядит вполне логичным: недостаток притока воды из эквифера
при снижении проницаемости с 94,4 мкм2 до 54,8 мкм2 компенсируется расширением угла
влияния при приблизительно одинаковой динамике падения пластового давления.
38
Нефть и газ
№ 5, 2011
Таблица 10
Расчетные данные по геологическим запасам (м3) / и соответствующей
среднеквадратичной ошибке в определении динамики пластового давления (атм),
k = 54,8 мкм2
Внешний радиус эквифера, Ra
θ
8000
9000
10000
11000
85
11 596 649/
1,851919
9 799 550/
1,137473
8 488 059/
0,441833
7 564 321/
0,217365
90
10 835 190/
1,712653
9 005 563/
0,949717
7 696 808/
0,21393
6 787 629/
0,466293
95
10 089 570/
1,571933
8 241 735/
0,762894
6 941 443/
0,04538
6 053 849/
0,721918
100
9 359 960/
1,430626
7 505 525/
0,57824
6 222 346/
0,246591
5 363 947/
0,977995
105
8 651 168/
1,289567
6 800 131/
0,397109
5 540 601/
0,469675
4 718 083/
1,23642
12000
6 918
478/
0,74663
6 161
887/
1,030661
5 452
562/
1,313097
4 789
595/
1,595372
4 177
337/
1,880521
Как видно (см. табл. 9, 10), величины начальных геологических запасов очень близки
между собой для обоих вариантов расчета, составляют 6 828 110 м3 при проницаемости k
=94,4 мкм2 и 6 941 443 м3 при k=54,8 мкм2. В данном случае результат моделирования не
противоречит ранее выполненным работам: предыдущие оценки запасов нефти методом
материального баланса составляли 5 400 000 м3 (июнь 2008 г.) и 7 700 000 м3 (октябрь 2008
г.). Более того, величина среднеквадратичной ошибки расчетного профиля падения пластового давления и имеющихся замеров при текущих вычислениях в случае использования
оптимальной конфигурации параметров эквифера существенно ниже: в ранее выполненных
работах она составляла 0,225 атм (июнь 2008 г.) и 0,134 атм (октябрь
2008 г.).
Результаты сопоставления расчетных и замеренных данных с вновь оцененными геологическими запасами представлены (рис. 3).
250
295.00
285.00
50
245.00
0
235.00
10.08.10
255.00
22.01.10
100
06.07.09
265.00
18.12.08
150
01.06.08
275.00
28.04.07
200
10.10.06
Объем, тыс. м3
N= 6 941 443 м3
Ошибка 0,045 атм
Параметры эквифера: k= 54,8
мкм2, θ =95о,
Ra = 10 000 м
Накопленная добыча жидкости, м3
Приток воды из аквифера, м3
Расчетный профиль давления, кг/см2
Замеры пластового давления, кг/см2
300
Давление, кг/см2
Ошибка в определении пластового
давления 0,05 атм
Параметры эквифера: k=94 мкм2,
угол
притока
θ=65о,
внешний радиус
Ra = 12 000 м
14.11.07
N = 6 828 110 м3
Дата
Рис. 3. Уточненный расчет ММБ
№ 5, 2011
Нефть и газ
39
Ввиду того, что все скважины проперфорированы на глубину 3–4 метра от кровли пласта, профиль давления по вертикали будет неравномерный, особенно в первое время отборов и наиболее интенсивный приток воды из законтурной области будет происходить по
высокопроницаемому верхнему интервалу пласта. На значительном расстоянии от скважин
профиль давления будет выравниваться и в работу включится уже вся толщина водоносного
пласта. Таким образом, промоделированы два варианта: один с толщиной 3,74 м, второй с
толщиной 15,57 м. Угол притока и внешний радиус эквифера варьировались в диапазонах:
θ =15 о – 345 о с шагом в 15 о; Ra = 3 000 – 17 000 м с шагом в 1000 м. Результаты расчетов
представлены в табл.11.
Таблица 11
Расчетные данные по геологическим запасам (м3) / и соответствующей
среднеквадратичной ошибки в определении динамики пластового давления (атм),
h=3,74 м
Внешний радиус эквифера, Ra

90
о
4000 м
5000 м
6000 м
10000 м
15000 м
3 578 905/5,239
3 118 844/4,603
2 781 435/4,186
2 211 365/3,783
2 099 791/3,875
270 о
2 097 159/2,905
1 455 977/2,139
1 062 755/2,489
557 736/3,876
459 379/3,988
285о
2 004 793/2,749
1 365 201/2,127
979 465/2,676
494 153/4,064
404 473/4,085
о
1 916 233/2,605
1 279 436/2,160
902 106/2,892
436 995/4,206
358 332/4,131
345о
1 670 728/2,256
1 279 436/2,501
700 726/3,611
294 374/4,327
256 472/4,069
300
Все расчетные значения с малыми ошибками свидетельствуют о наличии непродолжительного эквифера с внешним радиусом 5000–6000 м для случая h =3,74 м и 3 км – для
h=15,57 м с большим углом влияния более 270 о для h=3,74 м, 150о–180о — для h=15.57 м).
Наименьшая среднеквадратичная ошибка для варианта h = 3,74 м наблюдается при угле
влияния в θ =285о и радиусе эквифера Ra =5 000 м, а при h = 15,57 м – Ra =3000 м, θ =165о.
При таких конфигурациях водоносного пласта метод материального баланса дает оценки
геологических запасов, равные 1 365 201 м3 и 1 391 302 м3 соответственно.
Выводы
 Предложен регрессионный алгоритм моделирования работы уточнения начальных
геологических запасов для небольших месторождений в отсутствие детальных геологических моделей. Алгоритм основан на применении метода материального баланса и модели
Carter, Tracy для притока воды из эквифера.
 Процедура минимизации расхождения расчетных и замеренных данных пластового
давления позволяет оценить основные характеристики работы эквифера (угла притока воды
и эффективного радиуса) и значение начальных запасов.
 Приведены промысловые примеры расчетов залежей с различными размерами и
временем разработки. Результаты вычислений хорошо согласуются с данными других методов оценки запасов.
Список литературы
1. Muskat M. The Production Histories of Oil Producing Gas Drive Reservoir. //Journal of Applied Physics.- 1945.- v.16,
p. - 167.
2. Tracy G. Simplified Form of the MVE. //Trans. AIME.- 1955.- v.204.- p.243-246.
3. van Everdingen, A.F. and Hurst, W., 1949. The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoirs. //Trans. AIME.- 1949.- v.186, p.305-324.
4. Carter R.D. Tracy G.W. An Improved Method for Calculation Water Influx. //Trans. AIME.- 1960.- 4.- p.152.
5. Fetkovich M.J. A Simplified Approach to Water Influx Calculations - Finite Aquifer Systems. //Journal of Petroleum
Technology. - 1971. - July. - p.814-828.
6. Ahmed T.H., Paul D. M. Advanced Reservoir Engineering. 2005, Boston, MA: Gulf Professional Publisher. - 422p.
7. Dake L. Fundamentals of Reservoir Engineering. 1978, Amsterdam: Elsevier Publisher.
8. Fanchi, J.R. Analytical Representation of the van Everdingen-Hurst Aquifer Influence Functions for Reservoir Simulation. //Society of Petroleum Engineers Journal. - 1985. - June. - p. 405-425.
Сведения об авторах
Рублев Андрей Борисович, к.т.н., генеральный директор «Центр экспертной поддержки и технического развития БН РиД» ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», г.Тюмень, тел.: (3452) 29-76-60, e-mail:
ABRublev@tnk-bp.com
40
Нефть и газ
№ 5, 2011
Федоров Константин Михайлович, д.ф.-м.н., профессор, заведующий кафедрой Тюменский государственный университет, тел.: (3452) 297660, e-mail: kfedorov@utmn.ru
Шевелев Александр Павлович, к.ф.-м.н., доцент, Тюменский государственный университет, тел.:
(3452) 297660, e-mail: ashevelev@utmn.ru
Им Павел Тхекдеевич, директор, «Центр экспертной поддержки и технического развития БН
РиД» ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», г.Томск тел.: (3822) 66-01-30, e-mail:Impt@siamoil.ru
Rublev A. B., Candidate of Technical Sciences, General director of ”Center of Expert Support and Technical Development BN RiD” OJSC “TNK-BP Management», phone: (3452) 380001, e-mail: ABRublev@tnkbp.com
Fedorov A. Yu., Doctor of Sciences in Physics and Mathematics, Head of Department at Tyumen State
University, phone: (3452) 297660, e-mail: kfedorov@utmn.ru
Shevelev A. P., Candidate of Sciences in Physics and Mathematics, associate professor, Tyumen State
University, phone: (3452) 297660, e-mail: ashevelev@utmn.ru
Im P. T., director of ”Center of Expert Support and Technical Development BN RiD” OJSC “TNK-BP
Management», phone: (3822) 66-01-30, e-mail:Impt@siamoil.ru
________________________________________________________________________________________
УДК 552.578.1:533.1/.2
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ФАЗОВОГО ПОВЕДЕНИЯ
МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ СМЕСЕЙ В ВИДЕ ПСЕВДОБИНАРНЫХ
EXPERIMENTAL STUDIES OF PHASE BEHAVIOR OF MULTICOMPONENT
MIXTURES PRESENTED IN THE FORM OF PSEUDOBINARY ONES
В. М. Булейко, В. В. Булейко
V. M. Buleiko, V. V. Buleiko
ООО «ГАЗПРОМ-ВНИИГАЗ» Москва, филиал ООО «ГАЗПРОМ-ВНИИГАЗ», г. Ухта
Ключевые слова: компонент, фаза, равновесие, активность, потенциал
Key words: component, phase equilibrium, activity, potential
Фазовое поведение трёхкомпонентных углеводородных смесей в ряде случаев может
быть корректно смоделировано посредством представления этих смесей как псевдобинарные [1, 2, 3]. Многокомпонентная смесь приводится к псевдобинарной с помощью метода,
описанного в работах [4, 5, 6]. Трёхкомпонентная смесь получается смешением одного чистого компонента и бинарной смеси двух других компонентов. В случае четырёхкомпонентной смеси смешиваются бинарные смеси.
Указанный метод, применимый к любой многокомпонентной системе, для наглядности
изложения применим к трёхкомпонентным смесям. Условие представления трёхкомпонентной смеси как псевдобинарная, вытекает из метрических свойств концентрационного треугольника (рис.1). Точки, отвечающие составу рассматриваемого раствора и образующих
его смесей (А, В, С), должны лежать на одной прямой линии: секущей концентрационного
треугольника, выходящей из вершины, соответствующей чистому наиболее высококипящему компоненту (К3 см. рис.1).
Рис. 1. Концентрационный треугольник для выражения состава
трёхкомпонентной системы
№ 5, 2011
Нефть и газ
41
При изменении состава тройного раствора по секущей молярные доли (c1 ) и (c2 ) компонентов К1 и К2 зависят от молярной доли (c3 ) компонента К3 следующим образом:
c1  c1бин(1  c3 ) и c2  (1  c1бин)(1  c3 ) ,
(1)
бин
где c1
— молярная доля компонента К1 в исходной бинарной смеси
(c3  0) .
Условия фазового равновесия в трёхкомпонентной системе могут быть описаны, как показано в [4], уравнениями по форме аналогичными уравнениям, выражающим условия фазового равновесия в бинарных смесях. Это заключение может быть распространено на системы с числом компонентов больше трёх, поскольку любой многокомпонентный раствор
может рассматриваться как продукт смешения одного чистого компонента и сложного
«компонента», представляющего определённую смесь всех остальных компонентов рассматриваемой системы.
Практическое применение изложенных положений проиллюстрируем на примере трёхкомпонентной системы. В качестве независимо изменяющейся молярной доли тройного
раствора примем молярную доля (c3 ) наиболее высококипящего компонента К3, а раствор
рассмотрим как бинарный, состоящий из простого компонента К3 и сложного компонента,
состоящего из компонентов К1 и К2, с молярной долей 1  c3 .
Принимая во внимание (1), изобарно-изотермический потенциал Гиббса ( G ) запишем
подобно потенциалу бинарного раствора, в виде суммы двух членов [5]:
(2)
G  c33  (1  c3 )12 ,
бин
бин
где 12  c1 1  (1  c1 )2 – химический потенциал сложного компонента К1-К2, а
1 ,  2 и 3 — химические потенциалы компонентов К1, К2 и К3.
Уравнение Гиббса-Дюгема аналогично по форме уравнению Гиббса-Дюгема для бинарного раствора:
(3)
c3d3  (1  c3 )d12  0 .
Для химического потенциала 12 сложного компонента К1-К2 примем обычную форму
зависимости от молярной доли в растворе, а именно:
0
12  12
 RT ln(1  c3 ) 12 ,
(4)
 12 — средний коэффициент активности сложного компонента К1-К2, учитывающий
изменение 12 в реальном растворе относительно идеальной смеси компонентов К3 и К10
К2 того же состава, а 12 — изобарно-изотермический потенциал исходного бинарного
где
раствора К1-К2 при температуре тройного раствора.
Подставляя в (3) химические потенциалы компонентов К1-К2 и К3, выраженные через
их молярные доли и коэффициенты активности, получим уравнение
c3d lg  3  (1  c3 )d lg  12  0 ,
(5)
Если псевдобинарная смесь находится в двухфазном состоянии, химические потенциалы компонента в обеих фазах одинаковы. Для определения термодинамических свойств
раствора необходимо найти значения активностей составляющих его компонентов в жидкой
фазе и летучестей в паровой. Основную экспериментальную информацию об этих параметрах мы получаем из данных о равновесии жидкость пар при помощи экспериментального
комплекса адиабатических калориметров.
Активность компонента в жидкой фазе определяется значением летучести этого компонента в сопряжённой равновесной паровой фазе (на пограничной кривой). Активность компонента в жидкой фазе раствора связана со свойствами равновесной паровой фазы следующим соотношением [4]:
ai   i  ci 
42
fi
fi0
exp[ 
1 P
 Vi dP] ,
RT P 0
Нефть и газ
(6)
i
№ 5, 2011
где a i ,  i , ci и Vi — активность, коэффициент активности, мольная доля и парциальный
мольный объём соответственно компонента в жидкой фазе; f i — парциальная летучесть
компонента в паровой фазе; fi0 — парциальная летучесть компонента в стандартном состоянии; T , P — температура и давление раствора; Pi0 — давление насыщенного пара чистой
жидкости компонента i при температуре T .
Экспоненциальный множитель в выражении (6) называется поправкой Пойтинга. Эта
поправка учитывает отличие значения химического потенциала компонента при температуре и давлении раствора от его соответствующего значения при той же температуре, но при
давлении насыщенного пара чистой жидкости. В почти важных случаях это различие очень
существенно. Если при небольших давлениях поправка близка к единице, и ею можно пренебречь, то с увеличением давления отличие поправки Пойтинга от единицы возрастает, её
значение необходимо учитывать при расчёте коэффициентов активности компонентов в
жидкой фазе. Представлены значения поправки Пойтинга применительно к псевдобинарной
смеси со вторым компонентом — гептаном ( T  370 K ) (табл. 1).
Таблица 1
Значения поправки Пойнтинга
Поправка Пойтинга
в соотношении (6)
1
50
Давление, МПа
100
150
200
0,995
0,784
0,614
0,481
0,377
Парциальная летучесть компонентов гомогенной смеси при постоянной температуре
определяется из следующего соотношения [8-10]:
ln fi  ln( Pci ) 
где
Vид. 
1 P
 (Vi  Vид. )dP ,
RT 0
(7)
RT
(при P  0 Vi  Vид. ).
P
Так как составы псевдобинарных смесей должны удовлетворять условию постоянства
бин
состава исходной бинарной смеси ( c1
в соотношении 1), то их значения должны лежать
на одной и той же секущей, выходящей из вершины концентрационного треугольника
(рис. 1). Подобные смеси представлены в табл. 2 (смеси 1-6).
Таблица 2
Составы исследуемых смесей
Компоненты
1
Номер смеси (молярная доля/массовая доля)
2
3
4
5
6
К1
(СН4)
79 ,43
53,59
79,63
53,63
79 ,79
54 ,65
80 ,25
56 ,02
80 ,66
57 ,28
82 ,31
62 ,86
К2
(С3Н8)
17 ,07
31,66
17 ,12
32 ,18
17 ,16
32 ,30
17 ,25
33,10
17 ,34
33,85
17 ,69
37 ,14
К3 (С7Н16)
3,50
14 ,75
3,25
14 ,19
3,05
13,05
2,50
10 ,88
2,00
8,87
-
Исследования углеводородов на экспериментальном комплексе, как правило, проводятся при изохорических условиях. Для смеси определённого состава строится серия изохор —
зависимостей давления от температуры при постоянном составе и плотности (мольном объёме).
На рис. 2 в качестве примера представлены пограничные кривые жидкость – пар смесей,
составы которых представлены в табл. 2. Кроме того, на этом рисунке показаны экспериментальные изохоры этих же смесей (по восемь для каждой смеси).
№ 5, 2011
Нефть и газ
43
Давление, МПа
5
6
7
8
5
7
8
3
4
3
4
№3
№5
Д
6
7
№6
2
2
2
Г
5
4
В
3
2
Б
1
А
1
1
4
260
№1
3
Е
10 8
6
5
6
12
8
4
6
14
280
300
320
1
340
360
380
Температура, К
Рис. 2. Пограничные кривые жидкость – пар и зависимости давления псевдобинарных
углеводородных смесей (таблице 2) от температуры в свободном объёме
при постоянной плотности (мольном объёме)
В табл. 3 приведены значения плотностей и мольных объёмов изохор (см. рис. 2). Бинарная смесь 6 соответствует составу первого компонента псевдобинарной смеси К1–К2
(растворитель). Вторым компонентом смеси является гептан – К3 (растворяемое вещество).
Таблица 3
Параметры исследуемых смесей
Номер
смеси в
табл.2
Плотность/мольный объём изохор (см. рис. 2),
кг / м3
м3 / кмоль
1
2
3
4
5
6
7
8
1
66 ,349
0,358
115 ,648
0,206
156 ,845
0,152
194 ,270
0,122
209 ,082
0,114
238 ,974
0,099
284 ,530
0,084
304 ,214
0,078
3
56,038
0,418
95,530
0,245
141,355
0,166
179 ,628
0,130
195 ,553
0,120
206 ,780
0,113
249 ,375
0,094
273 ,972
0,085
5
54,026
0,418
138 ,316
0,163
168 ,704
0,134
183,757
0,123
212 ,855
0,106
255 ,921
0,088
281,280
0,080
6
51,224
0,424
95,918
0,226
113 ,773
0,191
132 ,109
0,164
159 ,016
0,136
184 ,526
0,118
215 ,891
0,101
100 ,191
0,225
71,628
0,303
Полученные экспериментально зависимости давления от температуры при постоянной
плотности (мольном объёме) для каждой псевдобинарной смеси перестраиваются (в области их однофазного существования) в зависимости их мольного объёма от давления при
постоянных значениях температуры и состава.
Для смеси 6 (см. рис. 2) нанесена изотерма АЕ ( T =290,0 К), вдоль которой строится зависимость мольного объёма от давления (точки А, Б, В, Г, Д, Е).
Эта зависимость представлена на рис. 3. Для сравнения показана зависимость мольного
объёма от давления для идеального газа на изотерме T =290,0 К (см. рис. 3).
44
Нефть и газ
№ 5, 2011
Т=290 К
3
Объём мольный, м /кмоль
1.6
1.2
Идеальный газ
0.8
А
Б
0.4
В
Г
Д
Е
№6
2
1
3
4
9
8
7
6
5
Давление, МПа
11
10
Рис. 3. Зависимости мольного объёма бинарной смеси 6 (см. табл. 2) и идеального газа
от давления на изотерме T  290 K
Т=370 К
0.40
Идеальный газ
3
Объём мольный, м /кмоль
Представлены зависимости мольного объёма от давления на изотерме T  370 K для
ряда псевдобинарных смесей и гептана (рис. 4). Для сравнения там же нанесена подобная
зависимость для идеального газа.
0.35
№2
0.30
№3
№1
№5
0.25
№6
0.20
C7H16
0.15
6
7
8
9
10
11
12
Давление, МПа
13
14
15
Рис. 4. Зависимости мольного объёма гептана, псевдобинарных
смесей №1, 2, 3, 5 и 6 (см. табл. 1) и идеального газа от давления на изотерме
T  370 K
На основе построенных зависимостей мольного объёма от давления при постоянных
значениях температуры, для данных P и T определяются значения мольного объёма смеси при различных концентрациях второго компонента псевдобинарной смеси. По полученным значениям строятся зависимости мольного объёма от состава. Эти зависимости используются для определения значений парциальных объёмов компонентов по известному
методу расчёта парциальных величин бинарных растворов (иногда называемого методом
отрезков [7, 8]).
Рис. 5 иллюстрирует этот метод, приведены зависимости мольного объёма псевдобинарной смеси от концентрации второго компонента смеси — гептана при T = 370 К и P =
7,5; 10,0; 12,5 и 15,0 МПа. Состав смеси представлен (см. табл. 2).
Используя метод отрезков, определяется величина парциального объёма первого компонента псевдобинарной смеси (см. рис. 5). Например, при T = 370 К, P = 12.5 и
концентрации гептана 2,5% моль (соответствует составу смеси 4, см. табл. 2) получаем:
№ 5, 2011
Нефть и газ
45
~

мольный объём смеси Vсмеси = 0,203 м3/кмоль (точка Б, см. рис. 5);

парциальный мольный объём первого компонента — растворителя, представленного
бинарной смесью ( 82,31C1  17,69C3 ) составляет V1 = 0,217 м3/кмоль (точка А, см. рис. 5);
~
 мольный объём растворителя — V1 = 0.211 м3/кмоль (точка А’, см. рис. 5).
Продолжая вышеописанную процедуру, для различных значений давления и при постоянной температуре, получаем интересующую нас зависимость парциального мольного объёма компонента псевдобинарной смеси от давления, которая используется для получения
зависимости парциальной летучести от давления при постоянном составе смеси и постоянной температуре (соотношение 7).
Как видно из соотношения (7), величина парциальной летучести компонента определяется двумя составляющими: величиной парциального давления ( Pci ) и поправкой на не-
1 P
 (Vi  Vид. )dP ).
RT 0
Т=370 К
P=7.5 МПа
0,35
3
Мольный объём смеси, м /кмоль
идеальность смеси (
0,30
P=10.0 МПа
0,25
А
А'
0,20
0,15
0,0
Б
P=12.5 МПа
P=15.0 МПа
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
Концентрация гептана в смеси, % моль
3,5
Рис. 5. Определение парциальных объёмов компонентов псевдобинарной смеси
методом отрезков по зависимости мольного объёма смеси от состава при T  370 K
и P  12,5МПа
Если концентрация второго компонента в смеси значительно меньше концентрации
первого компонента (составляет менее 3–5 % моль), то парциальный мольный объём первого компонента — растворителя (точка А, см. рис. 5, V1 = 0.217 м3/кмоль) приблизительно
~
равен мольному объёму первого компонента (точка А/ на рис. 5, V1 = 0,211 м3/кмоль). Таким образом, при расчёте летучести первого компонента (растворителя), без существенной
потери точности, его парциальный мольный объём в соотношении (7) можно заменить
~
мольным объёмом при тех же значениях температуры и давления ( V1  V1 ):
ln f1  ln( Pc1) 
1 P ~ RT
 (V1  P )dP.
RT 0
(8)
Летучесть второго (растворяемого) компонента псевдобинарной смеси находится из
классического соотношения, связывающего летучесть смеси и парциальные мольные летучести слагающих эту смесь компонентов:
ln f   ci ln(
i
fi
).
ci
(9)
Применительно ко второму компоненту псевдобинарной смеси это соотношение
46
Нефть и газ
№ 5, 2011
записывается в следующем виде
f2
f
 f 1/ с2 /( 1 )c1 / с2 .
c2
c1
(10)
Летучесть смеси определяется из соотношения, аналогичного выражению (8):
ln f  ln P 
1 P ~ RT
)dP ,
 (V 
RT 0
P
(11)
~
где V — мольный объём смеси; P — общее давление в смеси.
Таким образом, для определения летучести компонентов псевдобинарной смеси с низким мольным содержанием второго компонента достаточно исследовать в свободном объёме зависимости давления от температуры при постоянных плотностях (мольных объёмах)
искомой псевдобинарной смеси и её первого компонента – растворителя (смесь 6, см. рис. 2
и 4). При этом для расчета летучести следует использовать соотношения 8–11.
Список литературы
1. Scott R. L. J. and Van Konynenburg. // Discuss. Faraday Soc. v.49, 1970. – p. 87.
2. Creek J. L., Knobler Ch. M., and Scott R.L. Tricritical points in ternary mixtures of hydrocarbons. // The Journal of
Chemical Physics. v. 67, 1977. – p. 366-368.
3. Булейко В. М. Закономерности фазовых превращений углеводородных смесей в нефтегазоносных пластах разрабатываемых месторождений (по экспериментальным данным). // Диссертация на соискание учёной степени д.т.н. –
М.: ИПНГ РАН, 2007. – С. 277.
4. Коган В. Б. Гетерогенные равновесия. // Л.: Химия, 1968. – 432 с..
5. Пак Т. А., Коган В. Б. Метод проверки и расчёта равновесия в тройных системах путём их приведения к бинарным. // IV. ЖФХ, т.36, 1962. – С. 1624-1631.
6. Пак Т. А., Коган В. Б. О проверке равновесия жидкость – пар в трёхкомпонентных системах с двумя жидкими
фазами. // V. ЖФХ, т.36, 1962. – С. 2046–2050.
7. Кириллин В. А., Шейндлин А. Е., Шпильрайн Э. Э. Термодинамика растворов. – М.: Энергия, 1980. – 288 c.
8. Кириллин В. А., Шейндлин А. Е. Исследование термодинамических свойств веществ. // М.: Госэнергоиздат,
1963. – 560 с.
Сведения об авторах
Булейко Валерий Михайлович, главный научный сотрудник Центра исследований нефтегазовых
пластовых систем и технологического моделирования ООО «Газпром – ВНИИГАЗ», Москва, тел.:
5-66-74
Булейко Владимир Викторович, инженер II категории лаборатории подготовки и переработки
углеводородного сырья, отдела «Разработка нефтяных и газовых месторождений» филиал ООО «Газпром – ВНИИГАЗ» в г. Ухта, тел.: 7-87-75
Buleiko V. M., chief scientific worker, «Center of studies of oil and gas reservoir systems and technological modeling», «Gasprom-VNIIGAS», Moscow, phone: 5-66-74
Buleiko V. V., engineer, Laboratory of processing and refining of hydrocarbon raw materials, Department «Development of Oil and Gas fields», «Gasprom-VNIIGAS» affiliate, Ukhta, phone: 7-87-75
_________________________________________________________________________________________
УДК 550.831.08
ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ СВЯЗЕЙ ВАРИАЦИЙ СИЛЫ ТЯЖЕСТИ
С ИЗМЕНЕНИЯМИ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
FEATURES OF CHANGE IN BONDS OF GRAVITY VARIATIONS WITH THE
RESERVOIR PRESSURE CHANGES DURING DEVELOPMENT OF GAS FIELDS
С. А. Cеркеров, И. И. Полын
S. A. Serkerov, I. I. Polyn
РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, ЗАО «Гравиразведка», Москва
Ключевые слова: гравитационное поле, вариации силы тяжести, мониторинг разработки,
газовые месторождения, дебиты скважин, пластовое давление
Key words: gravitational field, gravity variations, development monitoring, gas fields, well flow rates,
reservoir pressure
Изучение вариаций гравитационного поля приобрело важнейшее значение в последние
годы. Исследованиями установлено, что по вариациям силы тяжести можно определить
изменения масс в слоях земной коры, связанные с различными тектоническими процессами,
с перемещениями флюидов в слоях под воздействием геодинамических процессов, с
перемещениями флюидов по вертикали от залежи углеводородов к поверхности земли по
№ 5, 2011
Нефть и газ
47
ослабленным зонам нарушений, расположенным над месторождениями нефти и газа, с
процессом эксплуатации месторождений и подземных хранилищ газа и т.д.
Из этих причин изменения масс в слоях земной коры наиболее важным являются
причины, связанные с эксплуатацией нефтегазовых залежей. В процессе эксплуатации
залежей углеводородов освободившееся после извлечения из недр нефти и газа поровое
пространство пластов замещается более плотной водой, что приводит, в зависимости от
времени, к увеличению значений силы тяжести над такими зонами поступления воды в
пласты.
Эти зоны приурочены не только к границам водогазонефтяных контактов, но и к
областям интенсивного отбора нефти и газа, расположенным на различных участках внутри
месторождений. По изменению вариаций силы тяжести на поверхности земли можно
обнаружить, выделить, изучить и предсказать во времени закономерности изменения этих
зон.
В данной работе рассматриваются зависимости вариаций силы тяжести от изменений
пластового давления при разработке месторождений газа. Определяется характер изменения
этих зависимостей, рассматриваются возможности их применения при гравиметрическом
мониторинге разработки месторождения газа.
Рассмотрим решение задачи об отборе газа из замкнутого пласта.
Предположим, что нам задана некоторая замкнутая круговая залежь радиуса Rk . В
центре залежи постоянно и равно Pk (пластовое). Рассмотрим два случая: 1) отбор газа
производится с постоянным дебитом Qат , меняется давление на границе пласта Pk и на
забое скважины Pз ; 2) отбор газа производится при постоянном значении забойного
давления, меняются давление на границе залежи Pk и дебит Qат .
Здесь пласт является замкнутым, поэтому процесс отбора газа приводит к уменьшению
массы газа залежи, а уменьшение общей массы в свою очередь приведет со временем к
изменению силы тяжести на поверхности Земли. Режим отбора газа является упругим,
поэтому считается, что общие размеры залежи не меняются, то есть не уменьшается объем
пор, занятых газом и не происходит внедрение пластовых вод. Поэтому считается, что
изменение величины силы тяжести над залежью происходит из-за уменьшения массы газа в
залежи.
В обоих этих случаях объемный дебит скважины определяется формулой [1]
Qат 
kh ( Pк2  Pз2 )

,
R
Pат
ln к
(1)
rc
где h — мощность пласта, k — коэффициент проницаемости,  — динамический
коэффициент вязкости.
Величину массы газа можно определить из равенства
M г  Q ат ,
(2)
где Q  Qат  t — суммарный объем газа, извлеченного из залежи за рассматриваемый период мониторинга разработки месторождения t,
 ат
— плотность газа в нормальных
условиях, t — время отбора газа.
Гравитационное влияние от рассматриваемого кругового пласта модно определить по
формуле, соответствующей круговому вертикальному цилиндру [2]:
Vz  2G (h2  h1  h22  Rк2  h12  Rк2 ),
(3)
где G — гравитационная постоянная, h1 и h2 — глубины залегания верхнего и нижнего
оснований цилиндра,  – плотность распределения масс в цилиндре.
48
Нефть и газ
№ 5, 2011
Это выражение определяет максимальное значение поля в центре цилиндра в точках его
вертикальной оси.
Изменение плотности в этой формуле
 
Mг
Rk2h
,
(4)
где h  h2  h1 — мощность пласта. В знаменателе выражения находится объем цилиндра.
Подставляя  в формулу (3), найдем
Vz  2G
Mг
B( Rк ),
Rк2
(5)
где
B( Rк )  1 
1
( h22  Rк2  h12  Rк2 ).
h
(6)
Подставляя M из равенства (2) в выражение (5), получим
Vz  2GатQ
B( Rк )
Rк2
.
(7)
Беря Q в тыс.м³ при  ат  0,00072 г / см3 (метановый газ), найдем
Vz  0,96 10 5
Q
Rк2
B( Rк )( мкГал ) .
(8)
Подставляя сюда выражение для Q из равенства (1), получим
Vz  3,016  10 5
В
10
12
этом
 10
13
выражении
kh B( Rк ) ( Pк2  Pз2 )


.
Rk
Pат Rк2
ln
rc
коэффициент
проницаемости
2
м для крупнозернистых песчаников, 10
14
k
(9)
может
равняться
2
м — для плотных песчаников.
5
Динамический коэффициент вязкости может равняться 4  10 Па  с .
Для расчетов примем следующие значения постоянных, входящих в эту формулу и
соответствующих
Ямсовейскому
газовому
месторождению
k  10 12 м 2 ,
  4 10 5 Па  с , Pат  1атм .
Тогда равенство (9) примет вид
Vz  0,754  10  7 h
B( Rk ) ( Pк2  Pз2 )

.
R
Rk2
ln k
rc
(10)
Запишем это равенство в виде
Vz   ( Pк2  Pз2 ) B( Rк ),
(11)
где
  0,754 10  7 h
1
R
Rk2 ln k
rc
.
(12)
В этом равенстве, чтобы получить вариации силы тяжести в микрогалах, нужно брать
h метрах, радиусы в километрах, давление в атмосферах.
Принимая далее rc  0,05 м , h  80м (Ямсовейское газовое месторождение), для
№ 5, 2011
Нефть и газ
49
коэффициентов  в зависимости от различных значений Rк получим следующие числа
(таблица).
Значения коэффициента  10 6
Rk (км)

0,02
0,03
0,05
0,075
0,1
0,2
0,3
0,5
0,6
0,7
1
2517
1048
349,3
148,2
79,37
18,18
7,70
2,622
1,760
1,291
0,608
Формула (11) определяет максимальные значения вариаций силы тяжести над центром
кругового пласта в случае, когда значение дебитов скважин определяется в тыс.м 3. Если
дебиты выражены в млн м3, то коэффициент  увеличится в тысячу раз.
Видно, что значения  сильнее меняются примерно до величин Rk  0,2км (см.
таблицу).
Начиная
с
Rk  (0,3  0,4)км ,
радиусов
изменения
коэффициентов
стабилизируется, происходит медленное их уменьшение. Значения B( Rк ) в формуле (11)
увеличиваются с увеличением Rk от нуля до единицы. При этом, если при анализе
вариаций силы тяжести пользуются значениями гравитационного поля, измеренными на
дневной поверхности, нужно обязательно учесть значения B( Rк ) . На уровне глубин
залегания источников поля можно принять B( Rк )  1 (при аналитическом продолжении
полей в нижнее полупространство).
Перейдем к анализу возможностей применения полученных выражений. С этой целью
рассмотрим более подробно равенство (8). При B( Rк )  1 получим
Vz  0,96 10 5
Q
Rк2
.
(13)
Введем термин «Гравиметрический радиус действия скважины». Под этим термином
будем понимать то значение радиуса Rk в формуле (13), при котором значение
гравитационного поля Vz при данной величине Q будет больше или равно 9мкГал
(тройное значение погрешности измерений).
Из равенства (13) получим
Rг  Rk  3,1 10 3
Q
.
Vz
(14)
При Vz  9 мкГал ,
Rг  1,03 10 3 Q .
Если брать Q в млн
м3,
(15)
то получим
Rг  0,0326 Q .
(16)
Rг  0,033 км.
(17)
При Q=1млн м³,
Отсюда следует, что при этом значении гравитационного радиуса действия скважины
вариации силы тяжести будут равны или больше порогового значения Vz  9 мкГал в
пределах площади круга радиуса Rг , проведенного с центром в точке оси скважины.
Если пороговое значение гравитационного поля принять равным 4мкГал, то есть несколько
больше, чем погрешность наблюдений (3мкГал), то вместо величины (17) получим
Rг  0,05км.
Перейдем снова к формуле (8), но к случаю наблюдений на дневной поверхности при
глубине залегания источников вариаций силы тяжести h  0,89км (Ямсовейское газовое
месторождение). При этой глубине залегания источников поля и рассмотренных выше
50
Нефть и газ
№ 5, 2011
значениях Rг отношение B( Rк ) / Rk2 остается постоянным и его можно принять равным
0,63; подставляя это значение в равенство (8), получим
Vz  0,605 10 5 Q .
(18)
Из этого равенства для рассмотренных выше пороговых значениях Vz  9 мкГал и
4мкГал найдем величины, равные соответственно1,50 и 0,66 млн м3. Отсюда следует, что
значения гравитационного поля в пределах гравитационного радиуса действия скважин
надежно можно измерить на дневной поверхности, начиная со значения Q=0,66 млн м3.
Эти выводы можно относить и к формулам (9) – (11), которые также соответствуют
влиянию отбираемого из залежи в результате эксплуатации скважин газа.
Полученные здесь аналитические выражения, определяющие вариации силы тяжести
через дебиты скважин и по изменениям значениям пластовых давлений, соответствуют
просто массе отбираемого из залежи газа и не учитывают различные инерционные силы и
фильтрационные сопротивления, которым подвергаются флюиды при своих движениях в
пластах. Если учесть сложность всех явлений, связанных с процессом массопереноса в
пластах, то рассмотренные здесь зависимости приобретают более сложный характер.
Им соответствует параболический вид функций, а именно:
g  aQ  bQ2  (a  bQ)Q,
(19)
g  (a1  b2 P) P.
(20)
Здесь вариация силы тяжести Vz для удобства обозначена через g. Значения g, P и Q в
этих формулах соответствуют приращениям гравитационного поля, пластового давления и
дебитов скважин за промежуток времени мониторинга разработки месторождения t2  t1 ,
( t1 — время начала, t 2 — время конца периода мониторинга).
Изучение зависимостей (19) и (20) сводится к определению коэффициентов a и b, a1 и
b1 и к практическому их применению в мониторинге разработки газовых месторождений.
Эти коэффициенты являются постоянными для каждой скважины и характеризуют
фильтрационные сопровождения среды. Их можно определить по точкам с известными
значениями переменных. Для удобства применения запишем зависимости (19) и (20) в виде
Функции y
y
g
 a  bQ,
Q
(21)
y1 
g
 a1  b1P.
P
(22)
и y1 являются прямыми в зависимости от значений Q и P c угловыми
коэффициентами b и b1 . Числа a и a1 равны значениям, отсекаемым прямыми на
вертикальных осях y
и y1 . К определению коэффициентов равенств (19) и (20) можно
привлечь производственные по переменным Q и P:
g
 a  2bQ,
Q
(23)
g
 a1  2b1P.
P
(24)
'
gQ

g P' 
Эти функции также являются прямыми с одинаковыми значениями a и a1 , но с
угловыми коэффициентами в два раза большими, чем у прямых y и y1 .
Вычитая из равенств (23) и (24) выражения (21) и (22), найдем
№ 5, 2011
Нефть и газ
51
'
gQ
 y  bQ,
(25)
g P'  y1  b1P.
(26)
Эти равенства определяют уравнения прямых, проходящих через начало координат с
угловыми коэффициентами b и b1 . Из них можно определить значения b и b1 .
Если определить производные от равенств (21) и (22) по Q и P, то сразу же
определяются значения b и b1 :
y '  b, y1'  b1.
(27)
Аналогично определяя горизонтальную производную второго порядка от равенств (19)
и (20), получим
''
gQ
 2b, g P''  2b1.
(28)
Коэффициенты a , a1 и b , b1 имеют важное практическое значение в мониторинге
разработки газовых месторождений, так как они позволяют определить основные
характеристики продуктивных пластов, например, мощности газоносных отложений,
коэффициенты гидропроводности, проводимости, проницаемости и продуктивности
пластов. При этих определениях коэффициенты a и a1 , b и b1 характеризуют по-разному
свойства пластов и взаимно дополняют друг друга.
Равенства (7) и (8), а также получаемые из них формулы, определяют гравитационное
влияние от различной величины масс, в том числе от малого ее количества, влияние
которого не ощутимо на поверхности земли. В этих случаях формулы не действуют и ими
нельзя пользоваться. В отличие от них равенства вида (19) и (20) являются более
глубокими. Они отражают, кроме массы извлеченного из залежи газа, другие более
сложные явления переноса масс в пластах, в том числе и движения подземных вод в зонах
отбора нефти и газа. Поэтому они действуют всегда. По своему применению вариации силы
тяжести становятся некоторым постоянно действующим дополнительным полем,
сопутствующим всегда процессу отбора углеводородов из залежи и существующим
одновременно с пластовым давлением. Гравитационное поле и поле давлений
взаимосвязаны друг с другом, по-разному отражают процессы в пластах и дополняют друг
друга. Поэтому совместный их анализ позволит более надежно решать задачи мониторинга
разработки месторождений.
Список литературы
1. Басниев К. С., Дмитриев Н. М., Розенберг Г. Д. Нефтегазовая гидромеханика. – М.,Ижевск: Институт
компьютерных исследований, 2005. – 554 с.
2. Серкеров С. А. Гравиразведка и магниторазведка в нефтегазовом деле. - М: ФГУП из-во «Нефть и газ» РГУ
Нефти и газа им. И. М. Губкина, 2006. – 512 с.
Сведения об авторах
Полын Иван Иванович, к.ю.н., генеральный директор ЗАО «Гравиразведка», тел.:(495)940-21-00
Серкеров Серкер Акберович, д. т. н., профессор кафедры разведочной геофизики, РГУ нефти и
газа им. И. М. Губкина, тел.:(495)935-18-33
Polyn I. I., Candidate of Sciences in Law, General director of «Gravirazvedka, Ltd.»,
phone:(495)940-21-00
Serkerov S. A., Doctor of Technical Sciences, professor, Chair of Exploration Geophysics, Gubkin’s RSU
of Oil and Gas, phone: (495)935-18-33
52
Нефть и газ
№ 5, 2011
УДК 622.276.6
ПРОБЛЕМЫ МЕЖКОЛОННЫХ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ НА СКВАЖИНАХ
PROBLEMS OF ANNULUS GAS SHOWING IN WELLS
В. В. Журавлев, Т. И. Чижова, Н. А. Шестакова, А. В. Кустышев
V. V. Zhuravlev, T. I. Chizhova, N. A. Shestakova, A. V. Kustyshev
ООО «Газпром добыча Надым», ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Надым, г. Тюмень
Ключевые слова: Бованенковское месторождение, строительство скважин,
проблемы и решения, межколонные газопроявления, мониторинг, эксплуатация,
консервация, ремонт
Key words: the Bovanenskoe of deposit, building of mining holes, problems and decisions, annulus gas
showing, monitoring, exploitation, preservation, repair
На полуострове Ямал на сегодняшний день существует фонд скважин из разведочных и
поисково-разведочных скважин. Данные скважины находятся на балансе госфонда и не
проходят должного обследования. Весь фонд скважин, находящийся на балансе какого-либо
предприятия, согласно правилам в нефтяной и газовой промышленности [1] проходит обследование раз в полгода, но это при условии, что фонд не имеет скважин с высокими межколонными давлениями. Для фонда, имеющего какие-либо давления, возникшие в межколонном пространстве, разрабатываются мероприятия по контролю за давлением и состоянием устья скважины, которые отражены в техническом регламенте по эксплуатации скважин с межколонными давлениями [2].
Чем страшны такого рода давления для скважины и какие могут быть последствия, многие предприятия над этим начинают задумываться уже после создавшейся ситуации. Хотя
легче предупредить, чем ликвидировать чрезвычайную ситуацию [3].
В мероприятия по контролю над межколонными давлениями обычно входят замеры по
набору и интенсивности давления после выпуска (стравливания) газа из межколонного пространства, замеры дебитов при выпуске (стравливании) газа из межколонного пространства.
Только после этого в комплексе с оборудованием, спущенным в скважину, готовятся мероприятия по обвязке этих скважин, позволяющих эксплуатировать или вести наблюдения за
фондом, находящимся в консервации [4].
Существует ошибочное мнение, что необходимо ликвидировать межколонное давление,
возникшее при строительстве скважины, и что отсутствие такового является параметром
качества строительства скважин [5, 6].
Однако имеется много примеров по эксплуатации скважин с межколонным давлением в
России и в мировой практике, что мониторинг межколоннного давления, как это не пародоксально, также помогает вести контроль состояния скважины и оказывать влияние на
техническое состояние устья скважин [2]. Давления могут возникать из-за перепада температур окружающей среды, оказывающей пагубное влияние на устьевую часть фонтанной
арматуры, тем самым нарушается герметичность вторичного уплотнения (потеря эластичности резинового элемента и рабочих параметров пластификатора), что в дальнейшем приводит к пропуску газа и появлению давления в межколонном пространстве или, наоборот, в
затрубном пространстве [7].
Наиболее часто межколонные газопроявления в скважинах возникают из-за негерметичности устьевого и подземного скважинного оборудования; негерметичности обсадных
колонн или их резьбовых соединений; недоподъема цемента до устья при креплении скважины; несовершенства контакта цементного камня и окружающей скважину горной породы.
Межколонные газопроявления, вызванные негерметичностью обсадных колонн и скважинного оборудования, можно ликвидировать в процессе ремонтно-изоляционных работ
[8], с межколонными газопроявлениями по цементному камню дело обстоит хуже. На сегодняшний день нет эффективной технологии их ликвидации.
Данную ситуацию на ранней стадии обнаружения легко ликвидировать путем повторной пакеровки вторичных уплотнений при помощи пластификатора, если провести вовремя.
Для этого осуществляют разогрев устья скважины при помощи передвижной пароподогревательной установки, например, ППУ-3М, далее снижением давления (стравливанием газа)
в межколонном и затрубном пространстве при условии, что давление можно снизить в затрубном и межколонном пространствах, и при помощи специальной задавочной машинки
№ 5, 2011
Нефть и газ
53
проводят закачивание в межколонное пространство пластификатора с контролем за его выходом через специальные отверстия, предусмотренные для выхода воздуха.
Если данная операция не дает результата, то требуется ревизия вторичного уплотнения
глушением скважины или герметизации устья при помощи специальных устройств [4] и
далее монтаж передвижного подъемного агрегата, например, А 50М, демонтаж фонтанной
арматуры и ревизия вторичного уплотнения и замена его при необходимости. Это требует
дополнительных и весьма немалых капитальных вложений. Так же существует проблема
появления пропуска газа по резьбовому соединению нулевого патрубка с колонной или с
колонной головкой, либо с фонтанной арматурой.
Гидроуправляемый
дроссельный клапан
Гидроуправляемая
задвижка
Елка фонтанная
Трубная головка
Колонная головка
Линия управления
Приустьевой клапан-отсекатель
Березовская свита
Сеноманский пласт (ПК1)
Эксплуатационная колонна
Подвесное устройство хвостовика
НКТ
Циркуляционный клапан
Телескопическое соединение
НКТ
Разъединитель колонны
Эксплуатационный пакер
Посадочный ниппель
Подпакерный хвостовик
Направляющая воронка
Эксплуатационный хвостовик
Данные пропуски чаще всего возникают из-за применения патрубков, изготовленных в «кустарных» (не заводских)
условиях с нарушением типоразмеров
резьбового соединения или же не правильным моментом крепления их при монтаже.
Если момент соблюден, то данную ситуацию можно ликвидировать закачиванием
специального состава по закупориванию
микроотверстий в резьбовой части, при
условии, что в данный интервал можно
закачать специальный состав. Данная технология применялась на Ямбургском месторо-ждении, что существенно позволило
сократить расходы на ликвидацию данного
пропуска. Когда данная операция не приносит положительного результата, тогда
необходимо ставить бригаду капитального
ремонта на устранение данного пропуска,
что очень затратно по времени и по финансам.
В скважинах Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ)
строятся высокопроизво-дительные скважины с оснащением их специальным подземным и устьевым оборудованием.
На рис. 1 приведена конструкция такой
скважины. Зону многолетнемерзлых и
высокольдистых пород (ММП) перекрывают удлиненным кондуктором диаметром
324 мм. Далее спускают промежуточную
колонну диаметром 245 мм, перекрывающую газоносную березовскую свиту и сеноманскую газовую залежь, внутри которой устанавливают эксплуатационный
хвостовик диаметром 168 мм, заканчивающийся хвостовиком-фильтром диаметром
114 мм.В скважину до головы хвостовикафильтра спускается лифтовая колонна с
размещенными в ее составе приустьевым
клапаном-отсекателем, циркуляционным
клапаном и эксплуатационным пакером
[9].
Апт-альбские пласты (ПТ, ХМ)
Рис. 1. Конструкция скважины
на Бованенковском НГКМ
54
Нефть и газ
№ 5, 2011
Приустьевой клапан-отсекатель управляется дистанционно от гидравлической станции
управления, размещенной на поверхности, на кустовой площадке. От нее также дистанционно управляются гидравлические задвижки фонтанной арматуры и гидравлический дроссельный клапан.
В настоящее время почти на всех пробуренных скважинах Бованенковского месторождения отмечаются межколонные газопроявления, величиной от 1,0 до 6,5 МПа. Величины
этих давлений ниже, нежели отмечаемые в свое время при эксплуатации скважин на Медвежьем, Уренгойском и Ямбургском месторождениях и доходивших до 9,0 МПа. Тем не
менее, даже при таких величинах межколонного давления особых осложнений в работе
скважин отмечено не было. По причине высоких межколонных давлений на этих месторождениях так же не наблюдалось возникновения аварийных ситуаций, тем более открытых
газовых фонтанов.
Этому способствовала своевременная разработка компенсационных мероприятий,
направленных на обеспечение противофонтанной и пожарной безопасности [2, 4].
В большинстве пробуренных в настоящее время на Бованенковском месторождении
скважинах межколонные давления при выпуске газа через вентиль быстро снижаются
(от 30 с. до 3 мин) и медленно увеличиваются (в среднем по 0,05 МПа в час) (рис. 2–5).
Скважина № 2602
Скважина № 2601
38
56
36
54
34
52
32
30
50
28
48
26
46
24
22
давление, атм
давление, атм
44
42
40
20
18
16
38
14
36
12
34
10
32
8
30
6
4
28
2
26
24
14.ноя
16.ноя
18.ноя
20.ноя
22.ноя
24.ноя
0
15.ноя
26.ноя
16.ноя
17.ноя
18.ноя
19.ноя
20.ноя
21.ноя
22.ноя
дата
дата
Рис. 3.Скв. 2602
Рис. 2 . Скв.2601
Скважина № 3301
Скважина № 3308
62
60
50
58
48
56
46
54
52
44
50
42
48
40
46
38
44
36
42
34
38
32
36
30
34
давление, атм
давление, атм
40
32
30
28
26
28
26
24
22
24
20
22
18
20
16
18
14
16
12
14
12
10
10
8
8
6
6
4
4
2
2
0
14.ноя
16.ноя
18.ноя
20.ноя
дата
22.ноя
24.ноя
26.ноя
0
14.ноя
16.ноя
18.ноя
20.ноя
22.ноя
24.ноя
26.ноя
дата
Рис.4. Скв. 3301
Рис. 5. Скв. 3308
Это свидетельствует о возможности достаточно длительной эксплуатации скважин при
незначительных величинах межколонного давления, а при более высоких значениях межко-
№ 5, 2011
Нефть и газ
55
лонных давлений с соблюдением компенсационных мероприятий, направленных на обеспечение противофонтанной и пожарной безопасности. При превышении предельнодопустимых величин межколонного давления и расхода газа из межколонного пространства
скважины должны быть переданы в капитальный ремонт.
Проведенные исследования отобранного из межколонного пространства скважин проб
газа геохимическими методами [10] показал, что в 60% скважин межколонный газ относится к сеноманским отложениям, в остальных скважинах – к отложениям березовской свиты.
Газ одной скважины можно отнести к газогидратным отложениям. При этом в отложениях
березовской свиты высока вероятность наличия газа техногенного происхождения.
На сегодняшний день при строительстве скважин Бованенковского месторождения пока
не удается избежать появления межколонных давлений, поэтому очень важен контроль при
эксплуатации и консервации скважин. Так как имеется множество факторов, что после
окончания строительства скважин межколонные давления вначале отсутствуют, а при последующем освоении и эксплуатации появляются.
Поэтому только раннее обнаружение и меры по ликвидации, совместно с комплексом
мероприятий по эксплуатации данных скважин, могут дать положительный эффект, обеспечивающий дальнейшую эксплуатацию скважин. Позволят избежать колоссальных финансовых затрат, а так же устранить развитие событий по ликвидации аварии на данной скважине. Предотвратить открытый газовый фонтан и пожар на скважине, не допустить экологической катастрофы.
Разработанные компенсационные мероприятия по обеспечению противофонтанной и
пожарной безопасности эксплуатации скважин при наличии в них межколонных газопроявлений позволяют осуществлять безопасную эксплуатацию скважин и проводить мониторинг за их техническим состоянием. Своевременно проводить ремонтно-изоляционные или
ликвидационные работы на проблемных скважинах.
Список литературы
1. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.- М.: ФГУП «НТЦ по
безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2004.- 312 с.
2. Кустышев А. В. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири.- Тюмень: Изд-во «Вектор
Бук», 2002.- 168 с.
3. Губина И. А. Определение предельно-допустимого межколонного давления при эксплуатации скважин на
месторождениях Крайнего Севера // Известия вузов. Нефть и газ. 2010. № 4.- С. 45-49.
4. Предотвращение и ликвидация газопроявлений и открытых фонтанов при ремонте скважин в экстремальных
условиях Крайнего Севера / Л. У. Чабаев, А. В. Кустышев, Г. П. Зозуля, М. Г. Гейхман.- М.:ИРЦ Газпром, 2007.- 189 с.
5. Тенн Р.А. Методы диагностики и ликвидации межколонных флюидопроявлений при строительстве скважин
на месторождениях и ПХГ: Автореф. … дис. канд. техн. наук.- Ставрополь, 1999.- 16 с.
6. Тагиров К. М., Ильяев В. И., Тенн Р. А. и др. Исследования межколонных газопроявлений в
газоконденсатных скважинах // Техника и технология строительства газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч.
статей.- М.: ВНИИГАЗ, 1990.- С. 101-108.
7. Кустышев А. В., Чижова Т. И., Минаков В. В. Эксплуатация и ремонт скважин // Газовая
промышленность.1999. № 3.- С. 42-44.
8. Басарыгин Ю. М. и др. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их
строительстве и эксплуатации: Справ. пособие: В 6 т. / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А. И. Булатов.- М.: НедраБизнесцентр, 2000.- Т. 1. – 510 с.; 2000.- Т. 2.- 413 с.; 2001.- Т. 3.- 399 с.; 2002.- Т. 4.- 335 с.
9. Немков А. В., Кустышев А. В., Чижова Т. И., Кряквин Д. А., Шестакова Н. А. Подземное и устьевое
оборудование для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин // Обз. информ. Сер.: Геология, бурение,
разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 2008.- 68 с.
10. Пат. 2175050 РФ. Е 21 В 43/00, G 01 V 9/00. Способ определения природы межколонных газопроявлений на
стадии бурения, эксплуатации и консервации газовых скважин многопластового месторождения геохимическими
методами / Л. С. Чугунов, А. И. Березняков, Р. М. Шайдуллин, В. А. Димитриев, Ю. М. Грачев и др. (РФ).№ 98110412, Заяв. 01.06.98; Опубл. 20.10.01.
Сведения об авторах
Журавлев Валерий Владимирович, заместитель начальника Управления капитального строительства ООО
«Газпром добыча Надым», г. Надым, соискатель Тюменского нефтегазового университета, тел.: (3452) 286-694
Чижова Тамара Ивановна, заведующий сектором эксплуатации и ремонта скважин ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, тел.: (3452) 286-694
Шестакова Наталья Алексеевна, научный сотрудник ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, тел.: (3452) 286694
Кустышев Александр Васильевич, д. т. н., профессор Тюменского государственного нефтегазового университета, заведующий отделом эксплуатации и ремонта скважин ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, тел.: (3452)
286-694
Zhuravlev V. V., Deputy head of Capital construction board, «Gazprom-Dobycha Nadym, Ltd.», applicant, Tyumen
State Oil and Gas University, phone: (3452) 286-694
Chizhova T. I., Head of the sector «Wells Operation and Repair» of «TyumenNIIgiprogas», Ltd., Tyumen
Shestakova N. A., scientific worker, «TyumenNIIgiprogas, Ltd.», Tyumen, phone: (3452) 286-694
Kustyshev A. V., Head of Department of wells operation and repair, «TyumenNIIgiprogas, Ltd.», Tyumen, phone: (3452)
286-694
56
Нефть и газ
№ 5, 2011
УДК 622.276.66/658.011.46
ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА – ЭФФЕКТИВНЫЙ МЕТОД ДОИЗВЛЕЧЕНИЯ
ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
FORMATION HYDRAULIC FRACTURING AS A METHOD OF ADDITIONAL RECOVERY
OF OIL AND GAS RESOURCES
С. Г. Паняк, А. А. Аскеров, Т. Ю. Юсифов
S. G. Panyak, A. A. Askerov, T. Yu.Yusiphov
Уральский государственный горный университет, г. Екатеринбург,
ООО «РН-Пурнефтегаз», ООО «РН-УфаНИПИнефть»
Ключевые слова: гидроразрыв пласта (ГРП) на бездействующем фонде,
ГРП на высокообводнённом фонде скважин
Key words: formation hydraulic fracturing (FHF) at idle well stock, FHF at high flooded well stock
Геологические условия залегания промышленных скоплений углеводородов на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» чрезвычайно разнообразны и не всегда благоприятны
для их рентабельной разработки. В условиях низко проницаемых и расчлененных пластов
упомянутых месторождений гидроразрыв пласта (ГРП) является эффективным методом
воздействия на пласт и влияет не только на текущие показатели эксплуатации скважин, но
и на конечную нефтеотдачу пласта.
В процессе эксплуатации, а также в процессе глушения скважины происходит кольматация призабойной зоны пласта, оказывающая общеизвестно негативное влияние на продуктивность скважины, причем степень этого влияния пропорциональна времени воздействия жидкости глушения на призабойную зону пласта. В нефтяном пласте забойное давление может быть ниже давления насыщения, что приводит к выделению свободного газа,
который снижает эффективную проницаемость по нефти, образуя непроницаемое кольцо в
околоскважинной зоне.
Анализ проведенных ГРП на пластах Южно-Харампурского и Фестивального месторождений с низкими пластовыми давлениями, а также на скважинах, ранее выведенных в
консервацию, по причине 100% обводнения пластовой водой, показывает, что существует
возможность вывода из бездействия ранее нерентабельных скважин. Таким способом выведена из консервации скв. 306 Южно-Харампурского месторождения, до ГРП находившаяся
в консервации по причине обводнения. После проведения ГРП скважина работает с параметрами Q=26м3/сут и 7% обводненности. Аналогично выведена из консервации скв. 807,
после ГРП она работает с параметрами Q=102м3/сут и 64% обводненности. Похожая ситуация наблюдается по скважинам Фестивального месторождения: скв. 223 после проведения
ГРП работает с параметрами Q=81м3/сут и 43% обводненности; скв. 49 после проведения
ГРП работает с параметрами Q=51м3/сут и 17% обводненности; скв. 116 после проведения
ГРП работает с параметрами Q=172м3/сут и 77% обводненности.
В процессе эксплуатации скважины наблюдается снижение пластового давления в призабойной зоне пласта, тогда как в удалённой части пласта давление остается первоначальным. При снижении пластового и забойного давлений относительно возрастает величина
геостатического давления, что может приводить к заметной деформации породколлекторов, особенно, в призабойной зоне. Процесс изменения пород активизируется при
обводнении скважин, поскольку вода способствует разбуханию и деформации цемента.
Целью гидроразрыва является активизация призабойного пространства путем создания
высокопроницаемых каналов в зоне нарушенной проницаемости. Тип и масштабы процесса
разрыва проектируются с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.
На примере скв. 203 Фестивального месторождения можно наблюдать динамику изменения пластового давления до и после ГРП (рис. 1, 2). Нефтяные скважины после появления
в них воды продолжительное время эксплуатируются в условиях нарастающей обводненности и выводятся из работы при достижении высокого содержания Н2О в добываемой продукции (95–99%).
Движение флюида к скважине зависит от содержания связанного газа в нефти. В условиях низкой вязкости и фазовой проницаемости наблюдается приток нефти к скважине. В
№ 5, 2011
Нефть и газ
57
процессе эксплуатации, особенно на фонтанирующих скважинах, с большим расходом и
«динамическим дефицитом газа», происходит обводнение пластов.
Рис. 1. Давление в пласте (Рпл) на скв. 203 до ГРП
300
Рпл
атм
250
Рпл
атм
Рзаб,
атм
200
171
220
170
150
Рзаб,
атм
100
Qн,
т/сут
75
72
Qн,
т/сут
50
Рис. 2.
Динамика изменения Рпл, Рзаб
и дебита по нефти на скв. 203
4
0
до ГРП
после ГРП
Для вывода скважин из консервационного фонда проводятся работы по увеличению
объёмов закачки проппанта в десятки раз. Скважины, ранее выведенные в консервацию по
причине 100%-ного обводнения пластовой водой, успешно активизируются при помощи
«большеобъёмного» ГРП с закачкой в пласт более 80 тонн проппанта. Учитывая слоистое
строения пластов, создавая единую высокопроницаемую зону трещиноватости, объединяющую все залежи в общий «проточный канал», получаем увеличение эффективного радиуса скважины — вовлечение в разработку всей нефтегазонасыщенной мощности пласта.
Глубокопроникающий гидроразрыв при этом воздействует на призабойную зону и на
пласт в целом, что приводит к увеличению коэффициента охвата активизированной области. На примере скв. 807 Южно-Харампурского месторождения после ГРП наблюдается
следующая картина снижения обводнённости пластов (рис. 3, 4 и 5).
Нефтеотдача пласта после ГРП зависит от эффективной фазовой проницаемости и относительной проницаемости породы для какой-либо смеси (нефти, газа или воды), а также от
количества и качественного состава других фаз. Газосодержание оказывает значительное
влияние на вязкость нефти. Попутный газ в нефти выполняет функцию по снижению вязкости, газовая фаза имеет в сотни раз большую скорость, чем жидкая. На рисунке
показано как молекулы газа выталкивают из пласта молекулы нефти.
Вязкость нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды — показатель, характеризующий объемы обводнения скважин. Чем
выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи. Вязкость нефти
уменьшается с повышением температуры и количества растворенного в нефти углеводородного газа, а также зависит от его состава и природы. Вязкость пластовой воды зависит, в
58
Нефть и газ
№ 5, 2011
основном, от ее температуры, а в связи с незначительной растворимостью в ней газов вязкость даже при насыщении газом почти не уменьшается.
Рис. 3. Геометрия трещины по скв. 807
Вязкость нефти юрских отложений (пласты — 1Ю1, 2Ю1, (3-4)Ю1) в условиях ЮжноХарампурского и Фестивального месторождений при средней глубине залегания 2956 м
составляет 0,36 МПа·с, вязкость воды в пластовых условиях 0,5 МПа·с.
300
Qж,
м3/су
т
250
Рис. 4. Параметры
дебита по жидкости, нефти
и обводнённости на скв. 807
до и после ГРП
( Южно-Харампурское
месторождение)
211
200
Н2О,
%
150
99
100
Qж,
Qн,
м3/су
т/сут
т
50
5
Qн,
т/сут
Н2О,
%
60
65
0,04
0
До ГРП
После ГРП
При уменьшении попутного газа в составе флюида, вязкость нефти увеличивается, что
приводит к прорыву воды (см. рис. 5). После ГРП увеличение контура питания скважины
зоной трещиноватости приводит к повышению газосодержания, что благоприятно сказывается на вязкости нефти.
После успешного производства ГРП на скв. 203 Фестивального месторождения(с низким пластовым давлением) и скв. 807 Южно-Харампурского месторождений (находилась в
консервации по 100% Н2О), вынуждены пересмотреть подход к подбору скважин под ГРП
на данных месторождениях, так как ранее гидроразрыву подвергались безводные и малообводнённые скважины.
120
40000
ГРП
обводнение
Прекращение
фонтанирования
100
35000
30000
80
25000
60
20000
15000
40
дебит газа, м3
нефть,т/сут Н2О,%
внедрение
насоса
10000
20
дебит нефти
%Н2О
20.06.07
19.06.07
18.06.07
11.06.07
06.06.07
04.06.07
01.06.07
30.05.07
28.05.07
26.05.07
24.05.07
20.05.07
19.05.07
16.05.07
13.05.07
09.05.07
05.05.07
01.05.07
30.04.07
28.04.07
25.04.07
18.04.07
05.10.02
18.08.02
11.08.02
28.07.02
10.07.02
23.06.02
02.06.02
28.05.02
19.05.02
дата
5000
06.04.02
0
0
дебит п. газа
Рис. 5. Динамика изменения параметров дебита по нефти, обводнённости до и после
ГРП в зависимости от попутного газа (скв. 807 Южно-Харампурского месторождения)
№ 5, 2011
Нефть и газ
59
Выводы
На Южно-Харампурском и Фестивальном месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз»
обоснована и доказана эффективность применения «большеобъемных» ГРП на 100%–ных
обводненных скважинах, находящихся в консервации. После нескольких успешных операций, доказавших правильность использованной методики, принято решение подвергнуть
ГРП все аналогичные скважины. К настоящему времени выполнено 10 операций по ГРП,
что привело к суммарному приросту добычи 330 тонн/сут.
Список литературы
1. А. Б. Уотерс: « Гидравлический разрыв - что это?» / август 1981 г. /.
2. «Оценка гидроразрыва методами анализа неустановившегося давления», доклад № 10043, представленный в
1982 г. SPE на международной нефтяной выставке и технологическом симпозиуме .
3. Р. У. Дж. Вич и Московидис З. А.: «Пересмотр современных успехов в технологии гидроразрыва», представлено на конференции инженеров-нефтяников 1986 г.
Сведения об авторах
Паняк Стефан Григорьевич, д. г.-м.н., зав.кафедрой геологии и ЗЧС, Уральский государственный горный университет, тел.: (343) 257-41-05, e-mail:panjaks@rambler.ru
Аскеров Амин Акиф оглы, аспирант, Уральский государственный горный университет, тел: (34936) 5-75-39 email: Askerov.A.M@mail.ru
Юсифов Теюб Юсиф оглы, научный сотрудник ООО «РН-УфаНИПИнефть», тел: 89373087202, e-mail: YusifovTY@ufanipi.ru
Panyak S. G., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, Head of the Chair of Geology, The Ural State Mining University, phone: (343) 257-41-05, e-mail:panjaks@rambler.ru
Askerov A. A., post graduate student, The Ural State Mining University, phone: (34936) 5-75-39, e-mail: Askerov.A.M@mail.ru
Yusiphov T. Yu., scientific worker, «RN-UfaNIPIneft, Ltd.», phone: 89373087202, e-mail: YusifovTY@ufanipi.ru
_____________________________________________________________________________________
УДК 622.02:531
МОДЕЛИРОВАНИЕ ДЕФОРМАЦИЙ ПЕРФОРАЦИОННЫХ ОТВЕРСТИЙ
ПРИ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ
СКВАЖИНЫ
SIMULATION OF PERFORATIONS DEFORMATION AT VARIOUS MODES
OF PRODUCTION WELL PERFORMANCE
С. Н. Попов
S. N. Popov
Институт проблем нефти и газа РАН
Ключевые слова: метод конечных элементов, перфорационные отверстия,
напряженно-деформированное состояние, зона разрушения, депрессия,
призабойная зона скважины
Key words: finite element method, perforations, mode of deformation, deformation zone,
depression, bottomhole zone
В последнее время все больше внимания уделяется проблемам механики горных пород
применительно к разработке месторождений углеводородов. С этим связаны многочисленные проблемы, возникающие при отработке продуктивных объектов: оседание земной поверхности при истощении запасов и снижении пластового давления на месторождениях;
нарушение конструктивных элементов скважин; изменение фильтрационно-емкостных
свойств (ФЕС) в процессе увеличения эффективных напряжений в коллекторе [1]; деформации продуктивных объектов трещинного и трещинно-порового типа по системам трещин
[2]. Наиболее интенсивные деформационные процессы происходят в призабойной зоне
скважин, что связано с образованием депрессионной воронки, в особенности при низких
забойных давлениях, по отношению к пластовому. В связи с этим актуальным вопросом
является моделирование геомеханических эффектов в прискважинной зоне.
В данной работе рассмотрено трехмерное геомеханическое моделирование призабойной
зоны скважины с перфорационными отверстиями на примере одного из месторождений
севера Пермского края.
Для расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) перфорированного участка скважины использовалась конечно-элементная схема в виде сектора цилиндра (рис.1).
Расстояние между рядами перфорационных отверстий по высоте составляет 13см. По кругу
располагается четыре отверстия через каждые 90°, поэтому в силу симметрии можно рассматривать сектор цилиндра с углом 90°. Расчетная схема состояла из трех основных со-
60
Нефть и газ
№ 5, 2011
ставляющих (рис.1): 1) эксплуатационная колонна; 2)цементный камень; 3)породы коллектора.
Рис. 1. Конечно-элементная схема для расчета НДС перфорированного
участка скважины
Для описания поведения коллектора и цементного камня в процессе деформаций, использовалась пластическая модель Друкера-Прагера, в которой задавался следующий критерий разрушения:
 =tg + C,
(1)
где  — касательные напряжения, МПа;  — максимальные нормальные напряжения, МПа;
 — угол внутреннего трения, °; C — коэффициент сцепления, МПа.
Свойства эксплуатационной колонны задавались на основе только упругой модели.
Упругие характеристики элементов расчетной схемы показаны (таблица).
Упругие характеристики элементов расчетной схемы
Элемент расчетной схемы
Модуль упругости, МПа
Коэффициент Пуассона
Эксплуатационная колонна
Цементный камень
Породы коллектора
210 000
10 000
8 000
0,2
0,25
0,2
Для пластической модели Друкера-Прагера применялись следующие параметры:
1) для пород коллектора: угол внутреннего трения () равен 25°, коэффициент сцепления (С) равен 10МПа;
2) для цементного камня: =30°, C=10МПа.
В примере рассматривался участок призабойной зоны скважины на глубине 2000м. Пла-
№ 5, 2011
Нефть и газ
61
стовое давление на данной глубине составляло 22МПа. Вертикальная компонента напряжений z определялась из соотношения
z =H,
(2)
где  — средний объемный вес пород вышележащей толщи, МН/м3. H — глубина залегания
продуктивной толщи, м.
Средний объемный вес пород вышележащей толщи равен 0,025МН/м3, тогда для глубины 2000м:
z = 0,025 МН/м32000м=50МПа .
(3)
Задача считалась в два этапа.
Этап 1. Рассчитывалось НДС цилиндрического сектора пород коллектора в перфорированной области со следующими граничными условиями: сверху (по оcи z) прикладывается
давление вышележащей толщи пород z. На всех остальных границах закрепляются перемещения по нормали. Область, где находится отверстие скважины, цементный камень и
перфорационные отверстия на первом расчетном этапе отсутствуют, то есть заменяется
породами коллектора.
Этап 2. Рассчитывалось НДС цилиндрического сектора пород коллектора в перфорированной области со скважиной, цементным камнем и перфорационными отверстиями, причем элементы, лежащие внутри скважины и перфорационных отверстий убиваются. Аналогично первому этапу по оси z прикладывается давление 50 МПа. Внутри скважины и перфорационных отверстий прикладывается забойное давление, определенное с учетом депрессии, которая варьируется в интервале 1-7МПа. На всех остальных границах перемещения закрепляются по нормали к поверхности.
На рис. 2 показаны полученные результаты расчетов, зоны разрушения в области перфорационных отверстий для четырех значений депрессии.
а)
б)
в)
г)
Рис. 2. Зоны разрушения в области перфорационного отверстия при следующих
значениях депрессий: а) 1МПа; б) 3МПа; в) 5МПа; г) 7МПа
62
Нефть и газ
№ 5, 2011
3. Анализируя полученные результаты, можно сделать следующие выводы:
 для условий залегания рассматриваемого продуктивного объекта разрушение перфорационных отверстий происходит уже при небольших величинах депрессии и расположены в верхней и нижней частях отверстия;
 при дальнейшем увеличении депрессии зоны разрушений увеличиваются и появляются в горизонтальных частях отверстий;
 появление зон разрушений приводит к трещинообразованию, что в определенной
мере способствует увеличению проницаемости перфорационных отверстий и, как следствие, призайбойной зоны скважины.
Список литературы
1. Кашников Ю. А., Гладышев С. В., Попов С. Н., Кашников О. Ю. Изменения фильтрационноемкостных и физико-механических свойств терригенных коллекторов при продолжительном действии
повышенного эффективного давления // Известия Вузов. Нефть и газ. – 2006. - № 1. - С. 25-32.
2. Попов С. Н. Газогидродинамическое моделирование и прогноз продуктивности новых скважин
восточного участка АГКМ // Известия вузов. Нефть и газ. - 2005, № 6. - С. 26-34.
Сведения об авторе
Попов Сергей Николаевич, к.т.н., старший научный сотрудник лаборатории нефтегазовой гидрогеологии, Институт проблем нефти и газа РАН, тел.:(495) 690-33-79, popov@ipng.ru
Popov S. N., Candidate of Technical Sciences, senior scientific worker at Laboratory of Petroleum Hydrogeology, Institute of Oil and Gas Problems, RAS, phone: (495) 690-33-79, popov@ipng.ru
____________________________________________________________________________
Проектирование, сооружение
и эксплуатация систем
трубопроводного транспорта
УДК 622.692.4
МЕТОДИКА ОПЕРАТИВНОЙ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ
ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
METHOD OF ON-LINE PARAMETRIC DIAGNOSTICS OF GAS-PUMPING AGGREGATE
DURING ITS OPERATION
В. А. Чичугин, С. В. Носков
V. A. Chichugin, S.V. Noskov
ОАО Трест Нефтегазвзрывпромстрой,Республика Башкортостан, г.Уфа,
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: диагностика, газоперекачивающие агрегаты, эксплуатация, газотурбинная
установка, интегральная оценка, дифференциальная оценка, эффективная мощность,
осевой компрессор
Key words: diagnostics, gas-pumping units, operation, gas turbine, power plant, integral estimate,
differential evaluation, effective power, axial-flow compressor
Создание эффективной параметрической диагностики требует решения вопросов, связанных с выбором наиболее информативных термогазодинамических параметров, построением математической модели объекта и оценкой чувствительности (точности) модели параметрической диагностики. Число и вид диагностических признаков определяются видом
неисправностей, на выявление которых ориентирована параметрическая диагностика. В то
же время одни и те же диагностические признаки могут быть выявлены различными сочетаниями измеряемых параметров [1]. Поэтому методически весьма важно определить такой
набор измеряемых параметров, который, с одной стороны, обеспечивал бы максимальную
информативность системы параметрической диагностики, а с другой, требовал бы мини-
№ 5, 2011
Нефть и газ
63
мальных затрат на установку датчиков, препарировку газотурбинных установок (ГТУ) и т. п.
Такой набор измеряемых параметров будем считать минимально достаточным.
В качестве необходимого и достаточного числа измеряемых параметров для оперативного диагностирования технического состояния газоперекачивающего агрегата (ГПА) выбраны, исходя из целей и задач диагностики при эксплуатации, тринадцать штатных замеров
[2,3]: температура наружного воздуха
ta ,
атмосферное давление Pa , давление воздуха за
Р 4 , частота вращения вала осевого компрессора высокого дави силовой турбины n ТВД , температура воздуха на всасе в осевой компрессор
осевым компрессором (ОК)
ления
n КВД
t 3 , температура продуктов сгорания t 2 , максимальная температура подшипника с расшифровкой точки
t nmax
(как ограничивающий фактор), давление газа на входе
Р Н2 нагнетателя, температура газа на входе t H1
и выходе
1
и выходе
t H2 нагнетателя, расход агрега-
том топливного газа Вт.
Одновременно должна фиксироваться наработка ГПА после последнего капитального
ремонта для возможности анализа изменения выходных их параметров ГПА во времени. Эти
исходные данные являются минимально достаточными и позволяют рассчитать необходимое число различных коэффициентов, с достаточной для эксплуатации полнотой характеризующих технико-экономическое состояние ГТУ и центробежного нагнетателя (ЦБН). На
рис.1 приведена блок-схема турбоагрегата.
Рис. 1. Блок-схема турбоагрегата ГТК-10-4 и измеряемых параметров
при проведении термогазодинамической диагностики ГПА и его элементов
Одним из основных показателей работы ГТУ, определению которого уделяется большое
внимание, является мощность газоперекачивающего агрегата. Знание мощности газотурбинного агрегата необходимо для определения в процессе эксплуатации технического состояния ГПА, коэффициента загрузки, коэффициента полезного действия (КПД) агрегата,
удельного расхода топливного газа.
С учетом этого разработан способ оценки эффективной мощности ГТУ NeГТУ по функциональной зависимости от одного определяющего параметра — избыточного давления воздуха за осевым компрессором Р4. Выбор Р4 в качестве определяющего параметра обусловлен тем, что осевой компрессор потребляет 75–80% мощности ГТУ.
Кроме того, известно, что мощность ГТУ зависит от степени сжатия в осевом компрессоре (εк), отношения температур перед турбиной высокого давления (ТВД) и на входе в осевой
компрессор (Т1/Т3), КПД турбины (ηт) и компрессора (ηk):
e
N ГТУ
 f  k , T1 / T3 , k , т ,
(1)
поскольку εк =Р4/Р3, Р4, Т1/Т3, Р1/Р4, εк, Р4, а ηт и ηk изменяются незначительно при изменении режимов работы ГТУ, то в пределах точности используемых средств измерений:

64
Нефть и газ

№ 5, 2011
е
N ГТУ
 f  P4  .
(2)
Цель предлагаемого метода — уменьшение трудоемкости и упрощение технологии измерений эффективной мощности газотурбинной установки, а также максимальное упрощение
решения поставленной задачи при ее осуществлении с помощью одного штатного контрольно-измерительного прибора, установленного на ГТУ, то есть по одному определяющему
параметру — давлению воздуха за осевым компрессором.
Это достигается тем, что из большого числа m ГТУ определенного типа выбирают n агрегатов, имеющих различную наработку с начала эксплуатации, различное техническое состояние, (при этом n<m), для которых с помощью известных методов теплотехнических испытаний определяют эффективную мощность на различных режимах загрузки, одновременно на указанных режимах измеряют давление рабочего тела за осевым компрессором и по
результатам испытаний строят зависимость:
е
N ГТУ
 АР4b ,
где
N
е
ГТУ
(3)
— эффективная мощность ГТУ; Р4 — давление воздуха за осевым компрессором;
А, b — коэффициенты, зависящие от типа ГТУ.
Коэффициенты А и b определяют методом интерполяции результатов испытаний
(например, методом наименьших квадратов), а эффективную мощность m агрегатов определяют по полученной зависимости.
Погрешность определения мощности предлагаемым способом составляет не более 2–5%.
причем с ростом единичной мощности, то есть для более современных ГТУ, погрешность
метода уменьшается и достигает не более 2%.
Указанная точность определения эффективной мощности газотурбинных установок по
полученной зависимости для n агрегатов позволяет распространить полученную зависимость на m агрегатов, где m  n .
Номинальная приведенная мощность ГТУ определяется из следующего соотношения:
N
где
et20
пр
N
Т 20 , Т 30 — номинальные
низкого давления (ТНД), К;
T30 Pа 0

 kT2  T20  T2 пр  ,
T3 Pa
e
ГТУ
параметры;
Ра
и
0
a
P
Т 2пр —
(4)
приведенная температура после турбины
— давление атмосферное и при нормальных условиях
соответственно:
T2 пр  Т 2 
Т 30
;
Т3
(5)
kT2 — коэффициент, учитывающий отклонение приведенной температуры от номинальной,
кВт/К;
kT2  L 105  T2пр1,5 ;
Pa  атмосферное
компрессором, К;
давление, Пa;
T3
T30 —
(6)
абсолютная температура воздуха перед осевым
— абсолютная температура продуктов сгорания за ТНД, K;
L — коэффициенты.
Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности определяются по следующему
выражению:
0
k
где
N 0e
T
Ne
 kM 
— номинальная мощность, ГТУ, кВт;
et2
N пр
kM
N 0e
,
(7)
— поправочный коэффициент, приводя-
щий в соответствие выбранную методику с паспортными данными.
Коэффициент технического состояния ГТУ по КПД определяется из выражения:
№ 5, 2011
Нефть и газ
65
пр 2k Ne 1  k Ne 

.
T
0
3k Ne
1
T
kT 
T
(8)
н
Коэффициент технического состояния нагнетателя по политропическому КПД k равен
kн 
 пол
.
 П пол
(9)
Для контроля за текущим состоянием ГТУ определяем коэффициент полезного действия
ГТУ:
 ГТУ 
e
860 N ГТУ
,
Q pН ВТ
(10)
Р
где QpН — низшая рабочая теплота сгорания природного газа; ВТ  расход топливного газа
агрегатом. Удельный расход топливного газа определяем по зависимости:
qТГ 
ВТ
.
е
N ГТУ
(11)
Коэффициенты загрузки ГТУ равен
k загр 
где
kta
kобл —
е
N ГТУ
,

t3  t30  Pa
e
T
N 0  k Ne  1  K ta
   kобл  k у
t3  273  Pа0

(12)
— коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха;
коэффициент,
учитывающий
влияние
противообледенительной
системы;
kобл  1 при t3  5 ; kобл = 0,87 при t3  5 .
Для оптимального функционирования системы параметрической диагностики ГПА используется принцип выдачи пользователю информации в автоматическом режиме только по
преддефектным агрегатам. В основе этого принципа заложен метод выбора преддефектных
агрегатов по отклонениям рассчитанных коэффициентов технического состояния от заданных предельных значений. По всем остальным агрегатам входная информация и результаты
ее обработки хранятся в памяти ЭВМ, периодически осредняются и поступают пользователю по запросу.
Определяющие коэффициенты технико-экономического состояния ГПА для выдачи информации в автоматическом режиме таковы:
 коэффициент техсостояния ГТУ по мощности
T
k Ne
;
T
 коэффициент техсостояния ГТУ по КПД k ;
н
 коэффициент техсостояния нагнетателя по КПД k ;
 коэффициент загрузки ГТУ
k загр .
Так же решены следующие задачи:
 автоматизированный функциональный контроль параметров на технологические допуски;
 выбор способов накопления, хранения и выборки данных памяти ЭВМ, обеспечивающих минимальные затраты памяти на внешних носителях и минимальные затраты труда на
реконфигурацию системы и ее наращивание;
 разработка унифицированной формы выходного документа;
 обеспечение возможности ретроспективного анализа состояния преддефектных ГПА.
Оценка работоспособности ГПА по характеристикам дает возможность непосредственно
сопоставлять действительные xарактеристики с эталонными, выявляя и учитывая их расхождение, которое можно назвать «сдвигом». По величине сдвига можно судить о техническом
состоянии, а также об оставшемся ресурсе агрегата или его элементов.
66
Нефть и газ
№ 5, 2011
В зависимости от этого можно выделить интегральные методы диагностики (когда выявляется наличие и степень ухудшения состояния агрегата в целом) и дифференциальные
(когда может быть выявлен элемент, послуживший причиной изменения состояния ГПА).
Тот или иной сдвиг может быть использован для решения различных задач, в силу чего и
построение характеристик целесообразно осуществлять по определенным параметрам для
получения максимума возможной информации.
При эксплуатации обычно используют следующие характеристики:
для ГТУ
 
р
Т  пр , BQ н
для ЦБН
 N i / р1 пр ,
для осевого компрессора
,
пр


е , М в пр  f N епр ;
hпр , пол , tпр ,  пр  f  Qпр  ;






  f М пр , nпр , k  f М пр , nпр ;
для турбины


  f М пр , nпр ;   f М пр , nпр ;
для камеры сгорания
M в  f  общ  .
(13)
(14)
(15)
(16)
(17)
В настоящее время при интегральной оценке технического состояния по сдвигу характеристик принято использовать коэффициенты, предложенные ВНИИГазом.
Для оценки состояния нагнетателя используется коэффициент, определяемый как отношение фактического и эталонного политропического КПД:
k ЦБН 
пол.ф
пол.эт
.
(18)
Оценка состояния ГТУ осуществляется соответствующими коэффициентами по мощности и по эффективному КПД:
kN 
N eФ
;
N eЭТ
k 
eФ
.
еЭТ
(19)
В выражениях фактические значения рассчитывают по данным текущих замеров, а эталонные величины находят по паспортным характеристикам, M — приведенный массовый
пр
расход.
Блок–схема алгоритма интегральной оценки технического состояния по сдвигу характеристик (метод ВНИИгаза) приведена на рис. 2. Данный алгоритм программно реализован в
среде программирования Borland Delphi 7.
Оценка состояния элементов ГПА по приведенным характеристикам затруднена тем, что
отсутствует возможность периодического снятия характеристик элементов ГПА при эксплуатации. Поэтому для этих целей целесообразно использовать дифференцированный метод
оценки работоспособности элементов ГПА.
Дифференциальная оценка работоспособности элементов ГПА. Как уже отмечалось,
оценку технического состояния элементов ГПА удобно проводить, сравнивая эксплуатационные характеристики их элементов с исходными, эталонными. В качестве исходной,
например, для турбины, характеристики принимается соответствующая характеристика в
начальный период эксплуатации агрегата после ремонта турбины. Комплекс формируется в
виде А  М п 1/ 2 /  и В  М п 1/ 2 /  . Рабочие точки при А=const и В=const
пр пр
пр пр
 
аппроксимируются линейной зависимостью. Погрешность аппроксимации не превышает 3%.
№ 5, 2011
Нефть и газ
67
Рис. 2. Блок-схема алгоритма интегральной оценки технического состояния по сдвигу
характеристик (метод ВНИИгаза)
Из теории газовых турбин известно, что линии рабочих режимов на характеристиках располагаются в относительной узкой области, что позволяет при некоторых допущениях использовать однопараметрическую зависимость

пр
 f  M пр  .
Подобный способ представления характеристик лопаточных машин значительно упрощает задачу их построения и удобен при контроле технического состояния элементов ГПА
на разных этапах эксплуатации. Для этого по исходной характеристике ОК или ЦБН или
аппроксимирующей ее зависимости определяют положение режимной точки и сравнивают
ее значение с фактической величиной. Расслоение характеристики свидетельствует об изменении работоспособности самого элемента.
Оценка технического состояния элемента проводится следующим образом. Замеряются
режимные параметры: частота вращения валов, соотношение давлений сжатия, температура
и расход рабочего тела. Чтобы исключить влияние внешних условий, рассчитываются приведенные значения параметров, комплекс А и КПД.
По исходной характеристике по замеренным значениям
соответствующее исходному режиму. По разности
ппр
 зам
зам
и
и А находится
ппр
исх
ппр
зам
,
можно судить об
изменении частоты вращения ОК или ЦБН.
По характеристикам эффективности определяется исходное значение комплекса В, соответствующее
ппр
исх
, по которому рассчитывается КПД элемента, который соответствует
его исходному состоянию:
68
Нефть и газ
№ 5, 2011
исх 
При расхождении параметров
Аисх
и
А
.
В
Азам , Висх
(20)
и
Взам
в пределах 3% можно счи-
тать, что техническое состояние элемента ГПА соответствует его нормальной работоспособности, так как это соответствует максимальной погрешности аппроксимации диагностических характеристик и точности измерения режимных параметров современными контрольноизмерительными приборами. Расхождение этих параметров на величину более 3 % свидетельствует о нарушении нормальной работоспособности элементов оборудования и требует
назначения профилактических мероприятий для ее восстановления. Блок-схема алгоритма
дифференциальной оценки работоспособности элементов ГПА приведена на рис. 3.
Данный алгоритм программно реализован в среде программирования Borland Delphi 7.
Рис. 3. Блок-схема алгоритма дифференциальной оценки
работоспособности элементов ГПА
Разница между
исх и  зам
характеризует происшедшее изменение КПД.
Рассмотрим и проанализируем графические зависимости, отражающие эффективность
работы ГПА и его основных элементов.
Изменение кривых на рисунке 4 показывает на наличие зависимости эффективной мощности различных типов ГТУ от давления воздуха за осевым компрессором. Показано, что
при возрастании эффективной мощности давление воздуха за ОК также возрастает.
Отметим, что установка ГТ-700-5, при наименьшей эффективной мощности в 3500 кВт,
имеет наименьшее давления воздуха за осевым компрессором в 0,1 МПа, а ГТК-25И, при
наибольшей эффективной мощности в 26000 кВт, имеет наибольшее давление воздуха за
осевым компрессором в 1,1 МПа.
№ 5, 2011
Нефть и газ
69
30000
Nгту_е,кВт
25000
6
20000
15000
7
8
9
т
5
3 4
1 2
10000
5000
0
0,13
0,18
0,22
0,26
0,29
0,32
0,34
0,37
0,39
Р4, МПа
1 - ГТ-700-5 2 - ГТ-6-750
6 - ГТН-16
7 - ГПА-Ц-16
3 - ГТ-750-6
8 - ГТН-25
4 - ГТК-10-4
9 - ГТК-25И
5 - ГТК-16
Рис. 4. Зависимость эффективной мощности различных типов ГТУ от давления
воздуха за осевым компрессором
Оперативность и достаточная степень точности, особенно при проведении расчетов изменения мощности с применением одной и той же методики, позволяет считать ее вполне
приемлемой для оценки эффективной мощности ГТУ в процессе эксплуатации для всего
парка эксплуатируемых отечественных ГПА.
Зависимость коэффициента загрузки от эффективной мощности различных типов ГТУ
приведена на рис. 5.
1
0,9
0,7
9
8
2
3
р
Kзагр
0,8
7
0,6
1
0,5
4
5
6
0,4
3178,45866
4967,66775
7387,27959
9929,74331
11710,3765
13535,6438
Nгту_е, кВт
1 - ГТ-700-5 2 - ГТ-6-750
6 - ГТН-16
7 - ГПА-Ц-16
3 - ГТ-750-6
8 - ГТН-25
4 - ГТК-10-4
9 - ГТК-25И
5 - ГТК-16
Рис. 5. Зависимость коэффициента загрузки ГТУ от эффективной
мощности различных типов ГТУ
В
условиях
увеличения
загрузки
агрегата,
мощность
увеличивается
(см. рис. 5). Повышение мощности связано с надежностью агрегата. При средней эффективной мощности ГПА в 12500 кВт наибольший коэффициент загрузки в 0,9 имеет установка
ГТК-25И, а наименьший 0,42 - ГПА-Ц-16.
Установление норм расхода топливного газа на нужды следует считать одной из важнейших задач оптимизации трубопроводного транспорта. Зависимости удельного расхода
топливного газа от эффективной мощности различных типов ГТУ приведены на рис. 6.
70
Нефть и газ
№ 5, 2011
0,9
0,7
0,6
м3/кВт*ч
qтг, м3/кВт*ч
0,8
0,5
0,4
2
5
4
3
1
0,3
7
6
0,2
9
8
0,1
0
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
Nгту_е, кВт
1 - ГТ-700-5 2 - ГТ-6-750
6 - ГТН-16
7 - ГПА-Ц-16
3 - ГТ-750-6
8 - ГТН-25
4 - ГТК-10-4
9 - ГТК-25И
5 - ГТК-16
Рис. 6. Зависимость удельного расхода топливного газа от эффективной мощности
различных типов ГТУ
Чем больше эффективная мощность, тем меньше удельный расход топливного газа
(см. рис. 6). При средней эффективной мощности ГПА в 12500 кВт наименьший удельный
расход топливного газа в 0,15 м3/(кВт ч) имеет установка ГТ – 700 – 5, а наибольший удельный расход топливного газа в 0,5 м3/(кВт ч), при той же мощности, имеет установка 9- ГТК25И.
Вывод
При возрастании эффективной мощности, давление воздуха за ОК также возрастает, причем ГТУ, имеющая наименьшую эффективную мощность, имеет наименьшее давление воздуха за осевым компрессором. При наибольшей эффективной мощности установка имеет
наибольшее давление воздуха. Установлено, что при средней эффективной мощности ГПА
(12500 кВт) наибольший коэффициент загрузки имеет установка ГТК-25И, а наименьший —
ГПА-Ц-16, при средней эффективной мощности ГПА наименьший удельный расход топлива
газа имеет установка ГТ-700-5, а наибольший расход — ГТК-25И.
Список литературы
1. Никонова И. А., Шепель В. Т. Технико - экономическая эффективность авиационных ГТД в эксплуатации. – М.: Машиностроение, 1987. – 200 с.
2. Иванов В. А., Яковлев Е.И. и др. Повышение эффективности работы трубопроводных магистралей. – М.: ВНИИОЭНГ, 1993. – 320 с.
3. Яковлев Е. И., Иванов В.А., Крылов Г.В. Системный анализ газотранспортных магистралей Западной Сибири. – Новосибирск: Наука. Сиб. отделение, 1989. – 301 с.
Сведения об авторах
Чичугин Василий Анатольевич, ОАО Трест Нефтегазвзрывпромстрой, Республика Башкортостан, Уфа, e-mail: chichugin-va@yandex.ru
Носков Сергей Владимирович, Тюменский государственный нефтегазовый университет,
г.Тюмень,e-mail: noskov-sv@yandex.ru.
Chichuguin V. A., OJSC «Trust Neftegasvzryvpromstroy», Republic of Bashkorstan, Ufa, e-mail:
chichugin-va@yandex.ru
Noskov S. V. Tyumen State Oil and Gas University, Tyumen, e-mail: noskov-sv@yandex.ru.
__________________________________________________________________________________________
№ 5, 2011
Нефть и газ
71
УДК 622.692
АНАЛИЗ ПРОСТРАНСТВЕННЫХ ПЕРЕМЕЩЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ С ОПРЕДЕЛЕНИЕМ ГРАНИЧНЫХ ЗОН
ANALYSIS OF GAS PIPELINE SPATIAL DISPLACEMENTS WITH ASSESSMENT
OF BOUNDARY ZONES
С. Я. Кушнир, М. Ю. Карнаухов, С. А. Пульников, Ю. С. Сысоев
S. Ya. Kushnir, M. Yu. Karnaukhov, S. A. Pulnikov, Yu. S. Sysoev
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень ,
ООО «Газпром трансгаз Сургут», г.Сургут
Ключевые слова: магистральный газопровод, пространственные перемещения,
температурное расширение
Key words: trunk gas pipeline, spatial displacements, thermal expansion
Подземные магистральные газопроводы, прокладываемые в инженерно-геологических
условиях Западной Сибири, подвержены значительным пространственным перемещениям и
находятся в сложном силовом взаимодействии с окружающими их грунтами.
По данным ООО «Газпром трансгаз Сургут» [1], эксплуатирующего магистральный газопровод Уренгой-Сургут-Челябинск, значительная протяженность трубопровода (10%)
имеет участки с непроектным положением в виде их оголения, всплытия, образования
арочных выбросов. В большинстве случаев вывода участков трубопровода на капитальный
ремонт приходится сталкиваться именно с непроектным положением.
В настоящее время не существует достоверных силовых схем взаимодействия подземного газопровода со слабыми грунтами, которые бы гарантировали устойчивость трубопровода в проектном положении на весь срок его эксплуатации.
Актуальность проблемы обусловлена: значительным количеством, разнообразием и
суммарной протяженностью таких участков; высокой стоимостью и технологической сложностью производства работ по восстановлению проектного положения участков аркообразования; отсутствием эффективных методов прогнозирования пространственных перемещений.
Анализ нормативной документации, регламентирующей способы восстановления проектного положения подземных трубопроводов, а также планов производства работ по ремонту участков аркообразований за 1996-2010 гг. показал, что решение о границах восстанавливаемого участка основывается на результатах геодезических изысканий, которые
устанавливают фактические геометрические параметры оголенных участков. Как правило,
границы ремонтно-восстановительных работ совпадают с границами непроектного положения. Опыт эксплуатации свидетельствует о несовершенстве существующих подходов.
Большинство восстановленных участков бывших аркообразований продолжают трансформироваться, что сопровождается увеличением изгибных напряжений в стенке трубы и приводит к потере общей и местной устойчивости.
На основе экспериментальных данных, полученных в процессе обработки более семидесяти существующих участков в непроектном положении, авторами сделана попытка определить их граничные зоны. В исследовании рассматривались аркообразования с одной полуволной, как самые распространенные, протяженностью от 50 до 250 м и со стрелой прогиба до 5 м от проектных отметок.
Для определения более точных геометрических параметров линия изгиба каждой арки
описана колоколообразными функциями, предложенными авторами, которые более точно
передают геометрию аркообразования по сравнению с использовавшейся в более ранних
работах [2–5] синусоидальной функцией. С помощью предложенных функций произведена
обработка данных геометрии арок и получена графическая зависимость между параметрами
оголенного участка (отношение стрелы прогиба к длине оголенного участка) и удлинения
газопровода при температурном расширении металла трубы.
Компенсация возникающих продольных усилий в газопроводе при аркообразовании в
результате удлинения происходит не только на участке изменения высотного положения, но
и на участке, к нему прилегающему. Для определения полной длины трубопровода, участвующей в процессе аркообразования и граничных зон, требуется методика, позволяющая
учитывать грунтовые условия, эксплуатационный режим и климатические условия.
72
Нефть и газ
№ 5, 2011
Для этого с помощью синусоидальной функции [6–10]:
y  f sin
x
L
,
(1)
где L — длина оголенного участка; f — стрела прогиба.
А также с помощью предложенных авторами двух вариантов колоколообразных кривых, стремящихся на бесконечности к нулю:
y
f
1 tk
y  fet
и
k
,
(2)
| x  x0 |
где t 
, производится аппроксимация линии изгиба трубопровода.
a
Степень k позволяет регулировать остроту максимального значения, величина x0 — центрирует кривую, величина a нормирует исходные данные, f отвечает за величину максимума.
Синусоидальная функция (1) является более простой в использовании, но и c самой высокой степенью погрешности среди рассматриваемых. Удобство заключается в том, что
коэффициенты, входящие в функцию, являются постоянными для любой конфигурации
арки и для расчета удлинения ΔL достаточно знать только стрелу прогиба f и длину оголенного участка L.
Предложенные колоколообразные функции (2) достаточно точно описывают линию изгиба трубопровода при аркообразовании, особенно «загнутые» примыкающие к нему участки. Пример аппроксимации линии изгиба с помощью функций (2) приведен на рис. 1.
Для определения удлинения ΔL необходимо в каждом отдельном случае вычислять необходимые коэффициенты, входящие в функцию, поэтому для решения поставленной задачи разработана компьютерная программа, с помощью которой произведены необходимые
вычисления на основе данных по существующим аркам.
Алгоритм программы по выявлению наилучшего значения набора параметров для данного набора экспериментальных точек основан на выявлении наименьшего значения квадрата модуля отклонения, рассчитанного по предложенным авторами зависимостям (2), из
эксперимента на основе перебора значений x0, a, k, f в некотором интервале значений.
7,5
y, ñì
7
7
6,5
6,5
6
5,5
5,5
5
5
4,5
4,5
4
4
y, cм.
y, cм.
y, ñì
6
3,5
3
3,5
3
2,5
2,5
2
2
1,5
1,5
1
1
0,5
0,5
0
x, ì
-0,5
0
x, ì
-0,5
0
20
40
60
80
100
120
-20
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
x,m.
x,m.
а)
б)
Рис. 1. Пример аппроксимация линии изгиба трубопровода по известным
координатам его геометрии с использованием колоколообразных функций:
f
t k
(а) y 
;
(б).
y

fe
k
1 t
Результаты проведенной работы представлены в виде графических зависимостей между
отношением стрелы прогиба к длине арки f/L от удлинения всего рассматриваемого участка
ΔL. Зависимость, полученная с помощью обработки данных по синусоидальной функции,
представлена на рис. 2. График зависимости f/L от ΔL (см. рис. 1) основан на данных существующих аркобразований и может быть использован для определения удлинения трубопровода по уравнению синусоидальной функции, основываясь только на известном значении стрелы прогиба и длины оголенного участка.
№ 5, 2011
Нефть и газ
73
0,60
L, ì
0,50
0,40
0,30
0,20
0,10
0,00
0,000
0,005
0,010
L,0,020
ì
0,015
0,025
0,030
f
L0,040
0,035
-0,10
Рис. 2. График зависимости отношения стрелы прогиба к длине арки от удлинения
трубопровода с помощью синусоидальной функции
Данный вид зависимости имеет заранее известную погрешность в виде неспособности
функции синуса точно описать точки примыкания линии изгиба к прямолинейным участкам. Концы линии изгиба не «загнуты» вверх и не стремятся к прямой линии.
Результат обработки удлинения арки ΔL в зависимости от выбранной относительной
переменной f/L для функции y  fe
t k
представлен на рис. 3; для y 
L, ì
0,4
0,4
1 t
k — на рис. 4.
LL,,ìì
0,3
0,2
DL,m.
DL,m.
DL,m.
0,3
f
0,2
0,2
0,1
0,1
0,1
f
L
0
-0,003
0
0,003
0,005
0,008
0,011
0,014
0,016
0,019
0,022
0,025
f
L
0
-0,003
0,027
0
0,003
0,005
0,008
0,01
0,011
0,013
0,014
0,016
0,018
0,019
0,021
0,022
0,023
0,025
0,026
0,027
f/L
f/L
а)
б)
y=0*x^0+0,715*x^1+222,081*x^2
y=-0,002*x^0+3,044*x^1-184,398*x^2+16533,678*x^3
y=+0*x^0+0,589*x^1+331,522*x^2
y=-0,003*x^0+4,594*x^1-369,475*x^2+28543,567*x^3
Рис. 3. Зависимость показателя степени ΔL от величины f/L функции y  fe
а) полином имеет вторую степень; б) полином имеет третью степень
L, ì
t k
:
L, ì
0,2
DL,m.
DL,m.
0,2
0,1
0,1
f
L
0
-0,003
0
0,003
0,005
0,008
0,01
0,013
0,016
0,018
0,021
0,023
0,026
f
L
0
-0,003
0
f/L
0,003
0,005
0,008
0,01
0,013
0,016
0,018
0,021
0,023
0,026
f/L
а)
y=0*x^0+0,715*x^1+222,081*x^2
y=-0,002*x^0+3,044*x^1-184,398*x^2+16533,678*x^3
б)
y=0*x^0+0,715*x^1+222,081*x^2
Рис. 4. Зависимость показателя степени ΔL от величины f/L функции y 
f
1 t
k :
а) полином имеет вторую степень; б) полином имеет третью степень
Предложенный авторами подход (см. рис. 3, 4) позволяет более точно описать характер
пространственного положения арки и исходный экспериментальный материал.
Для определения удлинения достаточно знать значения f, L и по их безразмерной
комбинации, рассчитать удлинение. Предлагаемая авторами методика определения граничных зон участка аркообразования подземного газопровода по известным начальным геометрическим и эксплуатационным данным отражена на рис. 5.
74
Нефть и газ
№ 5, 2011
0,80
L, ì
0,70
5
4
3
2
1
0,60
0,50
0,40
0,30
0,20
Lï î ëí
,ì
2
0,10
0,00
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Рис. 5. Зависимость удлинения участка трубопровода от его длины с учетом
эксплуатационных параметров и грунтового фактора:
1— при Δt=5, 2 — при Δt=10, 3 — при Δt=15, 4 — при Δt=20,5 — при Δt=25
График зависимости (см. рис. 5) позволяет определить граничные зоны пространственных перемещений газопровода по найденному значению удлинения вследствие температурного расширения металла трубы. При этом учитывается вид грунта, в котором находится
исследуемый участок и эксплуатационные характеристики газопровода в рассматриваемый
период его эксплуатации.
Список литературы
1. Иванов И. А., Кушнир С. Я. Магистральные трубопроводы в районах глубокого сезонного промерзания пучинистых грунтов. – СПб: Недра, 2010. – 174 с.
2. Вагнер В. В., Кушнир С. Я., Пульников С. А. Распределение стрелы прогиба арочного выброса по длине подземного газопровода. //Известия вузов. Нефть и газ. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2008г, №4 – С.101-104.
3. Бородавкин П. П., Березин В. Л. Сооружение магистральных трубопроводов. – М., Недра, 1977. – С.106-117.
4. Айбиндер А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: Справочное пособие. – М., Недра,1991. – С.190–208.
5. Бородавкин П. П. Синюков А.М. Прочность магистральных трубопроводов. – М., Недра, 1984. – 245 с.
6. Эксплуатация магистральных газопроводов: Учебное пособие./Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2002. – 528с.
7. Вагнер В. В., Кушнир С. Я., Пульников С. А. Развитие арочных выбросов подземных магистральных газопроводов при переменной обводненности грунтов. – СПб: ООО Недра, 2010. -226с.
8. Вагнер В. В., Горковенко А. И. Механизм формирования арочного выброса подземного трубопровода в период
паводковых явлений // Механизм формирования. – 2008. - №8. – С. 72-75.
9. Горковенко А. И. Высотное положение вертикальной арки, находящейся под воздействием гидростатических
сил выталкивания // Известия вузов. «Нефть и газ». – Тюмень: ТюмГНГУ, 2006г, № 2 – С.55-58.
10. Горковенко А. И. Динамика роста арок с одной или двумя полуволнами // Известия вузов. Нефть и газ. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2006г. - №3. – С. 67-71
Сведения об авторах
Кушнир Семен Яковлевич, д.т. н., профессор кафедры «Транспортные и технологические системы», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 20-50-28, e-mail:
72mg@mail.ru
Карнаухов Михаил Юрьевич, начальник ЛПУООО «Газпром трансгаз Сургут», г.Сургут, тел.:
(3462) 751-071
Пульников Сергей Александрович, к. т. н., доцент кафедры «Транспортные и технологические системы», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 20-50-28, e-mail:
72mg@mail.ru
Сысоев Юрий Сергеевич, заведующий лабораторией МГ, Кафедра «Транспортные и технологические системы», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 20-50-28,
e-mail: 72mg@mail.ru
Kushnir S.Ya., Doctor of Technical Sciences, professor of the chair «Transport and engineering systems»,
Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452) 20-50-28, e-mail: 72mg@mail.r
Karnaukhov M. Yu., Head of LPU «Gasprom transgas Surgut, Ltd.», Surgut, phone: (3462) 751-071,
Pulnikov S. A., Candidate of Technical Sciences, associate professor of the chair «Transport and engineering systems» , Tyumen State Oil and Gas University, phone: 3452) 20-50-28, e-mail: 72mg@mail.ru
Sysoev Yu. S., Head of Laboratory MG, the chair «Transport and engineering systems», Tyumen State Oil
and Gas University, phone: (3452) 20-50-28, e-mail: 72mg@mail.ru
_________________________________________________________________________________________
№ 5, 2011
Нефть и газ
75
УДК 620.193:621.642.3
РАСЧЕТ ФУНДАМЕНТНОГО КОЛЬЦА РЕЗЕРВУАРА С ДЕФЕКТАМИ
CALCULATION OF THE STEEL RESERVOIR FOUNDATION RING WITH DEFECTS
П. Ф. Сильницкий, М. А. Тарасенко, А. А. Тарасенко
P. F. Silnitsky, M. A. Tarasenko, A. A. Тarasenko
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень,
Ключевые слова: РВС, фундаментное кольцо, дефект, модель
Key words: RVS, foundation ring, defect, model
При сооружении новых резервуарных парков, а так же при ремонте или реконструкции
длительно эксплуатируемых резервуаров возникает потребность в расчете прочности фундаментного кольца. Задача существенно усложняется при наличии многочисленных дефектов металлоконструкций и самого фундамента. В существующих норамтивно-технических
документах решение задачи в подобной постановке не приводится, однако, без подтверждающих расчетов положительное решение Главгосэкспертизы на проект не выдается. Совершенно очевидно, что расчеты для каждого резервуара будут оригинальными, с уникальным сочетанием возмущений напряженно-деформированного состояния (НДС), вызванным
различными дефектами конструкции. После корректного составления расчетной схемы
задача сводится к определению эквивалентного сечения армирующих стержней фундаментного кольца. Предлагается решение задачи численными методами с использованием программного комплекса «Structure CAD».
В случае выявления дефектов, на этапе диагностирования необходима оценка их влияния на напряженно-деформированное состояние резервуара. Одна из методик оценки уровня НДС резервуаров приводится в [1].
Обоснование возможности дальнейшей эксплуатации фундаментов предусматривает
проверку деформаций основания и оценку прочности конструкций фундамента. Проверка
деформаций основания осуществляется по данным инженерно-геологических изысканий,
учитывая геологическое строение грунтового массива, вовлеченного в работу. Результатом
оценки деформаций основания является определение абсолютной осадки и кренов фундамента, а также величины глубины сжимаемой толщи. В этом случае расчёт выполняется в
соответствии с [2,3]. Проверочный расчёт на прочность конструкции фундамента выполняется с учётом результатов его обследования, где определены тип, расположение и диаметр
рабочей арматуры, класс бетона и существующие дефекты. Методики расчёта прочности
фундамента, представленные в [4, 5, 6], применимы только в случае осесимметричного
нагружения, в отсутствие дефектов фундамента, однако, требования Главгосэкспертизы
предусматривают в расчёте учёт всех дефектов и особенностей конструкции фундамента,
что накладывает ограничения на применение данных методик. Реализация указанных выше
требований может осуществляться с применением конечно-элементных моделей, позволяющих учитывать все конструктивные особенности и дефекты фундамента [7].
Для решения поставленной задачи авторами разработана конечно-элементная модель
фундаментного кольца РВС(П,ПК)-20000, реализованная в системе прочностного анализа и
проектирования конструкций «Structure CAD». Программный комплекс сертифицирован на
соответствие действующим на территории РФ нормативно-техническим документам. Построение модели начинается с введения геометрических характеристик фундамента и элементов резервуара, после чего задаются типы конечных элементов.
Таким образом, методом триангуляции геометрическая модель преобразуется в конечно-элементную (рис. 1).
Рис. 1. Конечно-элементная модель РВС-20000
76
Нефть и газ
№ 5, 2011
Для расчёта необходимо задать следующие входные данные: характеристики грунтового массива, используемого в качестве основания резервуара; прочностные характеристики
бетона фундамента; тип, диаметр и расположение армирующих элементов железобетонного
кольца; максимально возможные для данного резервуара эксплуатационные нагрузки на
фундамент.
Идеальная модель (см. рис. 1) создается для проверки адекватности расчетной схемы,
составленной в соответствии c эксплуатационными нагрузками (рис. 2).
Результаты сравниваются с аналитическими решениями, выполненными в соответствии
с действующими нормативными документами [2,3]. При погрешности между аналитическим и численным результатом в 7% решение продолжается, в противном случае сгущают
сетку конечных элементов.
Рис. 2. Схема приложения эксплуатационных нагрузок к фундаментному кольцу:
1— центральная часть днища; 2 — листы окрайки днища; 3 — листы стенки;
4 — фундаментное кольцо; 5 — арматурные стержни; 6 — проектное положение металлоконструкций; P∑ — суммарная нагрузка от весов стационарного покрытия и оборудования, снегового покрова, и
собственного веса стенки резервуара; Pc,q — гидростатическое давление столба жидкости на стенку
и днище соответственно,с учётом веса понтона или плавающей крыши
Предложенный подход апробирован на эксплуатирующемся РВСП-20000, находящемся
на одной из ЛПДС ОАО «Сибнефтепровод» в Среднем Приобье. Расчёт аналитическими
методами осложнялся наличием ряда дефектов фундаментного кольца, выявленных в ходе
обследования фундамента. Среди них можно выделить: отслоение защитного слоя бетона,
коррозионное повреждение и нарушение целостности стержней арматуры, зазоры между
окрайкой днища и фундаментом. Указанные дефекты учтены в конечно-элементной модели
фундаментного кольца резервуара, смоделировано нагружение резервуара водой, в результате расчета определены требуемые значения эквивалентного сечения армирующих
элементов.
Результаты проверочного расчета требуемого сопротивления грунта основания и прочности железобетонного фундамента резервуара с дефектами геометрической формы и коррозионными повреждениями бетона и армирующих элементов представлены на рис. 3.
Рис. 3. Расчетные показатели требуемого сопротивления грунта основания,
МПа (поз. а) и эквивалентного сечения армирующих стержней фундаментного кольца,
см2/м2: б – нижняя продольная арматура; в – верхняя продольная арматура;
№ 5, 2011
Нефть и газ
77
г – нижняя поперечная арматура; д – верхняя поперечная арматура
Проверка условия прочности заключается в сравнении расчётного и фактического значений сечения арматуры в конструкции по предельным состояниям первой и второй групп:
если при заданных характеристиках бетона расчётное значение площади армирующих элементов фундамента на 1 м2 площади сечения фундамента (см. рис. 3, поз.
б–Д, 0,09-6,05 см2/м2) меньше или равно фактическому (8,4 см2/м2), то прочность фундамента обеспечена. Если фактическое армирование фундамента меньше расчётного, то прочность фундамента при заданном уровне эксплуатационных нагрузок не обеспечивается,
эксплуатация такого фундамента запрещается.
По такому же принципу оценивается возможность эксплуатации фундамента по расчетному сопротивлению грунта на уровне подошвы фундамента: в ходе моделирования загружения фундамента максимально возможными эксплуатационными нагрузками определяется требуемое значение расчетного сопротивления грунта (см. рис. 3, поз. а), равное в данном случае 12,38 МПа, которое не должно превышать значение, определенное в ходе полевых испытаний грунтов, равное в рассматриваемом случае 25,0 МПа. В противном случае
эксплуатация фундамента с заданным уровнем эксплуатационных нагрузок запрещается.
Представленный подход предусматривает возможность учета в созданной модели обнаруженных при обследовании фундамента дефектов, а также изменения эксплуатационных
нагрузок, в том числе и подбор их безопасного уровня для фундамента данного резервуара.
Расчёт по предложенному алгоритму позволяет определить требуемые значения эквивалентного сечения продольной и поперечной арматуры в бетоне, оценить прочностные свойства железобетонного кольца и определить требуемое значение расчётного сопротивления
грунта на уровне подошвы фундамента.
Данный подход может применяться не только в разработке проектов ремонта и реконструкции, но и при проектировании новых резервуаров с кольцевыми фундаментами, для
определения необходимого армирования железобетонного кольца и оптимальных размеров
фундамента в плане.
Список литературы
1. Сильницкий П. Ф., Тарасенко М. А. Использование программных комплексов при проектировании ремонтов резервуаров //Материалы VII научно-технической конференции молодежи ОАО «АК
«Транснефть»: Проблемы трубопроводного транспорта нефти. – Тюмень: Феликс, 2006. – 41-43 С.
2. СП 22.13330.2011 Основания зданий и сооружений. – М.: ОАО «ЦПП», 2011.
3. СП 50-101-2004 Проектирование и устройство оснований и фундаментов зданий и сооружений. –
М.: Официальное издание, 2004.
4. СНИП 2.03.01-84* Бетонные и железобетонные конструкции. – М.: Издательство стандартов,
1989.
5. СП 52-101-2003 Бетонные и железобетонные конструкции без предварительного напряжения арматуры. – М.: Официальное издание, 2003.
6. Тарасенко А. А. Методы ремонта элементов конструкций стальных вертикальных цилиндрических резервуаров после длительной эксплуатации. Ведомственная инструкция / АООТ
«Сибнефтепровод». – Тюмень, - 1997.
7. Коновалов П. А., Мангушев Р. А., Сотников С. Н., Землянский А. А., Тарасенко А. А. Фундаменты стальных резервуаров и деформации их оснований / Научное издание. - М.: Издательство Ассоциации строительных вузов, 2009. – 336 с.
Сведения об авторах
Сильницкий Павел Федорович, аспирант, кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 41-70-25
Тарасенко Михаил Александрович, аспирант, кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов»,
Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 41-70-25
Тарасенко Александр Алексеевич, д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Детали машин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 20-07-90
Silnitsky P. F., postgraduate student of the chair «Transport of hydrocarbon recourses», Tyumen State
Oil and Gas University, phone: (3452) 41-70-25
Tarasenko M. A., postgraduate student of the chair «Transport of hydrocarbon recourses», Tyumen State
Oil and Gas University, phone: (3452) 41-70-25
Tarasenko A. A., Doctor of Technical Sciences, head of the chair «Machine elements», Tyumen State Oil
and Gas University, phone: (3452) 20-07-90
_____________________________________________________________________________________
78
Нефть и газ
№ 5, 2011
№ 5, 2011
Нефть и газ
79
Химия и технология переработки
нефти и газа
УДК 547.9:547.458.88:622.24.06
ХИМИЗМ СТАБИЛИЗАЦИИ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПЕКТИНОМ
CHEMISM OF DRILLING MUD PROPERTIES STABILIZATION BY PECTIN
Б.Токтосунова
B. Toktosunova
Институт горного дела и горных технологий им.акад. У. Асаналиева, Кыргызский государственный технический университет им. И. Раззакова, г. Бишкек, Кыргызтан
Ключевые слова: стабилизация, буровой раствор, агрегативно-кинетическая устойчивость, пектин, адсорбционная оболочка, соотношение компонентов
Key words: stabilization, drilling mud, aggregative-kinetic stability, pectin, adsorptive shell,
components ratio
Стабилизация буровых растворов с пектиновыми веществами осуществлена при оптимальном соотношении компонентов вода:глина:пектин соответственно 100:6:1, где водоотдача (см3/за 30 мин) достигает до минимального значения 5,5, при показателях: вязкость,
сП = 16; плотность, г/см3 = 1,045 при рН 8,3; СНС, мгс/см2 = 20/26. При таком соотношении
компонентов полученный буровой раствор агрегативно-кинетически устойчив.
Стабилизация свойств буровых растворов происходит из-за химического взаимодействия между стабилизирующим реагентом и основным компонентом бурового раствора —
глинистым минералом в результате образования вокруг коллоидной частицы адсорбционной оболочки из гидрофильного коллоида и создания достаточно высокого
ξ дзета-потенциала.
Вышеизложенные предположения подтверждаются инструментальными методами анализа, то есть ИК-спектроскопическим методом.
Рассмотрены характеристические полосы поглощения ИК-спектров пробы «А» (комплекс глина + пектин), образцов «П» (пектин) и «ГЛ» (глина) [1, 2].
В пробе «П» v (ОН) – интенсивная широкая полоса с максимумом находится в районе
3480 см-1, по сравнению с частотой свободной гидроксильной группы v (ОН) смещена в
низкочастотную область (рис.1).
Рис. 1. ИК — спектр пектина (GMT-0,5: 00; KBr)
80
Нефть и газ
№ 5, 2011
В глинистых минералах «ГЛ» колебания v (ОН)–групп проявляются при более высоких
частотах 3696-3653 см-1, что свидетельствует об образовании слабых водородных связей
(рис. 2).
Рис. 2. ИК — спектр глины (GMT-0,5: 00; KBr)
В пробе «А» полоса поглощения v (ОН) проявляется в области 3696-3619 см-1 (рис. 3),
то есть при более высоких частотах, чем в спектре «П», но более низких частотах, чем у
пробы «ГЛ».
Рис. 3. ИК — спектр комплекса глина + пектин (GMT-0,5: 00; KBr)
Симметричные и асимметричные колебания v (Н2О) для образца «А» расположены на
спектре поглощения в области 3417 см-1, что близко по значениям этих полос для пробы
«П». Такие изменения положения полос поглощения v (ОН) и v (Н2О) могут быть объяснены участием гидроксилов в системе водородных связей.
Наблюдаемая в образце «П» полоса поглощения с максимумом 2924 см-1, характерна
валентному колебанию  (ОН) в образцах «ГЛ» и «А». В ИК – спектре образца «П» проявляется полоса поглощения с максимумом у 1745 см-1, соответствующая валентным колебаниям карбонилов сложноэфирных  (С=О)Е групп (см. рис.1–3). В образце «ГЛ» в этой области наблюдается полоса 1631 см-1, характерная деформационным колебаниям
ОН — группы молекулы воды. В образце «А» эта полоса поглощения не проявляется.
№ 5, 2011
Нефть и газ
81
Интенсивные as (СОО– ) и s (СОО– ) полосы колебаний ионизированного карбоксила
соответственно в областях 1619 и 1442 см-1 характерны для проб «П». На полосу поглощения 1442 см-1 может накладываться полоса, связанная с деформационными колебаниями 
(СН3)Е сложноэфирных групп.
В глинистых образцах «ГЛ» и «А» в этой области располагаются колебания  (С-О)
карбонатов и деформационные колебания воды  (Н2О). Смещение полосы в области
1426 см-1 от 1619 до 1442 см-1 можно расценить к образованием водородных связей. Симметричные колебания s (СОО– ), наблюдаемые у 1442 см-1 в спектре образца «П» в пробах
«ГЛ» и «А», не проявляются.
Наблюдаемая в спектре пробы «П» полоса 1390 см-1, связанная с колебаниями s (СН3)Е
и ,  (С – ОН)А, и полоса поглощения 1390 см-1 в спектре пробы «ГЛ», характерная колебаниям  (Si – ОН), образуют сложную полосу поглощения с максимумом 1395 см-1 в спектре
образца «А».
Стабильная частота колебаний  (СН )К = 1330 см-1, наблюдаемая в пробе «П», не меняет своего положения и в пробе «А», в то время как частота деформационных колебаний
гидроксидных групп пиранозных циклов  (ОН)С в образце «А» не проявляется.
В интервале 1000–1200 см-1 располагается группа линий поглощения с максимумами
1095 см-1, 1032 см-1, 1007 см-1 в спектре пробы «П», 1101 см-1, 1032 см-1, 1007 см-1 в спектре
пробы «ГЛ» и 1095 см-1, 1032 см-1, 1007 см-1 в спектре пробы «А».
В пектиновых веществах «П» эти полосы поглощения связаны с колебаниями  (С–О–С)
и две полосы с колебаниями  (С-С)(С-О)К пиранозных колец, а в глинах «ГЛ» — первая
полоса связана с деформационными колебаниями  (Si–ОН), а две вторые полосы — с
асимметричными колебаниями  as (Si–O–Si). Изменение частоты колебаний первых полос,
по-видимому, может свидетельствовать об образовании слабых водородных связей фрагментов пектина и глины. Полосы поглощения 1032 см-1 и 1007 см-1, наблюдаемые в образцах «П» и «ГЛ», видимо, дают сложную полосу в спектре «А».
Полоса поглощения 920 см-1 в спектре «П» связана с деформационными внеплоскостными колебаниями спиртовой группы  (ОН)С, а в спектре пробы «ГЛ» – с валентными колебаниями  (Si – O). В спектре «А» эти полосы не наблюдаются. Сложноэфирная группа в
(ОСН3) даёт полосу поглощения 900 см-1 в спектре «П». В этой же области наблюдается
полоса 912 см-1 в спектре «ГЛ», которая характерна валентным колебаниям Si – O.
Деформационные внеплоскостные колебания  (ОН)С спиртовой группы фрагмента «П»
проявляются в области 832 см-1. Этой полосы нет в спектре «А», но появляется полоса
798 см-1, присутствующая и в спектре пробы «ГЛ» и характерная симметричным колебаниям s (Si – O – Si). Валентные симметричные колебания в спектрах «ГЛ» дают две линии с
максимумами 798 и 779 см-1. Эти группы могут образовывать водородные связи с карбоксильной группой  (СООН)А образца «П», дающей полосу поглощения 760 см-1. В образце «А» в этой области наблюдается полоса поглощения 798 см -1.
Крутильные колебания  (Н2О) в спектре «П» дают 690 см-1, а при 700 см -1 в спектре
«ГЛ» наблюдается полоса поглощения деформационных колебаний  (Si – ОН ). Эти полосы, по-видимому, накладываются и проявляются в спектре «А» в области 779 см-1.
Вывод
На основе инструментального метода исследования, стабилизация агрегативнокинетической устойчивости буровых растворов осуществляются в результате образовании
адсорбционной оболочки из высокомолекулярных соединений на поверхности коллоидных
частиц глинистых минералов достаточно большим значением ξ дзета-потенциала.
Список литературы
1. Филиппов М. П. ИК-спектроскопическое определение карбоксильных групп в пектиновых веществах//Журн.аналит.химии. - 1973.-Т.28, №5. – С.1030-1031.
2. Лазарев А. Н. Колебательные спектры и строение силикатов. – Л.:Наука, 1968. – 347 с.
Сведения об авторе
Токтосунова Батма к. х. н., доцент, заведующая кафедрой «Химия и химическая технология»,
Институт горного дела и горных технологий им. академика У. Асаналиева, Кыргызский технический
университет им. И. Раззакова
Toktosunova B., Candidate of Sciences in Chemistry, assistant professor, Head of Department «Chemistry and chemical technology», Mining Institute named after the academician U.Asanaliev, Kyrgyz State Technical University named after I.Razzakov, phone.: 0312 61-31-62, е -mail: b.badirova @gmail.com
82
Нефть и газ
№ 5, 2011
УДК 665.73.038
СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ ЛЁГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ БОЛЬШИХ
ДЫХАНИЯХ НЕФТЯНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
REDUCING LOSS OF LIGHT HYDROCARBONS AT LARGE BREATH OF OIL TANKS
М. М. Фархан, Р. З. Магарил
M. M. Farhan, R. Z. Magaril
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: лёгкие углеводороды, испарение, поверхностно-активные вещества
Key words: light hydrocarbons, evaporation, surfactants
Показана возможность снижения потерь легких углеводородов при больших дыханиях
нефтяных резервуаров применением введения в нефть микроколичеств присадки
CnH2n+1COOK, где n= 9-15.
Исходя из того, что калий значительно более дорогой металл чем натрий, мы провели
исследование влияния на давление насыщенных паров нефти микроколичеств натриевой
соли СЖК.
Приведены данные по влиянию концентрации натриевой соли фракции СЖК на давление насыщенных паров нефти (табл. 1, рис.1).
Таблица 1
Давление насыщенных паров нефти
Концентрация CnH2n+1COO Na, мг/кг
0
5
10
15
20
Давление насыщенных паров нефти, кПа
29,2
25,7
24,7
25,6
26,8
Из полученных данных следует, что микродобавки натриевой соли фракции СЖК существенно отличаются от влияния калиевой соли фракции СЖК.
Минимальное давление насыщенных паров наблюдается при концентрации присадки
10 мг/кг (см. рис.1).
При повышении концентрации присадки выше оптимальной эффективность её добавления снижается.
Рис. 1. Зависимость давления насыщенных паров нефти от концентрации
CnH2n+1COONa
№ 5, 2011
Нефть и газ
83
Проведена серия следующих опытов. В 1-м в нефть вводилось 10 мг/кг присадки. В последующих опытах 90% нижнего столба нефти отводилось, и вводилась свежая нефть.
Давление насыщенных паров существенно снижалось в 6-10 опытах (табл. 2, рис. 2).
Таблица 2
Давление насыщенных паров нефти в зависимости от числа опытов
Число опытов
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Давление насыщенных паров, кПа
29,2
24,7
24,9
24,9
25,1
25,3
25,8
26,0
26,0
26,0
Число опытов
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Давление насыщенных паров, кПа
26,7
26,8
26,9
27,0
27,0
27,3
27,6
28,6
29,1
29.2
Рис. 2. Зависимость давления насыщенных паров нефти в зависимости
от числа опытов
Из приведенных данных видим, что эффективность натриевого ПАВ в 2 раза выше калиевого. Это объясняется следующим. Натриевая соль СЖК значительно менее олеофильна,
чем калиевая, оптимальная концентрация ПАВ на поверхности достигается при значительно меньшей концентрации её в объёме.
Сведения об авторах
Фархан Марван Мохммед, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет
Магарил Ромен Зеликович, профессор, д.т.н., Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 8 (3452) 25-69-49, е -mail: htng@rambler.ru
Farhan M. M., post graduate student, Tyumen State Oil and Gas University
Magaryl R. Z., PhD, professor, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8 (3452)256949, е -mail:
htng@rambler.ru
______________________________________________________________________________
84
Нефть и газ
№ 5, 2011
Машины, оборудование
и обустройство промыслов
УДК 669.71
ВЛИЯНИЕ РЕЖИМОВ ГОМОГЕНИЗАЦИИ НА СТРУКТУРУ И ПЛАСТИЧЕСКИЕ
СВОЙСТВА СЛИТКОВ ИЗ СПЛАВА СИСТЕМЫ AL-ZN-MG-CU –ZR
EFFECT OF HOMOGENIZATION ON THE STRUCTURE AND PLASTIC PROPERTIES
OF BARS OF ALLOYS AL-ZN-MG-CU-ZR
В. М. Замятин, О. П. Московских, С. В. Грачев, М. А. Гриненко, Н. М. Дорошенко
V. M. Zamyatin, O. P. Moskovskikh, S. V. Grachev, M. A. Grinenko, N. M. Doroshenko
Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б. Н. Ельцина,
г. Екатеринбург
Ключевые слова: сплав, алюминий, дисперсоид, пересыщение, легкоплавкая эвтектика, цирконий,
упрочнение, гомогенизация, отжиг, гетерогенезация
Key words: alloy, aluminum, dispersoid, supersaturation, fusible eutectic zirconium, hardening,
homogenizing, annealing, geterogenezatsiya
Одна из важнейших задач процесса гомогенизации слитков из сплава системы
Al-Zn-Mg-Cu -Zr заключается в растворении неравновесной эвтектики, сформировавшейся
при кристаллизации, уменьшении степени дендритной ликвации и выделении дисперсоида
Al3Zr из пересыщенного по цирконию твердого раствора на основе алюминия.
Растворение неравновесной эвтектики существенно повышает технологическую пластичность слитков, то есть их способность к последующей деформации без разрушения.
Указанные процессы оказывают значительное влияние на формирование структуры, механических, коррозионных и конструкционных свойств деформированных полуфабрикатов.
В связи с этим выбор рационального режима гомогенизации слитков представляет актуальную задачу.
В данной работе исследовали влияние одноступенчатых и двухступенчатых режимов
гомогенизации образцов. Вырезанных из отожженного (380–420°С, 2 ч) плоского слитка
поперечным сечением 400 х 1630 мм сплава 7050 системы Al-Zn-Mg-Cu -Zr. Химический
состав сплава (в мас.%): 6,2 Zn; 2,3 Mg; 2,3 Cu; 0,10 Zr; 0,05 Ti; 0,08 Fe; 0,03 Si; 0,02 Mn;
остальное Al. Содержание водорода в слитке 0,012 см3/100 г.
Для определения температуры равновесного солидуса сплава 7050 провели дифференциально-термический анализ образца от отожженного слитка. Полученная термограмма в
режиме нагревания приведена на рисунке.
Рисунок. Термограмма сплава 7050 при нагреве со скоростью 14 0С/мин
(образец из отожженного (380 – 4200С, 2 ч) слитка сечением 400·1630 мм
№ 5, 2011
Нефть и газ
85
Она характеризуется наличием двух эндотермических пиков. Резкое уменьшение скорости нагревания сплава в интервале температур 474–477°С (первый пик) обусловлено плавлением неравновесной эвтектики αAl+Mg(Zn,Cu)2+Al2CuMg. Последующее снижение скорости нагревания сплава в температурном интервале 481–490°С (второй пик) вызвано, преимущественно, плавлением эвтектики αAl + Al2CuMg. Исходя из полученных данных, выбрали режимы одно- и двухступенчатой гомогенизации образцов в лабораторных условиях
(таблица).
Режимы гомогенизации образцов из отожженного (380–420 °С, 2 ч) слитка сечением
400 х 1630 мм сплава 7050 и значения пластических свойств гомогенизированных
образцов при температуре испытания 400 °С
Пластические свойства при 400 °С
Пор. ном.
Температуры нагрева,
°С — продолжительность выдержки, ч
δ, %
Ψ,%
1
450 -12
85
99,1
2
50 - 24
77,9
99,2
3
460 -12
73,3
99
4
460 - 24
74,1
99
5
470 -12
82,7
99,1
6
470 - 24
76
99
7
475 -12
81,4
99,4
8
475 - 24
86,5
99,2
9
475 - 36
79,7
99,1
10
480 - 12
82,3
99
11
480 - 24
84,5
99,1
12
480 - 36
82
99,1
13
460 -22 + 480 - 3
69,5
99
14
460 - 22 + 480 - 6
70,9
99,1
15
460 -24 + 480 - 12
65,2
99,1
16
460 - 24 + 490 - 12
62
98,5
17
475 - 24 + 485 - 12
58,5
96,5
Образцы гомогенизированы в лабораторной печи сопротивления с погрешностью измерения температуры ±2°С.
Нагрев и охлаждение образцов проводили со скоростью 25–30°С / ч. Пластические
свойства образца гомогенизированного по различным режимам определяли при 400°С, так
как при этой температуре осуществляется горячая деформация слитка. Образцы гомогенизированные одноступенчато при температуре 450–470°С в течение 12–24 ч (таблица), характеризуются высокими значениями относительного сужения ( Ψ = 99,0 – 99,2 %) и относительного удлинения (δ = 73,3–82,7).
Повышение температуры одноступенчатой гомогенизации образцов до 475°С, то есть
выше точки плавления неравновесной эвтектики слабо влияет на значения их свойств, которые находятся в интервалах: Ψ = (99,0–99,4 )%, δ = (79,7–86,5 )%. Дальнейшие повышения температуры гомогенизации до 480°С сопровождаются получением следующих значений свойств образцов: Ψ = (99,0–99,1)%, δ = (82,0–84,5) %.
86
Нефть и газ
№ 5, 2011
Применение двухступенчатых режимов гомогенизации образцов вызывает снижение их
относительного удлинения: на 5–10% режимы №13–№15, на 14–18% режимы № 16–№17
(см. таблицу).
Исследования микроструктуры образцов в отожженном и гомогенизированном состояниях показали следующее: в отожженном состоянии (380–420°С, 2 ч) по границам дендритных ячеек расположены прослойки неравновесной эвтектики переменной толщины
(2–25 мкм) образующие сетку, при этом в стыках зерен толщина прослоек достигает
40–60 мкм. Неравновесная эвтектика имеет тонкое дисперсное строение.
Гомогенизация образца по режиму 450°С, 12 ч обеспечивает частичное растворение
неравновесной эвтектики, в следствие диффузии атомов цинка в зерно алюминиевой матрицы эвтектика превращается в цепочки S-фазы (Al2CuMg). Повышение температуры одноступенчатой гомогенизации образцов приводит к аналогичным изменениям в их микроструктуре. По мере дальнейшего увеличения температуры от 470 до 480°С наблюдается
постепенное растворение S — фазы, однако, в микроструктуре появляются поры, объемная
доля которых возрастает при повышении температуры гомогенизации. Этот эффект проявляется и в случае всех двухступенчатых режимов гомогенизации.
Выводы
 Одноступенчатые режимы гомогенизации образцов из отожженного слитка сплава
7050, предусматривающие изменение температуры в интервале 450–460°С
при
продолжительности выдержек 12 и 24 ч вызывают превращение неравновесной эвтектики
αAl + Mg(Zn,Cu)2 + Al2CuMg в двойную эвтектику αAl + Al2CuMg вследствие диффузии
цинка из неравновесной эвтектики в зерна α твердого раствора , при этом пластические
свойства образцов при температуре 400°С почти не зависят от указанных параметров
гомогенизации.
 Повышение температуры одноступенчатой гомогенизации от 475°С — до 480 °С
при продолжительности выдержек 12 и 24 ч, а также применение различных режимов
двухступенчатой высокотемпературной гомогенизации из отожженного слитка сплава 7050
способствует растворению фазы Al2CuMg в алюминиевой матрице, однако в этих случаях в
структуре образцов образуются микропоры. Двухступенчатые режимы гомогенизации
образцов вызывают некоторое понижение их пластических свойств при температуре
горячей деформации 400 °С .
Сведения об авторах
Замятин Виктор Михайлович, д.т.н., профессор кафедры физики, Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина, г. Екатеринбург, тел.: (343)3754456,
е-mail: Zamyatin.av@gmail.com
Московских Ольга Петровна, к.т.н., доцент кафедры физики, Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина, г. Екатеринбург, тел.: (343)3754456.
Грачев Сергей Владимирович, д.т.н., профессор, Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина, г. Екатеринбург, тел.: (343)3754456
Гриненко Мария Александровна, аспирантка, Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина, г. Екатеринбург, тел.: (343)3754456
Дорошенко Надежда Михайловна, к. т. н., ведущий инженер КУМЗ (Каменск-Уральский металлургический завод)
Zamyatin V. M. PhD, professor, Department of Physics, Ural Federal University named after B. N. Eltsin,
first President of Russia, phone: (343)3754456, е-mail: Zamyatin.av@gmail.com
Moskovskikh O. P., Candidate of Technical Sciences, associate professor, Department of Physics, Ural
Federal University named after B.N. Eltsin, first President of Russia, Yekaterinburg, phone: (343)3754456
Grachev S. V., PhD, professor, Ural Federal University named after B. N. Eltsin, first President of Russia,
Yekaterinburg, phone: (343)3754456
Grinenko M. A., postgraduate student, Ural Federal University named after B.N. Eltsin, first President of
Russia, Yekaterinburg, phone: (343)3754456
Doroshenko N. M., Candidate of Technical Sciences, leading engineer, Kamensk-Ural Metallurgical
Plant
_____________________________________________________________________________________
№ 5, 2011
Нефть и газ
87
УДК 621.438:622.691.4.052.006
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ЦЕНТРОБЕЖНЫХ
НАГНЕТАТЕЛЕЙ ПО ИХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ ПОКАЗАТЕЛЯМ
PREDICTION OF RESIDUAL LIFE OF CENTRIFUGAL INJECTORS
BASED ON THEIR ENERGY DATA
С. И. Перевощиков
S. I. Perevoschikov
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: центробежные нагнетатели, природный газ,
техническое состояние, параметрическая диагностика. энергетические показатели
Key words: centrifugal superchargers, natural gas, technical state, parametric diagnostics. energetic data
Центробежные нагнетатели природного газа (ЦБН) относятся к газодинамическим машинам проточного типа. Через каждый из них в условиях газопромысловых дожимных
компрессорных станций (ДКС) и компрессорных станций магистральных газопроводов
(КС) ежегодно проходят миллиарды кубических метров природного газа. Это не может не
сказываться на техническом состоянии данных машин и технико-экономических показателях газопромысловых и газотранспортных организаций, что вызывает необходимость постоянного мониторинга технического состояния нагнетателей. Одним из наиболее эффективных способов отслеживания технического состояния данного вида компрессорных машин является параметрическая диагностика их на основе той или иной физической модели,
происходящих в них процессов. Этот вид диагностики может проводиться различными способами. К числу наиболее известных из них относятся способы, основанные на значениях
политропических КПД нагнетателей, изложенные в работах [1], [2] и [3].
На основе исследований, результаты которых представлены в [4], установлено, что указанным методикам свойственны некоторые недостатки. К ним, в первую очередь, относится
базирование данных методик на сведениях о производительности нагнетателей, во вторую
(по порядку, но не по степени важности) – формирование диагностических выводов без
оценки степени их достоверности. Первый из отмеченных недостатков существенно сужает
возможности применения отмеченных методик, так как ими невозможно воспользоваться
на большинстве ДКС и КС, поскольку на значительном количестве станций отсутствуют
индивидуальные средства учета газа для каждой машины в отдельности. Второй недостаток
не позволяет в полной мере положиться на результаты диагностики, полученные (по отмеченным методикам) без оценки достоверности диагностических выводов.
Отмеченные недостатки отсутствуют у методики, приведенной в работе [4]. Основу ее
составляет использование для определения политропического КПД теоретического классического выражения для расчета данного параметра, адаптированного к реальным условиям
и к реальным особенностям конкретных компрессорных машин. Адаптация выполняется с
помощью введения в отмеченное выражение коэффициента адаптации К а , численное значение которого находится по этому же выражению, но записанному для оптимального режима работы нагнетателя:
n 1
 пол  K а  z1 

n
n
1 n 1

.
T2
k
1
T1
k 1
После подстановки в данное выражение вместо комплекса
k 1
его численного знаk
чения, применяемого в соответствующих расчетах в газовой промышленности и равного
0,235, а также вместо общего вида комплекса
n
его значения, раскрытого через средний
n 1
показатель политропы, определяемый как отношение ln  к ln
ражение приобретает окончательный вид
88
Нефть и газ
1
/ 2 , представленное вы-
№ 5, 2011
 пол  0,235  z1  K а 
ln 


n 1
n
1
,
T2
1
T1
 z T 
ln  2 2 
 z1  T1 
где z1 и z2 – коэффициент сжимаемости газа при условии на входе и выходе нагнетателя; Т1 и Т 2 – температура газа на входе и выходе нагнетателя;  – степень сжатия нагнетателя.
В рассматриваемой методике вместо производительности нагнетателей используется
ln 
и результаты расчета, представлен z2  T2 

ln 
 z1  T1 
ные в виде функционального ряда пол.  f (  ) , обрабатываются с помощью программнобезразмерный комплексный параметр  
го продукта Microsoft Excel, чем достигается определение достоверности диагностического
вывода [4]. Непосредственно оценка технического состояния нагнетателей выполняется
посредством сравнения фактического политропического КПДмашин при их работе в оптимальном (расчетном) режиме пол.о. , рассчитанного по зависимости, аппроксимирующей
функциональный ряд пол.  f (  ) , с паспортным значением данного параметра.
По данной методике выполнено определение технического состояния нескольких нагнетателей на основе использования эксплуатационных данных по этим машинам, позаимствованным из оперативных журналов эксплуатационного персонала. Полученные результаты
показали, что достоверность диагностических выводов, сформулированных на основе данной методики, находится в пределах 0,987-0,996 [4], что близко к единице. Это наблюдается
даже при ограниченном количестве исходной информации, используемой для диагностирования. Отмеченные обстоятельства позволяют, во-первых, использовать для диагностирования текущую информацию о режимах работы нагнетателей, фиксируемую в оперативных
журналах эксплуатационного персонала; во-вторых, ввиду постоянной регистрации режимов работы машин в отмеченной документации с двухчасовым интервалом, сузить временной интервал, для которого производится оценка технического состояния машин.
В результате диагностический вывод оказывается соответствующим узкому временному
отрезку, который намного меньше срока службы оборудования, что открывает возможности
для неоднократной оценки технического состояния нагнетателей в течение всего срока их
эксплуатации, оговоренного заводами-производителями машин, и, в итоге, по результатам
предшествующих оценок прогнозировать состояние машин на ближайшую перспективу.
Диагностируемым параметром в рассматриваемой методике является комплексная, по
физическому и по смысловому значению, величина – политропический КПД. Она характеризует нагнетатели с технической стороны и со стороны энергетической. Данное обстоятельство позволяет использовать результаты прогноза, выполненного на основе рассмотрения динамики изменения во времени значений политропического КПД машин пол. , для
определения остаточного ресурса нагнетателей по их энергоемкости. Для этого необходимо
оценить допустимый нижний уровень, пол.  пол.пр. , начиная с которого эксплуатировать каждый отдельный нагнетатель в конкретных условиях его нахождения становится
экономически не выгодно вследствие дополнительных, непроизводительных и все возрастающих затрат энергии на его привод. Значение пол.пр. является пороговым; момент времени, в который прогнозируемое значение политропического КПД достигает его, соответствует времени вывода машины из работы по экономическим соображениям.
Отрезок времени между последним, по времени, диагностированием и моментом времени Т пр является остаточным ресурсом рассматриваемой машины по ее энергоемкости. Для
предотвращения излишних затрат энергии нагнетатель необходимо выводить из работы до
достижения им порогового значения пол.пр. и подвергать ревизии, а затем, по результатам
ревизии, ремонту или замене.
Возможность определения остаточного ресурса нагнетателей природного газа по их
№ 5, 2011
Нефть и газ
89
энергоемкости на основе методики [4] подтверждается расчетами. Они выполнены для
нагнетателя RF2BB-30 и заключались в определении пол.о. для семи значений наработки Т.
Результаты расчетов представлены (рисунки).
В качестве примера, представлены результаты расчета пол. и определение пол.о. для
наработки, равной 70,628 ч (рис.1).
η0,82
пол.
0,8
0,78
ηпол = 0,244χ - 0,039
0,76
R² = 0,959
0,74
0,72
0,7
3
3,1
3,2
3,3
3,4
Безразмерный параметр
χо3,5
χ
Рис. 1. Определение оптимального КПД пол.о. для наработки Т=70,628 час
На нем штриховой линией показано определение политропического КПД пол.о. , соответствующего значению параметра  0 , который характеризует оптимальный режим работы
нагнетателя [4].
Аналогичным образом получены значения пол.о. и для других шести, принятых к рассмотрению наработок. В результате таких действий сформирован второй, после
пол  f (T ) , функциональный ряд вида. пол.о.  f (T ) . Он, так же как и первый ряд
пол  f (T ) , подвергался обработке с помощью программного продукта Microsoft Excel.
Обработке предшествовал выбор аппроксимирующей зависимости, описывающей функцию
пол.о.  f (T ) . Из представляемого Microsoft Excel ряда аппроксимирующих зависимостей
выбраны лишь те, аналитическая форма которых отвечает физической сущности рассматриваемого процесса, а именно: процессу изменения технического состояния оборудования в
зависимости от времени пребывания его в работе. Применительно к рассматриваемому случаю, когда в качестве оборудования выступает центробежный нагнетатель, проточная часть
которого подвергается непрерывному воздействию со стороны проходящих через него масс
природного газа, отмеченному критерию отвечают функции полиномиального ряда. Из них
наиболее подходящими для рассматриваемой ситуации являются полином второй и полином третьей степени. Сделать более конкретный однозначный выбор на данном этапе затруднительно ввиду того, что требуется не получение аналитического выражения, описывающего полученный функциональный ряд пол.о.  f (T ) , а экстраполяция значений данного ряда за его пределы в сторону нарастающих значений аргумента в данном ряду – Т .
Для окончательного выбора вида аппроксимирующей зависимости имеющийся функциональный ряд пол.о.  f (T ) аппроксимирован как полиномом второй и третьей степени.
Результаты аппроксимации представлены на рис. 2 и 3 соответственно.
90
Нефть и газ
№ 5, 2011
Рис. 2. Определение остаточного ресурса нагнетателя по его энергоемкости (n=2)
При пороговом значении политропического КПД пол.пр. , равном 0,792 (принято условно), предельный момент времени Т пр2 , при котором нагнетатель необходимо выводить из
работы по экономическим соображениям, равен 84000 ч наработки машины с начала ее
эксплуатации (см. рис. 2). Согласно (см. рис. 3), Т пр3   .
Рис. 3. Определение остаточного ресурса нагнетателя по его энергоемкости (n=3)
Результаты прогноза существенно разнятся. Исходя из физических представлений, более достоверный результат дает аппроксимация полиномом второй степени, так как для
любого оборудования срок его службы, как физический, так и экономически целесообразный, имеет естественные пределы. Однако и в случае полинома второй степени не все так
однозначно. Эта неоднозначность вытекает из того, что, несмотря на достаточно высокую
достоверность прогноза в данном случае, равную R 2 =0,854 , положиться всецело на его
результаты затруднительно, так как прогноз на основе той же самой исходной информации,
но выполненный с использованием полинома третьей степени дает совсем другой результат. При этом достоверность его почти такая же ( R 2 =0,863).
Наблюдаемое разночтение в результатах прогноза объясняется «разбросом» единичных
значений пол.о. в координатном поле пол.о.  Т , вызванным погрешностью определения
параметра пол.о. на основе, содержащей погрешность исходной эксплуатационной информации и расчетов по представленной выше зависимости, также сопряженных с погрешностью, вносимой математической структурой данной зависимости. Существующий «раз-
№ 5, 2011
Нефть и газ
91
брос» пол.о. объективно неустраним. Его можно лишь уменьшить, но только за счет повышения точности исходной информации. Это достигается применением более высокоточного приборного оснащения, сверх ныне существующих штатных приборов компрессорных
машин, что в большинстве случаев экономически не оправдано. При таком положении дел
наблюдаемый «разброс» пол.о. (см.рис.2 и 3), не позволяет выполнять прогнозирование на
достаточно продолжительный период времени Т без внесения в результат прогноза высокой
доли неопределенности.
Ситуация с неопределенностью долгосрочного прогноза усугубляется наличием еще
одного обстоятельства, проистекающего из особенностей изменения политропического
КПДцентробежных нагнетателей от времени их наработки. Эта особенность заключается в
том, что центробежные нагнетатели являются открытой, для внешней среды, системой и
величина их политропического КПД в значительной мере определяется внешними, относительно данных машин, факторами. Определяющим внешним фактором выступает компримируемый в машинах природный газ, который, несмотря на неоднократную очистку его на
газопромысловых объектах и КС магистральных газопроводов, всегда содержит в своем
составе то или иное количество посторонних включений в виде различных механических
частиц и мелкодисперсных жидкостных образований. Эти включения при прохождении
газовыми потоками проточной части нагнетателей оказывают на нее эрозионное воздействие, изменяя состояние поверхности конструктивных элементов проточной части и, со
временем, геометрическую конфигурацию некоторых из этих элементов. Все это приводит
к нарушению изначально благоприятных условий, при которых происходит сжатие газа в
нагнетателях, и непосредственно сказывается на величине политропического КПД данных
машин пол. При этом изначально благоприятные условия компримирования газа изменяются не только в сторону их ухудшения и уменьшения пол. . Одновременно с этим происходит и снижение шероховатости поверхностей, обтекаемых газовым потоком, в результате
их «шлифовки» механическими включениями, содержащимися в компримируемом газе. Изза «шлифовки» снижаются газодинамические потери энергии в нагнетателях, и происходит
повышение пол. данных машин. Таким образом, при увеличении наработки нагнетателей
и, соответственно их износа, политропический КПДмашин претерпевает двоякое изменение – одновременно происходит его повышение и снижение. Итоговое значение пол. зависит от сочетания данных процессов и, в первую очередь, от относительной масштабности
процессов эрозионного изменения геометрической конфигурации элементов проточной
части машин и «шлифовки» поверхности этих элементов газовыми потоками.
Масштабность различных направлений эрозионного изменения проточной части нагнетателей определяется условиями, в которых эксплуатируются машины. Последние же могут
существенно отличаться в зависимости от места расположения компрессорных станций, на
которых находятся нагнетатели, так как станции даже одного и того же газопровода часто
эксплуатируются в различных условиях. Оборудование станций, расположенных после
головных сооружений магистралей, где производится достаточно тщательная очистка газа
от всевозможных включений, а также после КС с двухступенчатой очисткой газа, менее
подвержено эрозионному износу, чем оборудование, находящееся на других КС того же
газопровода. И наоборот, нагнетатели станций, размещенных после участков магистрали,
регулярно подвергающихся ремонту, испытывают более интенсивный износ от эрозионного
воздействия газового потока. По отмеченным причинам характер изменения проточной
части конкретных единиц нагнетателей под воздействием эксплуатационных факторов и,
соответственно пол. машин, от времени наработки оборудования может быть прогнозируемым только в качественном отношении. Относительно временной школы, представляемой
временем наработки нагнетателей, прогноз отмеченных изменений достаточно приблизителен. На возможность только приблизительного долгосрочного прогноза остаточного ресурса ЦБН по их энергетическим показателям указывает и следующее обстоятельство. Качество очистки газа на промысловых газоочистных установках и на КС магистральных газопроводов, а также сроки, продолжительность и периодичность ремонтов линейной части
газопроводов, непредсказуемы, а значит и неопределенна масштабность предстоящих эрозионных воздействий на проточную часть нагнетателей и соответственно величина и
направление дальнейших изменений их пол.
92
Нефть и газ
№ 5, 2011
Таким образом, долгосрочный прогноз остаточного ресурса нагнетателей по их энергетическим показателям сопряжен с некоторой степенью неопределенности.
Неопределенность возрастает по мере увеличения прогнозного периода. При достаточно
долговременном прогнозе достоверность его R 2 (см. рис. 2, 3) и представляющая достаточно ощутимую величину, равную 0,854-0,863, убывает и при существенном сроке прогнозирования может стать трудноопределимой. Поэтому прогноз остаточного ресурса нагнетателей по их энергетическим показателям предпочтительно выполнять на сравнительно непродолжительный период времени и периодически корректировать его по итогом очередных
диагностических определений политропического КПД данных машин.
Рассмотрена реальная ситуация, имеющая место для одного из находящегося в эксплуатации нагнетателя (см. рис. 2, 3). В соответствии с ней по мере удаления от последнего, по
времени определения пол.о. , соответствующего наработке Т = 80400 ч, результаты прогноза на основе полиномов второй и третьей степени начинают все более отличаться друг
от друга и при даже небольшом удалении от этого момента, отвечающего пол.пр. = 0,798,
имеем Òпр2 = 82200 ч (см. рис. 2) и Òпр3 = 84000 ч (см. рис. 3). Расхождение составляет
1800 ч, что соответствует непрерывной работе нагнетателя в течение почти трех месяцев.
Очевидно, что результаты подобного прогноза неприемлемы. Применимые результаты
можно получить при прогнозировании на менее продолжительный период времени. Например, до наработки Т = 81000 ч. Этому значению Т по полиному второй степени соответствует пол.о. = 0,803, а по полиному третьей степени – 0,804. Расхождение между наблюдаемыми значениями пол.о. удовлетворяет эксплуатационной практике, так как отличие
между ними не велико и составляет не многим более 0,1%. Поэтому можно заключить, что
с вероятностью не менее 0,854 (меньшей из двух ранее отмеченных 0,854 и 0,863) при наработке Т = 81000 ч политропический КПДнагнетателя будет иметь значение, находящееся в
интервале 0,803-0,804.
Таким образом, в рассматриваемом примере для получения приемлемых результатов
прогноза диагностические операции по определению пол.о. необходимо выполнять не
реже одного раза в месяц (наработка в месяц составляет 720-744 ч), а результаты прогноза
распространять на период предстоящей наработки также не превышающий месячную наработку машины. По истечении некоторого времени ситуация может измениться. Тогда периодичность диагностики и продолжительность периода прогнозирования могут быть изменены. Критерием, по которому следует изменять данные параметры, является степень расхождения между значениями пол.о. , полученными по различным аппроксимирующим
зависимостям для прогнозируемого периода. Эта степень должна быть небольшой и отвечающей конкретно рассматриваемой ситуации.
Например, для интервала наработки, в котором текущие значения пол.о. далеки от
пол.пр. , допустимая степень расхождения может быть увеличена по сравнению с интерва-
лами наработки, в которых текущие пол.о. приближаются к пол.пр. .
Диагностические определения пол.о. предпочтительно выполнять по методике, изложенной в [4], а прогноз изменения функции пол.о.  f (T ) от времени наработки Т осуществлять на основе полинома второй и третьей степени одновременно.
Предпочтительность указанной методики, по сравнению с существующими, которые
отмечены выше, показана в работе [4].
Это также иллюстрирует рис. 4, где представлены значения пол.о. , полученные
на основе пол. , рассчитанных по методике, приведенной в [1] и обработанных
в соответствии с методиками, предложенными в [4] и в настоящей работе.
Сопоставление результатов расчета пол.о. (см. рис. 4), с данными (см. рис.2 и 3), а также с паспортным значением пол.о. для нагнетателей RF2BB-30, равным 0,812, показывает,
что методика [1] дает завышенные значения пол.о. и соответственно пол. , на основе которых они рассчитаны.
№ 5, 2011
Нефть и газ
93
Аппроксимация полиномом 2-й степени
0,85
ηпол.о.
0,845
ηпол.о. = -2E-10Т 2 + 3E-05Т - 0,225
R² = 0,575
0,84
0,835
0,83
0,825
0,82
0,815
0,81
60000
65000
70000
75000
80000
85000
Наработка нагнетателя с начала эксплуатации
90000
95000
Т , час.
Рис. 4. Определение остаточного ресурса на основе методики [1]
При этом достоверность прогноза, выполняемого по данным (см. рис. 4), и представленная в виде R 2 = 0,575, намного ниже достоверности прогноза, выполняемого на основе (см.
рис. 2 и 3), которая составляет 0,854 и 0,863 соответственно. Кроме того, значения пол.о.
на указанных рисунках, в отличие от значений этого параметра (см. рис. 4), не превосходят
паспортную величину пол.о. = 0,812 даже в своем максимуме, что соответствует физической сути рассматриваемого явления.
Это дополнительно указывает на большую приемлемость методики [4] для практического прогнозирования остаточного ресурса нагнетателей по их энергетическим показателям.
Необходимость прогноза остаточного ресурса центробежных нагнетателей по их энергетическим показателям не требует доказательств. Он широко применяется, и не только для
машин данного типа, так как позволяет снижать энергопотребление различных производств. Для центробежных нагнетателей, применяемых в газовой промышленности, такой
прогноз их остаточного ресурса наиболее эффективен. В данной ситуации для повышения
политропического КПДмашин, снизившегося в результате их износа, не обязательно подвергать ремонту нагнетатели в целом. В большинстве случаев достаточно заменить или
подвергнуть восстановлению рабочие колеса нагнетателей, так как 70% пол. снижения
происходит в результате износа рабочих колес этих машин [3]. Эффект достигается за счет
того, что стоимость рабочего колеса нагнетателей, тем более затраты на его восстановление,
во много раз ниже стоимости энергии, дополнительно (непроизводительно) потребленной
компрессорными машинами в результате использования изношенного рабочего колеса.
Выводы
1. С целью повышения эффективности использования промышленного оборудования
целесообразно, помимо прочего, отслеживать его остаточный ресурс по энергетическим
показателям. Это дает возможность своевременно выводить оборудование в ремонт не по
техническим, а по энергетическим показателям и, тем самым, снижать энергозатраты на
осуществление тех видов производств, на которых оно используется. Для компрессорных
машин, в частности для нагнетателей природного газа, в качестве подобного энергетического показателя может рассматриваться их политропический КПД
2. На основе исследований, выполненных в рамках настоящей работы, установлено, что
политропический КПД нагнетателей природного газа предпочтительней определять по методике, изложенной в [4]. Предпочтительность отмеченной методики состоит в том, что она
позволяет определять отмеченный КПД на основе текущей эксплуатационной информации
о режимах работы данных машин, без сведений о производительности нагнетателей и без
потери, при этом, точности расчета КПД.
Указанная методика, в отличие от ныне существующих, позволяет определять достоверность полученных расчетом значений политропических КПД нагнетателей.
3. Рассмотрение динамики изменения политропических КПД нагнетателей от их наработки позволяет прогнозировать остаточный ресурс нагнетателей по их энергетическим
показателям.
Осуществление прогноза на базе программного продукта Microsoft Excel дает возможность выполнять прогноз на вероятностной основе с получением достоверности прогноза.
94
Нефть и газ
№ 5, 2011
4. Неоднозначный характер изменения политропического КПД нагнетателей от их наработки приводит к необходимости осуществлять прогнозирование остаточного ресурса данных машин по их энергетическим показателям на основе, как минимум, двух аппроксимирующих зависимостей, и на непродолжительный период времени. При этом, с целью коррекции результатов прогноза, следует постоянно осуществлять мониторинг изменения КПД
во времени. Для нагнетателей природного газа, используемых в газовой промышленности,
для коррекции результатов предшествующих прогнозов необходимо проводить диагностические определения политропических КПД машин не реже, чем через один месяц их непрерывной работы.
Список литературы
1.Эксплуатация газопроводов Западной Сибири / Г. В. Крылов. А. В. Матвеев, О. А. Степанов, Е. И. Яковлев.- Л.:
Недра, 1985.-288с.
2.Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций / Б. П. Поршаков, А. С. Лопатин, А. Н. Назарьина, А. С. Рябченко.- М.: Недра, 1992.
3.Казаченко А. Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов.- М.: Нефть и газ, 1999.463 с.
4.Перевощиков С. И. Параметрическая диагностика технического состояния центробежных нагнетателей природного газа. // Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3 .С.97-104.
Сведения об авторе
Перевощиков Сергей Иванович, д.т.н., профессор, кафедра «Машины и оборудование нефтяной и
газовой промышленности», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:
(3452) 46-74-80
Perevoschikov S. I., Doctor of Technical Sciences, professor, Tyumen State Oil and Gas University,
phone: (3452)46-74-80
_________________________________________________________________________________________
УДК 538.9:548.51:537.635
РОСТ И ДИССОЦИАЦИЯ ГАЗОГИДРАТА В ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ
GROWTH AND DISSOCIATION OF GAS HYDRATE
IN THE WATER-OIL EMULSION
А. В. Ширшова, М. Ю. Данько
A. V. Shirshova, M. Yu. Dan’ko
Тюменский государственный университет, г.Тюмень
Ключевые слова: газогидрат пропана, водонефтяная эмульсия, диссоциация гидратов
Key words: gas hydrate of propane, water-oil emulsion, hydrates dissociation
В последнее время значительно возрос интерес к исследованию свойств газогидратов,
что обусловлено рядом причин [1, 2]. Природные газовые гидраты, являются перспективным источником углеводородного сырья. Ряд уникальных свойств газовых гидратов позволяет рассматривать их также в качестве среды для временного хранения и транспорта газа в
форме гидратов.
Как известно [3], газовые гидраты — кристаллические соединения, образующиеся посредством включения молекул газа в полости льдоподобных каркасов, построенных молекулами воды. Таким образом, в любой многофазной и многокомпонентной системе, содержащей газ и воду (лед), при определенных условиях, может образовываться газогидрат.
Большинство имеющихся теоретических и экспериментальных исследований таких сложных систем направлены на разработку методик получения и изучения гидратосодержащих
образцов различных твердых дисперсных пород, что связано в первую очередь с открытием
геологами присутствия в поровом пространстве мерзлых пород рассеянных газогидратов
[4, 5]. Однако в отечественной научной литературе почти отсутствуют работы, посвященные газогидратам, полученным в сложных жидких системах при положительных температурах, например, в водонефтяных эмульсиях. Несколько работ американских ученых последних лет по этой тематике (Center for Hydrate Research CO USA) носят или концептуальный характер [6] или направлены на исследование процессов агломерации газогидратных
дисперсных частиц в эмульсии, что важно для предотвращения газогидратных пробок в
потоке сырой нефти [7].
С другой стороны, примерно 80% всей нефти в РФ добывается в обводненном состоя-
№ 5, 2011
Нефть и газ
95
нии [8]. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей (нефти и воды), одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров.
Наличие воды в нефти в присутствии нефтяного газа может привести в условиях низких
температур и высоких давлений к гидратообразованию в водонефтяной эмульсии, что может нарушить технологию добычи, переработки и транспорта нефти. Вместе с тем, использование газогидратных технологий прямо на промыслах с использованием водонефтяной
эмульсии — одно из перспективных технологических решений проблемы утилизации
нефтяного газа. Хранение и транспортировка газа в твердом гидратном состоянии позволит
вовлечь в эксплуатацию небольшие нефтяные месторождения, удаленные от газопроводов и
станций по переработке попутного газа, и принесет значительную экономическую выгоду.
Главная проблема, из-за которой технология перевода газа в газогидратное состояние на
данный момент является нерентабельной, – низкая скорость образования газогидрата.
Цель настоящей работы — разработка газогидратных технологий утилизации нефтяного
газа с использованием водонефтяной эмульсии.
Методика проведения эксперимента.
Поскольку в нефтяном газе массовое содержание пропана выше, чем в природном, при
этом газогидратообразование этого компонента газа происходит при давлениях почти на
порядок меньших, чем у метана, нами исследованы газогидраты, полученные из пропана.
Для приготовления эмульсии использовалась проба нефти Мамуринского нефтегазового
месторождения, основные физико-химические свойства которой представлены в табл.1 и
дистиллированная вода.
Для смешивания воды и нефти использовался миксер с частотой вращения лопасти
13000 оборотов в минуту. Полное время взбивания эмульсии составляло не менее 30 минут.
Для исследований были приготовлены следующие водонефтяные эмульсии с объемным
содержанием воды: 75, 50, 25%.
Получившаяся эмульсия имела однородную, более вязкую консистенцию и более светлый цвет. Для предотвращения разделения эмульсии при изменении термобарических условий, приготовленная эмульсия выдерживалась несколько часов при температуре –4°С, затем
помещалась в реактор, предварительно охлажденный до температуры –5°С.
Таблица 1
Основные физико-химические свойства нефти
Плотность
при 20°C,
кг/м3
826
Кинематическая вязкость,
10-6 м2/с
T=20°C
T=50°C
4,54
2,17
Температура, °С
застывания
кипения
Ниже –16
+50
Исследование кинетики роста и диссоциации газогидратов проводилось на стенде «Газогидраты» по методике [9]. Перед подачей газа реактор с эмульсией, охлажденный до –
50С, нагревался до наступления положительной температуры в диапазоне от 1,5 до 3 0С.
Далее температура в реакторе стабилизировалась, а оттаявший реагент насыщался газом
при давлении равновесия и данной температуре в течение нескольких часов.
Далее давление увеличивали на величину P . Начало процесса гидратообразования
определялось по падению давления в реакторе и визуально (по появлению более рыхлой
структуры эмульсии с вкраплениями частиц гидрата белого цвета). Стабильность протекания процесса гидратообразования обеспечивалась поддержанием в реакторе определенных
термобарических условий. В частности, в наших экспериментах по исследованию кинетики
роста температура устанавливалась постоянной, а давление периодически подкачивалось до
постоянного максимального значения.
Для изучения диссоциации газогидрата давление в реакторе, содержащем выращенный
газогидрат, уменьшали стравливанием газа ниже давления равновесия при данной температуре. Начало процесса диссоциации фиксировалось по увеличению давления, которое измерялось как функция времени. Кроме того, процесс разложения газогидрата фиксировался на
видеокамеру и оптический микроскоп при атмосферном давлении и комнатной температуре. В качестве варьируемого параметра в экспериментах по росту газогидрата выбрана степень пересыщения, а в экспериментах по диссоциации степень недосыщения:
96
Нефть и газ
№ 5, 2011
P  P  Pр
,
где Р р — давление равновесия, которое определялось по давлению, установившемуся в
системе газ — газогидрат по истечению продолжительного промежутка времени (не менее
10 часов) при постоянной температуре.
К выходным величинам эксперимента относятся:
 i — индукционный период образования газогидрата — промежуток времени от начала
пересыщения газом эмульсии при P  Pр  P до начала массового образования газогидрата (определялось визуально и по началу уменьшения давления в реакторе);
 р – скорость изменения давления в реакторе за время  :
р 
Р

;
 — кинетический коэффициент, определяемый по формуле
 р   Р  Рр .


Результаты эксперимента и их обсуждение.
Для сравнения результатов, полученных в водонефтяных эмульсиях провели эксперименты при тех же термобарических условиях в воде.
Рост газогидрата. Индукционный период начала газогидратообразования в дистиллированной воде составлял 2–3 суток и менее 1–2-х часов для эмульсии. Исходные экспериментальные кривые при росте газогидрата таковы (рис.1). В воде давление равновесия со
временем не изменяется, тогда как для эмульсии оно увеличивается, что связано со значительно большей, чем в воде растворимостью газа в нефти (см. рис. 1 ).
0,55
Давление, МПа
0,5
0,45
0,4
0,35
0,3
0,25
0,2
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
Время, мин
а)
0.55
0.5
Давление, МПа
0.45
0.4
0.35
0.3
0.25
0.2
0
1000
2000
3000
4000
5000
Время, мин
6000
7000
б)
Рис. 1. Зависимость давления в реакторе от времени: а — для дистиллированной воды,
б — для водонефтяной эмульсии с объемным содержанием воды — 25%,
при температуре 2,4 0С
Представлены кривые скорости роста  p ( P  Pр ) , полученные при обработке исходных кривых (рис. 2).
№ 5, 2011
Нефть и газ
97
1,6
1,4
Vp, МПа/час
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
0,05
0
0,1
0,15
P-Pр, МПа
0,25
0,2
Вода/нефть 75/25
Вода/нефть 50/50
Вода/нефть 100/0
Вода/нефть 25/75
Рис. 2. Зависимость скорости роста газогидрата от величины пересыщения
Р – Р р для воды и эмульсии
В табл. 2 представлены результаты расчета кинетического коэффициента роста 
(в области больших пересыщений) и характерной скорости диффузии для воды и эмульсий,
с различным содержанием воды, полученные при обработке кривых (см. рис. 2) по методике [9].
Таблица 2
Значения кинетических коэффициентов роста газогидрата, для воды и эмульсии
с различным содержанием воды
 ,%
100
75
50
25
0
 , 1 /ч
26,9
15,6
12,6
7,7
2,5
26,9
15,0
11,4
5,8
0,0
 гг ,
1
ч
Для учета вклада в кинетический коэффициент величины падения давления при растворимости газа в нефти нами проведены специальные измерения зависимости давления газа в
реакторе над нефтью от времени при тех же термобарических условиях.
В экспериментально полученном кинетическом коэффициенте  вклад растворимости был учтен как аддитивная поправка:    гг  (1   )  р ,
где  ,  р – кинетические коэффициенты, полученные в экспериментах с водонефтяной
эмульсией и нефтью, соответственно,  гг — кинетический коэффициент только при гидратообразовании,  — объемное содержание воды в эмульсии (в долях единицы)
Диссоциация гидратов. На рис. 3 показана одна из исходных экспериментальных кривых диссоциации газогидрата.
Рис. 3.
Зависимость давления
в реакторе от времени
при диссоциации газогидрата,
полученного в воде
98
Нефть и газ
№ 5, 2011
При обработке такого рода кривых получены графики, представленные на рис. 4.
Наклон кривой скорости диссоциации для эмульсии выше ( см. рис. 4), чем для воды,
следовательно, выше кинетический коэффициент диссоциации (β для эмульсии 60,0 1/ч, для
воды — 14,5 1 /ч).
2
1,8
1,6
V р, МПа/час
1,4
Рис. 4.
Зависимость скорости
диссоциации от степени
недосыщения
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
0,11
0,13
0,15
P-Pр, МПа
Вода/нефть - 75/25 %
0,17
0,19
Вода - 100 %
На рис. 5а показана микрофотография, полученная с помощью оптического микроскопа
эмульсии в начальный момент диссоциации, на которой можно увидеть белые включения
газогидрата в эмульсии. Микрофотография (см. рис. 5б) получена на капле воды по истечении 40 минут после начала диссоциации в этих условиях. На них хорошо видны пузырьки
газа диаметром от 200 до 60 микрометров. Пузырьки – центры кристаллизации газогидрата
сохраняют стабильность в течение нескольких часов.
а
б
Рис. 5. Микрофотографии эмульсии с объемной концентрацией воды 25%
при диссоциации газогидрата при комнатной температуре и атмосферном давлении,
полученные с помощью оптического микроскопа:
а – в начале процесса, б - по истечении 40 минут
Эффект вытеснения воды из эмульсии. После нескольких циклов подкачки давления
при постоянной температуре, равной 20С, а затем, после снижения температуры в реакторе
до –100С при давлении 4 атмосферы, нами обнаружен рост газогидрата при этих условиях,
который сопровождается эффектом вытеснения воды из эмульсии в газогидратной фазе.
Фотографии на рис. 6 иллюстрируют этот эффект. Газогидрат заполнил почти весь объем
реактора (см. рис. 6 а). Хорошо видна белая «шапка» выделившегося из эмульсии газогидрата (см. рис. 6 б).
После отделения газогидрата и выдерживания оставшейся в кювете нефти при атмосферном давлении и комнатной температуре в течение часа до полной диссоциации оставшегося в эмульсии газогидрата и выделения газа из нефти, определялось объемное содержание оставшейся воды в нефти теплохимическим методом [10], которое при данном термобарическом режиме составляло менее 5% (при начальным содержанием
воды — 75%).
№ 5, 2011
Нефть и газ
99
а)
б)
Рис. 6. Фотографии газогидрата с объемным содержанием воды 75%,
иллюстрирующие эффект вытеснения воды в газогидратной форме
Обнаруженный нами эффект вытеснения воды объясняется, по-видимому, тем, что при
быстром снижении температуры, газ в реакторе при давлении 4 атм. достигает температуры
кипения пропана, происходит выделение газа из эмульсии, который захватывает молекулы
воды, перенося их к поверхности, при этом происходит интенсивный рост газогидрата на
поверхности эмульсии и стенках реактора. Давление в реакторе уменьшается из-за газогидратообразования и достигает равновесного значения — 1,2 атм., что согласуется с кривой
равновесия газогидрата пропана при температуре –100С. Схема реализуемого нами термобарического режима, при котором данный эффект наблюдается, показана на рис. 7.
Рис. 7. Кривая фазового равновесия гидрата пропана:
стрелками показан ход эксперимента (I – циклы подкачки при 2 0С ,II – понижение
температуры до пересечения с кривой сжижения газа, III – дальнейшее понижение
температуры и движение по кривой кипения, IV – стадия роста гидрата из льда)
Выводы
Обнаруженный нами эффект можно рассматривать как элемент новой газогидратной
технологии, позволяющей провести предварительную деэмульгацию нефти и одновременно
утилизировать попутный нефтяной газ, путем его газогидратации. Учитывая также малый
индукционный период образования газогидрата в эмульсии, применение такой «двойной»
технологии увеличит экономическую рентабельность данного способа утилизации нефтяного газа.
Список литературы
1. Соловьёв В. А. Природные газовые гидраты как потенциальное полезное ископаемое. // Российский химический журнал, т. 48, №3, 2003.– С. 59-69.
2. Кузнецов Ф. А., Истомин В. А., Родионова Т. В. Газовые гидраты: исторический экскурс, современное состояние, перспективы исследований // Российский химический журнал. т. 48. № 3. 2003.– С. 5-18.
100
Нефть и газ
№ 5, 2011
3. Бык C. Ш., Макогон Ю. Ф., Фомина В. И. Газовые гидраты. – М.: Недра, 1980. – 296 с.
4. Макогон Ю. Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы. // Российский
химический журнал, т. 48, №3, 2003. – С.70-79.
5. Истомин В. А., Якушев B. C. Газовые гидраты в природных условиях. – М.: Недра, 1992. – 236 с.
6. J. Boxall, D. Greaves, J. Mulligan. Gas hydrate formation and dissociation from water-in oil emulsions. Proceedings of
the 6th International Conference on Gas Hydrates (ICGH 2008), Vancouver, British Columbia, CANADA, July. 2008.
7. E. D. Sloan, C. A. Koh, A. K. Sum, A. L. Ballard, G. J. Shoup, N. McMullen, J. L. Creek, and T. Palermo. Hydrates:
State of the Art Inside and Outside Flowlines. JPT • DECEMBER. 2009.
8. Е. О. Антонова, Г. В. Крылов, А. Д. Прохоров, О. А. Степанов В. М. Основы нефтегазового дела. – М.: Недра,
2003.
9. Шабаров А. Б., Ширшова А. В., Данько М. Ю. и др. Экспериментальное исследование газогидратообразования
пропан-бутановой смеси. Вестник ТюмГУ.№6. 2009. – С.73-82.
Сведения об авторах
Ширшова Альбина Вольфовна, к. ф.-м.н., доцент кафедры «Механика многофазных систем»,
Тюменский государственный университет, тел.: 40-53-53, e-mail: albstain@gmail.com
Данько Михаил Юрьевич, аспирант кафедры «Механика многофазовых систем», Тюменский государственный университет, тел.: 8-950-490-63-74, e-mail: MDanko@rambler.ru
Shirshova A. V., Candidate of Sciences in Physics and Mathematics, associate professor of the chair
«Mechanics of multiphase systems», Tyumen State University, phone: 40-53-53, e-mail: albstain@gmail.com
Dan’ko M. Yu., post graduate student of chair «Mechanics of multiphase systems», Tyumen State University, phone: 8-950-490-63-74, e-mail: MDanko@rambler.ru
_______________________________________________________________________________________
УДК 621.646; 669.017
ИЗМЕНЕНИЕ СТРУКТУРЫ И СВОЙСТВ НИЗКОЛЕГИРОВАННЫХ ТРУБНЫХ
СТАЛЕЙ ПОСЛЕ ДЛИТЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
A CHANGE IN STRUCTURE AND PROPERTIES OF LOW-ALLOY PIPE STEELS AFTER
A LONG-TERM EXPLOITATION
В. В. Нассонов, О. В. Балина, Л. Н. Нассонова
V. V. Nassonov, O. V. Balina, L. N. Nassonova
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: диагностика, промысловые трубопроводы, низколегированные трубные
стали, микроструктура, механические свойства
Key words: diagnostics, field pipelines, low-alloy pipe steels, microstructure, mechanical properties
В настоящее время актуальной является задача определения возможности продления
срока безопасной эксплуатации нефтегазовых объектов после исчерпания назначенного
ресурса. К числу важнейших характеристик состояния технического устройства,
определяющих срок его эксплуатации, относятся структура и свойства материала.
Во многих работах по данной проблеме [1–5] приводятся сведения о деградации
материала магистральных трубопроводов после длительной эксплуатации, где отмечается
изменение структуры и механических свойств и, в наибольшей степени, ударной вязкости.
Однако в ряде случаев отсутствие статистических данных, учитывающих вариацию
механических свойств и в том числе ударную вязкость, не позволяет достоверно оценить
качество материала и возможный срок эксплуатации объекта [6].
В статье представлены результаты экспертного обследования шлейфов и
метанолопроводов газовых скважин (250 км трубопроводов), эксплуатируемых в
субполярной климатической зоне. Работы по определению возможности продления срока
безопасной эксплуатации технических устройств выполнены в соответствии с
действующими нормативными документами Минприроды РФ.
Обследованные трубопроводы проложены надземно, смонтированы с использованием
ручной электродуговой сварки из труб (сталь 09Г2С и 10Г2С1) и введены в эксплуатацию в
1985-1987гг. В настоящее время скважины эксплуатируются в условиях снижения
пластового давления, соответственно снижено давление и в шлейфах скважины до 4,0 МПа
(проектное расчетное давление — 20 МПа, рабочее — 12,5 МПа; рабочая среда — газ,
газовый конденсат, метанол).
Исследования проводились в полевых и лабораторных условиях с использованием
приборов: ультразвуковой толщиномер 26 МG; утразвуковой дефектоскоп УД 9812;
постоянный магнит МДС-3; ручной лазерный дальномер DISTOA 3; твердомеры УЗИТ-2М,
№ 5, 2011
Нефть и газ
101
INDENTEC 6030 LKV, ПМТ-3; оптический микроскоп МЕТАМ ЛВ-31; растровый
электронный микроскоп-микроанализатор JED-2300; коэрцитиметр К-61; спектрометр
ДФС-71. Статистическую обработку результатов измерений выполняли с использованием
программ SPSS-3.1 и REGRESS-2.
Состав материала образцов, вырезанных из трубопроводов для исследований, приведен
в табл.1.
Таблица 1
Состав материала образцов труб
С
Si
10Г2С1
≤ 0,12
0,8-1,1
09Г2С
≤ 0,12
0,5-0,8
 159
0,08
0,82
 114
0,09
1,10
 57
0,09
0,54
Труба
ГОСТ
Объект
Химический состав (массовая доля элементов), %
Mn
S/P
Сr
Ni
Cu
N
≤ 0,04 /
1,3-1,65
≤ 0,30
≤ 0,30
≤ 0,30 ≤ 0,008
0,035
≤ 0,04 /
1,3-1,7
≤ 0,30
≤ 0,30
≤ 0,30 ≤ 0,008
0,035
0,006 /
1,54
0,032
0,18
0,08
0,006
0,01
0,006 /
1,46
0,020
0,12
0,18
0,005
0,02
0,03 /
1,62
0,026
0,22
0,20
0,004
0,02
As
≤ 0,08
≤ 0,08
0,02
0,02
0,03
По составу образцы соответствуют сталям 09Г2С и 10Г2С1 (ГОСТ 19282-73).
По результатам визуального и измерительного контроля дефектов основного металла и
сварных соединений трубопровода не обнаружено.
Проведена ультразвуковая дефектоскопия. Сварные соединения для контроля
определялись по результатам ВИК. В проконтролированных сварных соединениях
недопустимые дефекты не обнаружены.
Магнитопорошковая дефектоскопия (МПД) проводилась для обнаружения невидимых
или слабовидимых невооруженным глазом несплошностей металла трубопровода,
выходящих на контролируемую поверхность. По результатам МПД трубопроводов
видимых дефектов (следов индикации) не обнаружено.
По результатам ультразвуковой толщинометрии отбракованы 120 м метанолопровода.
Для остальных метанолопроводов  57 х 5 утонение стенок из-за коррозии описывается
нормальным законом, среднее значение 0,966 мм, среднеквадратичное отклонение 0,15 мм.
Для шлейфов  114 х 8 (10, 12) среднее утонение стенки равно 0,28 мм при
среднеквадратичном отклонении 0,12 мм. Для шлейфов  159 х 7 (8; 10) утонение стенок
из-за коррозии неоднородно: для большинства шлейфов среднее значение — 0,22 мм при
среднеквадратичном отклонении 0,13 мм. Для части шлейфов 1,1 мм при
среднеквадратичном отклонении 0,42 мм. Зависимости между величиной утонения стенок
шлейфов  159 и эксплуатационными факторами не установлено.
Измерение коэрцитивной силы (Нс) не выявили неоднородности магнитных свойств в
основном металле. В зонах термического влияния сварных швов наблюдается характерное
увеличение значения Нс. Среднее значение Нс.основного метала — 592 А/м при
среднеквадратичном отклонении 75, в зоне термического влияния — 712 А/м при
среднеквадратичном отклонении 92.
Для оценки механических свойств металла, сварных соединений и изменения их свойств
в процессе эксплуатации, проведены измерения твердости на основных элементах
трубопровода и испытания на ударный изгиб.
По результатам контроля установлено, что значения твердости обследованных
трубопроводов и вырезанных образцов (табл. 2) находятся в допустимом диапазоне,
установленном ГОСТ 8733-87.
Измерения твердости основного металла (ОМ) и зоны термического влияния (ЗТВ)
проводили в полевых условиях (обследовано 250 км трубопроводов), а также в
лабораторных условиях на образцах, вырезанных из труб  159, 114 и 57 мм.
102
Нефть и газ
№ 5, 2011
Таблица 2
Результаты измерения твердости
Объект
Замеры в полевых условиях (ОМ)
Замеры в полевых условиях (ЗТВ)
Образцы из трубы  159 (ОМ)
Образцы из трубы  159 (ЗТВ)
Образцы из трубы  114 (ОМ)
Образцы из трубы  114 (ЗТВ)
Образцы из трубы  57 (ОМ)
Образцы из трубы  57 (ЗТВ)
Значение
твердости, НV10
Количество
измерений
158
174
161
178
157
170
162
179
3 000
800
15
15
15
15
15
15
Среднеквадратичное
отклонение
16,2
17,3
4,7
5,7
4,8
6,1
4,7
6,4
Полученные значения ударной вязкости (табл. 3) подтверждают соответствие ее величины
минимальным требованиям норм проектирования. Испытания проводились в лабораторных
условиях на образцах, вырезанных из труб  159, 114мм (стык — образцы тип Х по ГОСТ
6996; труба  159 х 10 — образцы тип 12 ГОСТ 9454; труба  114 х 12 — образцы
тип 13 ГОСТ 9454).
Таблица 3
Результаты испытаний на ударную вязкость
Труба
 159 х 10
 159 х 10 (стык)
 114 х 12
 114 х 12 (стык)
Ударная вязкость
KCV+20, Дж/см2
Ударная вязкость
KCV-60, Дж/см2
Количество
образцов
139
104
110
107
68
54
54
56
10
5
10
5
Среднеквадратичное
отклонение
4,8
2,5
3,9
3,1
Исследования микроструктуры при помощи оптической и растровой микроскопии при
увеличениях в диапазоне 100–4000 крат показали, что микроструктура металла труб
феррито–перлитная. Перлитная составляющая плотная. Ее количество по субъективной
оценке не превышает 20-25%. Величина ферритного зерна колеблется в пределах
10–30 мкм. Микроструктура на преобладающей части сечения (в продольном и поперечном
направлениях относительно оси трубы) не отличается наличием ярко выраженной текстуры.
Однако на глубине до 3 мм от внутренней поверхности трубы полосчатость феррито–
перлитной структуры достигает 2–3 балла шкалы 3 ГОСТ 5640. С наружной поверхности
имеются участки обезуглероживания глубиной 0,1–0,2 мм, определяемые субъективно по
обеднению карбидной фазой. В результате протекания процессов общей коррозии с
наружной поверхности обезуглероженный слой сохранился не полностью, а местами
отсутствует. Кроме того, на наружной поверхности образца трубы  159 наблюдается зона
глубиной до 0,2 мм с измененной микроструктурой, повышенной твердостью до 208 НV10 и
резким переходом от этого слоя, на котором перлитная составляющая претерпела
частичную трансформацию, к основному металлу вследствие температурного воздействия
(короткий тепловой импульс большой мощности). В целом наружная и внутренняя
поверхности труб характеризуются наличием большого количества мелких коррозионных
язв диаметром и глубиной от нескольких микрометров до 0,2–0,3 мм, мелкие язвы,
сливаясь, образуют более крупные макроязвы с размерами до 1 мм. Полости большинства
коррозионных язв ровные и имеют округлый кратер. При детальном изучении поверхностей
коррозионных повреждений выявлено более интенсивное растворение перлитных участков,
не выходящих по глубине за пределы одного зерна. Следы коррозионного растрескивания
не зафиксированы. Иные структурные изменения металла, пластическая деформация в
полостях язв не обнаружены. Микроструктура металла труб 159 отличается
загрязненностью неметаллическими включениями. Выявленные включения по виду
разделяются на две группы: округлые (точечные) и линейно протяженные (раскатанные).
Округлые включения представляют собой оксиды и сульфиды, а раскатанные — силикаты,
встречающиеся реже, однако могут достигать размера до 0,2 мм. Максимальная
среднеарифметическая загрязненность неметаллическими включениями не превышает
№ 5, 2011
Нефть и газ
103
3 балла по ГОСТ 1778. По сечению стенки труб, неметаллические включения
располагаются преимущественно в центральной части, линейные имеют ориентацию
продольную по направлению прокатки листа. По мере приближения к поверхностям
(внутренней и наружной), количество включений снижается.
Микроструктура металла кольцевых сварных швов, соединяющих участки труб, имеет
все характерные зоны — участки наплавленного металла, зону сплавления, участки
перегрева, полной и частичной перекристаллизации. Сварные швы односторонние,
выполнены в несколько слоев. Ширина зоны термического влияния составляет от 2 до 6 мм,
закономерно расширяясь к корню шва. Участки сварных соединений с наружной и внутренней поверхности подверглись влиянию процессов общей коррозии с интенсивностью,
сопоставимой с наблюдаемой на поверхностях основного металла труб.
Рентгенофлюоресцентный микроанализ наружной и внутренней поверхностей труб не
показал значимых изменений содержания легирующих элементов относительно глубинных
слоев изделия, что подтверждает отсутствие влияния коррозионной среды, циклического и
статического нагружения на диффузионные процессы в трубных сталях.
Для оценки усталостных повреждений проанализированы диспетчерские данные о суточных колебаниях давления в шлейфе и температуры окружающей среды за
2005–2010гг. Средняя величина давления в шлейфе не более 4 МПа при колебаниях
давления около 1 МПа относительно среднего значения. С учетом концентрации
напряжений амплитуда напряжений равна 20 МПа. Можно сделать вывод, что
повреждающее действие колебаний внутреннего давления обеспечивает вероятность
разрушения трубопровода менее 0,1% при расчетном сроке эксплуатации 40 лет и 150
циклах в год изменений давления от 3 до 4 МПа. Фактическая частота нагружения не более
двух циклов в год за счет сезонных колебаний давления.
При тепловом расширении в компенсаторах могут возникнуть упругие и пластические
деформации. Поэтому необходимо оценить крайние случаи нагружения, то есть в области
упругой и пластической деформации.
Упругая деформация — компенсаторы работают вблизи предела текучести, но еще в
области упругих напряжений. Примем для расчетов 60 циклов колебаний напряжений в год
за счет термического расширения, что за 40 лет эксплуатации составит 2,4 тыс. циклов. При
амплитуде напряжений 200 МПа, после наработки 7×103 циклов, вероятность разрушения
равна 0,1%.
Пластическая деформация — компенсаторы работают вблизи предела текучести, в области пластических деформаций. Примем для расчетов также 60 циклов колебаний
напряжений в год за счет термического расширения, что за 40 лет эксплуатации составит
2,4 тыс. циклов. При амплитуде напряжений 1,1-1,2 предела текучести, согласно [7, 8],
после наработки 4×103циклов, вероятность разрушения составит 5%. При рассмотренном
режиме нагружения вероятность разрушения компенсатора за 40 лет эксплуатации не
превышает 5%.
Полученные результаты расчетов вероятности разрушения сопоставимы с данными
СТО Газпром для построенных до 1995 года газопроводов неочищенного газа (частота аварий 2 х 10-3 / км в год). Наибольший вклад в возможность разрушения трубопровода вносят
циклические температурные напряжения в области компенсаторов.
Анализ полученных данных и результатов расчетов, характеризующих состояние объекта после длительной эксплуатации (микроструктура, ударная вязкость, твердость) с учетом
их вариаций, не выявил значимых отклонений от заданных нормативными документами
значений. Таким образом, недопустимой деградации материала после 25-летней
эксплуатации не обнаружено.
На основании проведенных исследований сделано заключение о возможности продолжения эксплуатации обследованных трубопроводов.
Список литературы
1. Бирилло И. Н., Яковлев А. Я., Теплинский Ю. А., Быков И. Ю., Воронин В. Н. Оценка прочностного ресурса
газопроводных труб с коррозионными повреждениями. - М.: Изд. ЦентрЛитНефтеГаз. - 2008. - 168с.
2. Ланчаков Г. А., Зорин Е. Е., Пашков Ю. И., Степаненко А. И. Работоспособность трубопроводов. - М.: Недра,
2001. – Ч. 2. Сопротивляемость разрушению. - 350с.
3. Ланчаков Г. А., Зорин Е. Е., Пашков Ю. И., Степаненко А. И. Работоспособность трубопроводов. - М.: ООО
«Недра-Бизнесцентр», 2003. – Ч. 3. Диагностика и прогнозирование ресурса. - 291с.
4. Курочкин В. В., Малюшин Н. А., Степанов О. А., Мороз А. А. Эксплуатационная долговечность
нефтепроводов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 231с.
5. Иванов В. А., Лысяный К. К. Надежность и работоспособность конструкций магистральных нефтепроводов.
Санкт-Петербург: Наука, - 2003. – 317с.
104
Нефть и газ
№ 5, 2011
6. Степнов М. Н. Статистические методы обработки результатов механических испытаний: Справочник. - М.:
Машиностроение. - 1985. – 232с.
7. Ковенский И. М., Нассонов В. В., Балина О. В. Влияние усталостного нагружения в малоцикловой области на
структуру и свойства трубных сталей. Известия вузов. Машиностроение. – 2008. - №3. – С.41-46.
8. Нассонов В. В., Балина О. В. Нассонова Л. Н. Структура и свойства низколегированных трубных сталей после
механического нагружения. Известия вузов. Нефть и газ. – 2007. - №2. – С.75-78.
Сведения об авторах
Нассонов Валерий Викторович, к.т.н., доцент кафедры материаловедения и технологии
конструкционных материалов, Тюменский государственный нефтегазовый университет
Балина Ольга Владимировна, к.т.н., доцент кафедры материаловедения и технологии
конструкционных материалов, Тюменский государственный нефтегазовый университет,
e-mail:balina_olga@inbox.ru
Нассонова Любовь Николаевна инженер научно-исследовательского института надежности и
безопасности материалов и конструкций, Тюменский нефтегазовый государственный университет
Nassonov V. V., Candidate of Technical Sciences, associate professor of the Chair of Material Science
and Construction Materials, Tyumen State Oil and Gas University.
Balina O. V., Candidate of Technical Sciences, associate professor of the Chair of Material Science and
Construction Materials, Tyumen State Oil and Gas University, phone: e-mail:balina_olga@inbox.ru
Nassonova L. N., engineer, Research Institute of Materials and Constructions Safety and Reliability,
Tyumen State Oil and Gas University
_________________________________________________________________________________________
Строительство
и обустройство промыслов
УДК 658.518.3
ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ПРИНЦИПЫ
СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ НА ОТДАЛЕННЫХ
НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТАХ
ORGANIZATIONAL PRINCIPLES OF CONSTRUCTION-ERECTION WORKS
IN THE REMOTE OIL-AND-GAS FIELD FACILITIES
Р. М. Муртазин, В. В. Новоселов, А. П. Холмогоров
R. M. Murtazin, V.V. Novoselov, A. P. Holmogorov
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: организация строительства, нефтегазопромысловый объект,
строительно-монтажные работы, производительность труда, технологический поток
Key words: organization of construction jobs, oil-and-gas field facilities, construction-erection works,
labor productivity, workflow
Рассредоточенность, труднодоступность (иногда в период осенней и весенней распутицы до стройплощадок почти невозможно добраться никаким видом транспорта) и удаленность объектов (Федоровского, Западно-сургутского, Лянторского нефтяных месторождений, Ямбурского газового месторождения) в нефтегазодобывающих районах Западной Сибири усложняются организационно-техническими трудностями ведения строительномонтажных работ.
Под автономностью строительного коллектива (звена, бригады, участка), работающего
на удаленных месторождениях, нужно понимать перечень условий, позволяющий решать
любые вопросы, обеспечивающие выполнение плана работ и жизнеобеспечения коллектива.
В связи с этим функции руководителя низового производственного коллектива дополняются новыми обязанностями:
 распределение рабочих по вахтам и сменам, определение продолжительности смен,
учет баланса рабочего времени членов коллектива независимо от их административнопроизводственной подчиненности;
 разработка временного расчетного тарифа для всех включенных в коллектив работников с согласия работника и той организации, где он оформлен;
№ 5, 2011
Нефть и газ
105
 осуществление полного маневрирования всеми людскими и техническими ресурсами хозрасчетного коллектива;
 решение всех вопросов жизнеобеспечения в вахтовом поселке и на строительной
площадке;
 подбор кадровых рабочих в строительной организации и на предприятиях транспорта, управлениях механизации.
В обязанности руководителя низового коллектива, кроме установленных типовым положением [1], следует включить:
 строительство вахтового поселка;
 содержание вахтового поселка;
 организация вахтовых перевозок рабочих;
 организация общественного питания;
 передача информации о ходе строительства объектов;
 организация учета и отчетности;
 воспитательная работа в коллективе;
 культурно-массовая работа
Анализ работы строительных бригад [2, 3] свидетельствует о следующем:
 принятый в чистом виде бригадный подряд на общестроительных работах не учитывает специфики нефтегазопромыслового строительства, сложных природно-климатических
и инженерно-геологических условий района обустройства нефтяных и газовых месторождений и ряда других факторов, влияющих на организацию и материально-техническое
обеспечение объектов строительства;
 нет четкого определения конечного результата работы бригады, так как в строительстве нефтепромысловых объектов принимают участие субподрядные организации, работы
которых являются определяющими;
 нет связи бригады с субподрядными организациями, так как отсутствуют взаимные
обязательства;
 нет четкого решения в вопросах обеспечения автотранспортом, механизмами и материалами, графики поставок систематически нарушались.
Эти факторы и ряд других явлений социально-технологического характера не позволяли
бригадам своевременно завершить этапы строительства или объекта в целом.
Цель эксперимента — работа комплекса при сооружении теплоизолированных трубопроводов на объектах Ямбурского газового месторождения и апробация новых организационных принципов:
 создание оптимального варианта низовой структурной ячейки, способной комплексно выполнять работы на сооружениях теплоизолированных трубопроводов из блок-труб и
комплектных трубных изделий-модулей и конструкций полной заводской готовности;
 апробация принципов и методики работы мобильного высокомеханизированного
технологического потока, состоящего из специальных звеньев, оснащенных машинами и
механизмами, высококвалифицированными инженерно-техническими работниками и рабочими, объединенными единой технологической документацией и единым нарядом;
 отработка вахтового метода работы мобильного технологического потока и изучение возникающих социально-психологических факторов;
 изучение оптимального количественного и качественного состава ИТР, входящих в
мобильный технологический поток, их способность обеспечивать в условиях удаления от
органов управления круглосуточную работу, организовать и вести политиковоспитательную работу в коллективе.
Кроме перечисленного, стояла задача изучения условий труда и быта различных звеньев, повышения профессионального мастерства их членов, поведения отдельных членов
комплекса в условиях длительного многодневного пребывания на вахте.
Непременным условием формирования комплекса является его высокая автономность в
решении вопросов организации строительства и максимальная жизнеобеспеченность в
условиях работы на удаленных месторождениях.
Реальные условия строительного производства таковы, что неизбежно возникают различные осложнения: изменения погодных условий, необходимость доставки дополнительных материалов, запасных частей для ремонта машин и механизмов. Эти осложнения поразному отражаются на темпах выполнения различных видов работ.
106
Нефть и газ
№ 5, 2011
В значительной мере минимизирование потери от простоя фронта работ, от простоя обслуживания машин и от простоев при отсутствии ресурсов решалось за счет включения в
комплекс мобильного высокомеханизированного технологического потока руководящей
группы инженерно-технических работников, которой делегированы полномочия и самостоятельность в решении производственных вопросов, а так же максимальная заинтересованность в конечном итоге работы комплекса.
Вахтовый график составлялся с учетом двухсменной работы в течение двух недель и
недельного отдыха в базовом городе.
Взаимоотношения между технологическим потоком и специализированным управлением определены «Временным Положением» [4], разработанным и утвержденным акционерными обществами и договорами между технологическим потоком и управлением.
Опыт работы технологического потока по новым организационно-технологическим
принципам наглядно показал все преимущества нового метода организации труда рабочих
перед традиционным вариантом:
 в технологическом потоке сохранилась сложившаяся специализация по выполнению
основных видов работ, но при этом стало возможным ослабление ограничений в отношении
синхронного темпа технологически автономных работ;
 появилась возможность маневрировать от простоя фронта работ, концентрируя рабочие ресурсы в укрупненных бригадах;
 включением ИТР в состав бригады своевременно решаются вопросы подготовки
производства, создание условий жизнеобеспечения работающих, выполнение строительных
работ, внедрение системы управления качеством, а так же сократилось время принятия решений при непредвиденных обстоятельствах;
 включением ИТР в состав бригады ликвидирован разрыв в оплате ИГР и рабочих,
повысилась ответственность ИТР за конкретные результаты работы;
 в семь раз сократились вахтовые перевозки рабочих, экономия рабочего времени по
бригаде составила 20 чел./дней и две машиносмены в сутки;
 упростились хозяйственные отношения на строительной площадке;
 появилась возможность внедрения комплексных калькуляций трудовых затрат на
объект в целом или этап работ.
Анализ результатов эксперимента позволяет отметить определенные моменты.
1. Производительность труда технологического комплекса значительно превышает
среднюю производительность труда.
2. Большая оперативная и техническая возможность, самостоятельность в решении
производственных вопросов и отличные материальные условия, созданные для инженернотехнических работников, входящих в состав технологического потока, позволяют поставить
у руководства бригадой опытных инженеров, почти не нуждающихся ни в постоянном контроле, ни в опеке со стороны линейного и руководящего состава строительного управления.
Эксперимент, проведенный на объектах Ямбургского месторождения одним высокомеханизированным технологическим потоком с организацией звеньевых объектных потоков,
прошел успешно. Результаты эксперимента свидетельствуют о возможности и целесообразности слияния технологического потока звеньев специализированных организаций, необходимости включения в бригаду инженерно-технических работников. Подтверждена целесообразность вахтовой работы и учета рабочего времени по суммированному балансу.
Специфика работы на удаленных площадках, необходимость создания крепкого, мобильного коллектива, способного эффективно выполнять плановые задания в сложных природно-климатических, инженерно-геологических и автономных условиях требуют критического отношения к принципам расчета численности коллектива и подбора его профессионального состава.
Расчет потребности рабочих, в основу которого положена только выработка на 1-го рабочего и техническая производительность механизма, не может быть принята ввиду следующих причин:
 невозможна переброска с площадки на площадку части рабочих, машин и механизмов в связи с окончанием какого-либо вида работ;
 не предусматривается возможность простоя отдельной группы механизмов и связанная с этим необходимость совмещения профессий рабочих, а также технологическая
надежность работы за счет создания необходимого резерва;
 расчет производится исходя из производительности труда на 8-ми часовой
рабочий день, то есть без учета ее снижения, наблюдаемого при суммировании
баланса рабочего времени.
№ 5, 2011
Нефть и газ
107
Экспериментальная проверка показала, что наряду с тщательным принципом подбора
численности состава высокомеханизированного технологического потока, работающего в
автономных условиях, должен учитываться и принцип управляемости.
В перспективном плане сооружения объектов на текущий год поточнотехнологическому комплексу должны быть выделены месторождения и объекты, очередность их обустройства и строительства. В соответствии с планом-заданием разрабатывается
график строительства объектов и осуществляется планомерный поточно-организационный
процесс по выполнению вышеуказанных работ.
Список литературы
1. Щур Д. Л., Труханович Л. В. Кадры в строительстве. Сборник должностных инструкций. Финпресс, 2003.160с.
2. Ческидов В. Г., Постников В. В. Организация строительства магистральных трубопроводов Западной Сибири. М.: Недра, 1983. - 212с.
3. Холмогоров А. П. Прокладка инженерных коммуникаций // Строительство трубопроводов, 1993, № 12. - С.40.
4. Холмогоров А. П.Межлумов А. А. Анализ продолжительности строительства нефтепромысловых объектов в
условиях Западной Сибири с использованием статических и математических моделей // Экспресс-информация. – М.:
НИПИОЭСУнефтегазстрой, 1980, № 7. - С. 3-9.
Сведения об авторах
Муртазин Риф Масфутович, руководитель группы отдела №1 оценки технического состояния и
экспертизы промышленной безопасности ООО «Инженер», г. Екатеринбург, тел.: (343) 370-82-78, еmail: murtazin.rif@yandex.ru
Новоселов Владимир Васильевич, д. т. н, профессор, ректор ГОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», г. Тюмень, тел.: (3452)-25-69-70, е-mail: nov@tsogu.ru
Murtazin R. M., head of the group of Department No.1 for estimation of technical state and industrial
safety expertise, “Engineer, Ltd.” company, Yekaterinburg, phone: (343) 370-82-78, е-mail: murtazin.rif@yandex.ru
Novoselov V. V., Doctor of Technical Sciences, professor, President of Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452)-25-69-70, е-mail: nov@tsogu.ru
_________________________________________________________________________________________
Информационные
технологии
УДК 004.946:550.8.053
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЙ
В НЕЧЕТКИХ УСЛОВИЯХ
EVALUATION OF EFFICIENCY OF MAKING DECISION METHODS
IN UNCERTAIN CONDITIONS
Ю. Е. Катанов
Yu. E. Katanov
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Key words: modification of making decision methods
Ключевые слова: модификации методов принятия решения
В прикладной теории моделирования объектом исследования является процесс, посредством которого возникает необходимость в построении и изучении репромодели RM , которая представляет упрощенный и наглядный прототип создаваемых вариантов моделей с
максимальным использованием априорной и оперативной информации о поведении системы S , поступающей в процессе ее функционирования.
После того как сформулирована концептуальная модель C и введены понятия компонент сред S , основное содержание элементов прикладной теории моделирования для
S
S
управления системой составят компоненты M , A, S , D (критерий K , являющийся системой ограничений и дополнительных условий, считается заданным).
108
Нефть и газ
№ 5, 2011
Причем переход от M к S S составит статику моделирования, а переход от M к множеству D S с привлечением информации из компонент S S и A составит динамику моделирования.
Такое разделение на статику и динамику условно показано на рис. 1 пунктирной и
сплошной линиями соответственно.
L
- Язык (типовая схема)
S
- Система (объект моделирования)
C
- Концептуальная модель
E
- Компоненты окружающей среды
M
- Математические схемы
J
- Информация прикладного характера
K
- Система критериев
A
- Алгоритмы поведения системы
L
S
C
E
M
J
Ds1
Dsm
- Самоорганизация
Ss1
Ssn
- Эволюция
A
K
Ss1
Ssn
- Динамическая модель
(динамика RM)
- Статическая модель
(статика RM)
Ds1
Dsm
Рис. 1. Схема разработки модели системы S
В общем случае репромодель, то есть ее базис, задается множеством принципов Пr  ,
определяющих желаемые свойства моделей ( S S и D S ) и другие ограничения. Использование Пr  регламентируется предложениями теории, относящимися к ограниченному
множеству обобщенных ситуаций. Поиск этих ситуаций во множестве известных Pr  позволяет накопить необходимые факты в количестве, достаточном для формулировки обобщенных предложений.
При практическом применении неизбежно объединение «прецедентного» и «системного» аспектов теории моделирования на основе логического понятия «дополнительности»
[1, 2].
В данном случае это способствует сужению общей проблемы моделирования за счет
введения в прикладную теорию компоненты A . Для обеспечения возможности развития
репромодель должна строиться как открытая система, то есть с соблюдением принципов
архитектуры открытых систем, что нашло отражение при машинной реализации моделей.
Относительно логики прикладной теории моделирования необходимо отметить, что она
опирается на индуктивный подход, то есть обобщение и классификацию множества прецедентов Pr  , оставляя место для дедуктивного подхода в рамках конкретных математических схем M .
Независимо от объекта можно выделить следующие основные этапы моделирования:
1) построение концептуальной модели системы S и ее формализация;
2) алгоритмизация модели системы S и ее машинная реализация;
3) получение результатов машинного моделирования и их интерпретация.
На первом этапе моделирования формулируется модель, строится ее формальная схема
и решается вопрос об эффективности и целесообразности моделирования системы S .
№ 5, 2011
Нефть и газ
109
На втором этапе математическая модель [1,2,3], сформулированная на первом этапе, воплощается в «машинную», то есть решается проблема алгоритмизации модели, ее рационального разбиения на блоки и организации интерфейса между ними, а также задача получения необходимой точности и достоверности результатов при проведении машинных экспериментов.
На третьем этапе реализуется имитации процесса функционирования системы S , для
сбора необходимой информации, ее статистической обработки и интерпретации результатов моделирования.
На основании изложенных положений можно создать, как один из примеров, экспертную систему прикладной теории моделирования методами нечеткой логики [4].
Количество параметров, характеризующих скважину и ее расположение в общей системе разработки, достаточно обширно.
Нецелесообразно использовать их все, поскольку среди данного числа, значимыми являются лишь некоторые, поэтому проводя парную и множественную корреляции среди
общего количества исследуемых параметров можно выделить те, что наиболее определяют
исход моделирования.
Блок-схема данной экспертной системы при нечетком принятии решения будет иметь
следующий вид (рис. 2).
Рис. 2. Блок-схема экспертной системы:
А – формирование базы данных, Б – формирование базы знаний, В – обзор подходящих обработок,
Г – процесс определения обработки и визуализация
Разработана вычислительная программа, начальной задачей которой было создание экспертной системы — анализ данных, взятых из двух источников: базы знаний и базы данных, где  i — параметры, Yi — четкие или нечеткие ограничения на значения параметра.
На примере Толумского месторождения, относительно 70 исследуемых скважин, для определения общей эффективности проведения технологии «Вязкоупругие гели на основе ПАА»
[5, 6] были получены следующие результаты (рис. 3).
В случае 70 скважин, расчетная и фактическая эффективности совпадают с вероятностью 60–95% (см. рис. 3).
Тем самым, исключая неприоритетные параметры в расчете общей эффективности данной обработки, приходим к сглаженной кривой значений относительной эффективности
технологии «Вязкоупругие гели на основе ПАА».
Тем самым можно заранее предсказать исход той или иной скважинооперации, используя экспертную систему в нечетких условиях.
110
Нефть и газ
№ 5, 2011
Для того чтобы конкретизировать эффективность проведения очередного ГТМ, в каждой исследуемой скважине, в условиях стохастической неопределенности, можно использовать последовательную процедуру Вальда.
В отличие от работы экспертной системы, отображающей не только общую эффективность проведения выбранной обработки, а также соответствие рассматриваемых параметров
с интервалом их допустимых значений по каждой обработке в отдельности, следующей
задачей разработанной программы, служит модуль разделения ГТМ на «успешные» и «неуспешные» исходы проведения с использованием последовательной процедуры Вальда в
виде отдельных диагностических таблиц.
Рис. 3. Сравнение рассчитанной и фактической общих эффективностей
применения ВУГ
В случаях, когда суммарные диагностические коэффициенты по некоторым скважинам
очень близки к значениям порогов A или B, но не пересекли их, то они допускаются к тому
или иному классу, в зависимости от своих значений или же рассматриваются как те исходы,
которые были неверно отнесены к соответствующему классу.
Это допустимо, потому что в случае выбора определенного значения ошибок первого и
второго рода, например, вместо   0,05 будет взято   0,051 или вместо   0,8 будет
взято   0,795 эти пороги будут пересечены получившимися значениями, то есть это
своего рода погрешности.
Разделение общей эффективности (в случае экспертной системы) на классы «успешного» и «неуспешного» исходов, а также уточнения положительного или негативного влияния
значений каждого из параметров исследуемых скважин, дает более точную картину процесса с определенной достоверностью результатов.
Таким образом, при фиксированных, для данного случая, ошибках первого и второго
рода соответственно   0,05 и   0,8 часть скважин попала в класс A, успешных исходов, а оставшиеся – в класс B, неуспешных исходов. Варьируя данными значениями, будут
получаться различные количественные пороги успешности и не успешности и, как следствие, различные соотношения скважин относительно обоих классов. Если необходимо
принять нечеткое решение в условиях неопределенности, можно также использовать методы построения функций принадлежностей по заданной исследуемой цели G и накладываемого на нее ограничения C .
Рассмотрим две простые задачи.
1. Дебит некоторой скважины должен быть примерно равным 1,4 млн м3/сут —цель
G , и он должен быть больше 0,9 млн. м3/сут — ограничение C ;
№ 5, 2011
Нефть и газ
111
2. Давление в точке A магистрального газопровода должно быть 7,5 МПа — цель G , а
по технологическим условиям — 7,3 МПа – ограничение C .
Максимальная точка пересечения поставленных целей и ограничения при получившихся вероятностях (по цели и по ограничению) будет искомым нечетким решением. Третий
модуль разработанной вычислительной программы рассчитывает принципы построения
функций принадлежностей (рис. 4 — 1 задача; рис. 5 — 2 задача).
Рис. 4. Зависимости цели
G
и ограничения
C
для дебитов
Максимальная точка пересечения функций принадлежностей по цели G и ограничения
C , будет искомым нечетким решением, а область пересечения этих двух зависимостей —
будет областью допустимых значений.
Для поставленной цели, используя метод экспертных оценок, получаем нечеткое решение — дебит q  1,56 млн м3/сут, с вероятностями G (q)  0,87  87 % ,
С (q)  0,87  87% , а давление p  7,74 МПа, с вероятностями G ( p)  0,83  83% ,
C ( p)  0,82  82% . По шкале желательности, эти значения вероятностей относятся к
отметке «очень хорошо».
Рис. 5. Зависимости цели G и ограничения C для давлений
Таким образом, выбирая определенный метод принятия решения в условиях неопределенностей, можно получить искомое решение поставленной задачи в зависимости от точности данного метода.
Выбор аналогичных методов построения функций принадлежностей доступен пользователю в разработанной программе, в случае иного подхода и отображения зависимостей.
Список литературы
1. Бендат Дж., Пирсол А. Прикладной анализ случайных данных. - М., Мир, 540. - С. 1989.
112
Нефть и газ
№ 5, 2011
2. Вентцель Е. С., Овчаров Л. А. Теория случайных процессов и ее инженерные приложения. - М., Высшая школа,
2000. - 383 с.
3.Штовба С. Д. Введение в теорию нечетких множеств и нечеткую логику. http://matlab. exponenta.ru/fuzzylogic/book1/index.php, 2002.
4. Растригин Л. А. Адаптация сложных систем. – Рига: Зинатне, 1981. – 375 с.
5. Родионов И. Интенсификация добычи нефти на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ». - «Нефть и капитал», № 5.
Спец. приложение «Нефтеотдача», - 2002.
6. Пьянкова Е. М. Гидродинамические исследования накопления жидкости в скважинах сложного профиля / Е. М.
Пьянкова, М. Л. Карнаухов, С. В. Кисев, А. В. Другов, А. Б. Рублев // Известия вузов. Нефть и газ. – 2002. - № 6. – С.
42-46.
Сведения об авторе
Катанов Юрий Евгеньевич, ассистент кафедры «Моделирование и управление процессами
нефтегазодобычи», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 89068234175
Katanov Yu.Ye., post graduate student of the chair «Modeling and management of oil and gas production processes»,
Tyumen State oil and Gas University, phone: 89068234175
_________________________________________________________________________________________
УДК 622.691.4.053-19:620.19
РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
DEVELOPMENT OF THE PROCEDURE FOR ESTIMATION OF TRUNK GAS
PIPELINES CORROSION RATE METHOD
А. Л. Колосова
A. L. Kolosova
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: система, нечеткая логика, нечеткий вывод, коррозия, магистральный газопровод
Key words: system, fuzzy logic, fuzzy inference, corrosion, trunk gas pipeline
В настоящее время при проведении математических вычислений для анализа какихлибо технических систем наблюдается тенденция увеличения сложности таких систем и
соответственно объемов вычислений. Проведение подобных расчетов требует привлечения
больших вычислительных ресурсов, а также создания сложных математических моделей,
описывающих наиболее полно поведение технических систем; при этом весь положительный эффект создания наиболее приближенной к реальному объекту математической модели
может быть нивелирован привнесенными вычислительными погрешностями и возможной
неточностью априорной информации о системе. Данная проблема в настоящее время все
чаще устраняется использованием методов нечеткого моделирования при проведении вычислений [1, 2]. Методы нечеткого моделирования специально ориентированы на построение моделей, учитывающих неполноту и неточность исходных данных. Именно в таких
ситуациях технология нечеткого моделирования является наиболее конструктивной, так как
прежде всего ориентирована на современную тенденцию увеличения сложности математических и формальных моделей реальных систем и процессов управления, связанную с желанием повысить их адекватность и учесть все большее число различных факторов, оказывающих влияние на процессы принятия решений [1].
Нечеткое управление оказывается особенно полезным, когда технологические процессы
являются слишком сложными для анализа с помощью общепринятых количественных методов или, когда доступные источники информации интерпретируются качественно, неточно и неопределенно [2, 3]. Таким образом, использование математического аппарата нечеткой логики предоставляет средства отражения нечеткости исходной информации и предоставляет возможности построения моделей, адекватных реальности.
Одним из многочисленных примеров сложной технической системы в нефтегазовой
сфере являются магистральные газопроводы (МГ). Распределенная сеть магистральных
газопроводов характеризуется большой протяженностью и эксплуатируется в разнообразнейших природно-климатических условиях, при этом на газопровод действует большое
количество внешних и внутренних факторов, приводящих к механическим, силовым и коррозионным разрушениям труб МГ. Основная причина отказов – в коррозионном факторе.
Известно, что каждый третий отказ на магистральных газопроводах происходит по причине коррозии. Более 70% дефектов, выявленных внутритрубной дефектоскопией, имеет
коррозионное происхождение [4].
К настоящему времени разработаны и используются различные способы определения и
№ 5, 2011
Нефть и газ
113
прогнозирования развития коррозионных дефектов магистральных газопроводов [5, 6].
Недостатком таких методов является то, что судить о состоянии газопроводной трубы
предлагается посредством измерения и оценки одного или нескольких связанных параметров, что в конечном итоге дает одностороннюю и далеко не полную информацию о разрушающих процессах в газопроводе.
В литературе [5] предложена математическая модель, функционально описывающая
участки магистрального газопровода по степени их коррозионной опасности и включающая
расчет величины потенциально прогнозируемой скорости коррозии (ППСК).
Глубина коррозионного повреждения P определяется суммой переменных, не зависящих друг от друга и описывающих различные параметры среды околотрубного пространства X :
P  f  X i  ,
где X i — i -я переменная, описывающая каждый из влияющих параметров среды.
Потенциально прогнозируемая скорость коррозии — это такая скорость коррозии металла VПП , которая характеризует рост глубины дефекта наружной стенки газопровода в
заданный момент времени и в зависимости от активности коррозионных факторов ki , допуская развитие этого дефекта в любой точке обследуемого участка. В общем виде величина потенциально прогнозируемой скорости коррозии VПП определяется из следующего
выражения:
i
V ПП  
1
ki
,
n
где n — число коэффициентов ki , принятых для расчета потенциально прогнозируемой
скорости коррозии.
Основываясь на предложенной модели, построим систему нечеткого вывода, призванную рассчитывать потенциально прогнозируемую скорость коррозии магистрального газопровода на основе анализа расширенного спектра факторов, действующих на МГ. Для этого
в качестве входных переменных будем использовать следующие оценки:
1) срок эксплуатации газопровода;
2) уровень напряжений в стенках газопровода;
3) степень анаэробности грунта;
4) удельное электрическое сопротивление грунта;
5) качество марки стали;
6) ионная сила грунтовой влаги;
7) окислительно-восстановительный потенциал грунта (редокс-потенциал);
8) средняя плотность катодного тока;
9) уровень рН грунта;
10) влажность грунта.
Эти данные могут быть получены из проектной документации на магистральные газопроводы, посредством проведения полевых исследований, получения данных от датчиков,
станций электрохимической защиты МГ, а также за счет выполнения математических вычислений от измеренных значений косвенных факторов.
Выходным параметром примем оценку потенциально прогнозируемой скорости коррозии
V корр , которая является основой для дальнейших оценок технического ресурса газо-
провода и принятия решений по эксплуатации и срокам его ремонта.
Функциональная схема системы нечеткого моделирования представлена на рис. 1.
Рис. 1. Функциональная схема системы нечеткого вывода
114
Нефть и газ
№ 5, 2011
Система организует нечеткий вывод, который может быть представлен так
Знание «Если
Факт
K i есть Ai , то Y
« K i есть Ai »
есть
B»
___________________________________________
Вывод
« Y есть B  »
Таким образом, изначально известны конкретные значения всех входных переменных,
то есть множество значений:
K   k1 , k 2 ,..., k10 , ki  X i ,
где X i — область определения лингвистической переменой K i .
При этом Ai — нечеткое множество на X с известной функцией
принадлежности
 x . То есть Ai  ki ;  ( x) . При этом значение k i используется в качестве аргумента  x  , тем самым находится количественное значение bi   k i  , которое и является
результатом фаззификации подусловия « K i есть
Ai ,».
Если условие состоит из нескольких подусловий, то определяется степень истинности
сложного высказывания на основе известных значений истинности подусловий. Этот этап
нечеткого вывода называется агрегированием.
Активация — процедура нахождения истинности каждого из подзаключений базы правил. В данном случае степень истинности подзаключения « Y есть B » каждого правила
равна соответствующему значению истинности условия, определенного на этапе агрегирования. Этап активации считается законченным, когда определены значения истинности для
выходной переменной
V корр в каждом из правил нечетких продукций.
Следующим этапом нечеткого вывода является аккумуляция, которая представляет процедуру нахождения функции принадлежности выходной переменной
V корр .
До начала
этого этапа предполагаются известными значения истинности всех подзаключений, входящих в базу правил системы нечеткого вывода. Аккумуляция осуществляется как объединение нечетких множеств C1, C2 ,...,Cq , где q — количество подзаключений в базе правил:


 Vкорр  C1  C2  ... Cq .
Дефаззификация в системах нечеткого вывода представляет процедуру нахождения значения (не нечеткого) выходной переменной. Будем использовать метод центра тяжести,
который основывается на формуле
max
 Vкорр (Vкорр)dx
B  minmax
,
  (Vкорр)dx
min
где min и max — левая и правая точки интервала носителя нечеткого множества рассматриваемой выходной переменной
V корр .
Построение системы нечеткого вывода осуществляется с использованием пакета Fuzzy
Logic Toolbox среды MATHLAB [1, 2, 3, 7]. Для этого в среде MATHLAB необходимо
определить входные и выходную переменные, задать параметры модели и создать базу правил системы нечеткого вывода на основе экспертных знаний.
Разработанная система позволяет выполнить расчеты потенциально прогнозируемой
скорости коррозии труб МГ.
Проведем повторный расчет скорости коррозии МГ, выполненный в [5], и сравним результаты. Исходные данные, предполагаемые результаты по итогам балльной оценки и полученные расчетные значения потенциально-прогнозируемой скорости коррозии по двум
альтернативным методикам приведены в табл. 1.
№ 5, 2011
Нефть и газ
115
Таблица 1
Расчет потенциально прогнозируемой скорости коррозии
по двум альтернативным методикам
Номер участка
Срок эксплуатации, лет
Литология
Удельное электрическое сопротивление
грунта, Ом·м
Влажность, %
Марка стали
Ионный
состав, мг/кг
ClSO4-2
Общая
щелочь
Редокс-потенциал
Коэффициент
потенциала защиты
pH
Коррозионная
активность грунта,
сумма баллов
Скорость коррозии (методика [5]), мм/год
Скорость коррозии (нечеткая модель), мм/год
1
20
Торф +
ожелезенная
супесь
2
20
3
20
4
20
5
20
6
20
Ожелезенная
супесь
Ожелезенная
супесь
Ожелезенная
супесь
Торф
Торф +
суглинок
28
38
52
35
30
24
18
20
28
25
12
17 Г1С
17
Г2СФ
17 Г1С
17
Г2СФ
17 Г1С
300
150
400
100
26
17
Г2СФ +
17 Г1С
220
80
145
25
320
100
110
50
250
350
145
80
120
180
0,25
0,45
0,27
0,20
0,47
0,23
0,0028
0,0018
0,0014
0,0017
0,0017
0,0016
8
8
6,4
6,1
7,1
6,7
Средняя
7
Слабая
4
Средняя
7
Средняя
7
Средняя
9
Средняя
7
0,25
0,24
0,22
0,24
0,36
0,22
0,281
0,253
0,275
0,272
0,449
0,277
Результаты расчетов представлены в графическом виде на рис. 2.
Рис. 2. Результаты расчетов потенциально прогнозируемой скорости коррозии
по двум альтернативным методикам
116
Нефть и газ
№ 5, 2011
Полученные по разработанной методике результаты точнее отражают полученные до
проведения расчетов балльные оценки коррозионной активности грунта (см. рис. 2). Это
может быть связано с тем, что при расчетах по методике [5] использовался диапазон параметров для оценки скорости коррозии труб МГ, отличный от диапазона параметров, принятого при проведении бальных оценок. В частности, не учитывались такие показатели, как
влажность грунта и уровень грунтовых вод, зато были приняты во внимание марка стали,
редокс-потенциал грунта, потенциал защиты трубопровода. При создании методики расчета
на основе системы нечеткого вывода учитывался более широкий диапазон параметров, что
привело к коррекции результатов вычислений.
Отклонение результатов вычислений по разработанной методике от полученных по методике [5] в сторону коррекции к ожидаемой скорости коррозии приведены в табл. 2.
Как видно из сравнения результатов вычислений, оценки величины потенциально прогнозируемой скорости коррозии по разработанной методике на основе системы нечеткого
вывода выше, так как в расчетах учли дополнительные параметры, влияние которых привело к коррекции результатов. Подобная коррекция рассматривается как уточнение результатов, так как они лучше коррелируют с полученными предварительными балльными оценками скорости коррозии. Для более тонкой настройки построенной нечеткой модели возможно уточнение оценок отдельных количественных значений входных и выходной переменной. Такие оценки зависят от конкретного случая прокладки газопровода и могут подстраиваться в процессе его эксплуатации.
Таблица 2
Отклонение результатов расчетов по методике на основе системы нечеткого
вывода от результатов расчетов по альтернативной методике
Номер участка
Абсолютная
погрешность, мм/год
Относительная
погрешность, %
1
2
3
4
5
6
0,031
0,013
0,055
0,032
0,089
0,057
12,4
5,41
25
13,33
24,72
25,91
Таким образом, для расчета потенциально прогнозируемой скорости коррозии магистральных газопроводов создана математическая модель на основе использования методов
нечеткого моделирования. При этом не потребовалось создания сложного математического
аппарата, для проведения расчетов максимально использовались имеющиеся экспертные
знания о факторах, влияющих на коррозионное разрушение газопровода. В итоге, создание
математической модели и проведение вычислений существенно упрощено.
Подобный подход имеет ограниченный спектр применения, когда для сложной технической системы или технологического процесса нет простой математической модели [2] или
экспертные знания об объекте или процессе можно сформулировать только в лингвистической форме.
Список литературы
1. Леоненков А. В. Нечеткое моделирование в среде MATHLAB и fuzzyTECH. СПб.: БХВ-Петербург,2003.- 236 с.
2. Круглов В. В., М. И. Голунов Р. Ю. Нечёткая логика и искусственные нейронные сети. – М.: Физматлит, 2001. 221 с.
3. Дьяконов А. П., Круглов В. В. MATLAB. Математические пакеты расширения. Специальный справочник. СПб.: Питер, 2001. - 480 с.
4. Петров Н. А., Фатарахманов Ф. Х., Петрунин М. А., Маршаков А. И., Михайловский Ю. Н. Перспективные задачи полевой диагностики, коррозионного прогноза и мониторинга магистральных газопроводов // Надежность и
ресурс газопроводных конструкций. Сборник научных трудов. – М.: ВНИИГАЗ, 2003. - С. 231-235.
5. Теплинский Ю. А, Быков И. Ю. Управление эксплуатационной надежностью магистральных газопроводов. М.: Нефть и газ, 2007. - 400 с.
6. Харионовский В. В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. - М.: Недра, 2000. - 467 с.
7. Новак В., Перфильева И., Мочкрож И. Математические принципы нечёткой логики. пер с англ. - М.: Физматлит, 2006. - 352 с.
Сведения об авторе
Колосова Алла Леонидовна, аспирант, кафедра «Кибернетические системы», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.: (3452)41-68-66, e-mail: kolosova_alla@bk.ru
Kolosova A. L., postgraduate student, Department «Cybernetics system», Tyumen State Oil and Gas University, Tyumen, phone: (3452)41-68-66, e-mail: kolosova_alla@bk.ru
_________________________________________________________________________________________
№ 5, 2011
Нефть и газ
117
УДК 681.51
СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К ПРОЕКТИРОВАНИЮ
ПОЛИЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ АВТОНОМНЫХ КОМПЛЕКСОВ
A SYSTEM APPROACH TO DESIGNING OF POLYENERGETIC
OFF-LINE COMPLEXES
Н. Н. Карнаухов, О. Ф. Данилов, В. И. Колесов
N. N. Karnaukhov, O. F. Danilov, V. I. Kolesov
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: полиэнергетический комплекс, системный подход, целевая функция,
оптимизация, алгоритмическое обеспечение
Key words: polyenergetic complex, system approach, target function, optimization, algorithm support
Проведенная в недалеком прошлом перепись населения страны свидетельствует о наличии в Тюменской области многочисленных автономных поселений с числом жителей до
100-200 человек (10-30 семей), где наиболее важной проблемой является энерго- и теплоснабжение. Реализация планов интенсивного развития нефтегазового комплекса страны
(особенно на этапе разведки и освоения новых месторождений) приведет в ближайшей перспективе к увеличению количества малонаселенных поселков на севере области, а следовательно, к обострению отмеченной проблемы. Перспективные варианты энергоснабжения
рабочих поселков ориентированы на использование разнородных источников энергии, в
этих условиях вопросы системного проектирования полиэнергетических автономных комплексов выдвигаются в число приоритетных.
Структурная схема полиэнергетического комплекса представлена на рис. 1.
Ïðåîáðàçîâàíèå; îòáîð
Ïðåîáðàçîâàíèå; îòáîð
W k / (Wýk +Wòk)
W 1 / (Wý1 +Wò1)
Ýëåêòðîýíåðãèÿ
Ýëåêòðîýíåðãèÿ
Òåïëîâàÿ ýíåðãèÿ
W ý1
Èñòî÷íèê I k
Wk
Èñòî÷íèê I 1
W1
Òåïëîâàÿ ýíåðãèÿ
W ýk
W ò1
Îáúåäèíåíèå
W òk
Îáúåäèíåíèå
k
k
Wэп   Wэi
Wтп   Wтi
i 1
i 1
Ýëåêòðîýíåðãèÿ
Áóôåðèðîâàíèå è
ñòàáèëèçàöèÿ
Òåïëîýíåðãèÿ
Ïîòðåáèòåëü
Àêêóìóëèðîâàíèå è
ðàñïðåäåëåíèå
Рис. 1. Структурная схема полиэнергетического комплекса
В общем случае комплекс может эксплуатировать К разнородных источников энергии
(ветер, солнце, топливо и др.), каждый из которых в итоге преобразуется в электрическую
Wэi и тепловую энергию Wтi . Далее происходит объединение по виду энергии, при этом для
потребителя формируются 2 источника: электроэнергии Wэп и тепловой Wтп.
Процедуру формирования Wэп и Wтп рассмотрим на конкретном примере, когда используются два источника: ветер и топливо (мазут, солярка). Функциональная схема такого
энергетического комплекса представлена на рис. 2.
118
Нефть и газ
№ 5, 2011
Âåòåð
Ñûðü¸
Ïðåîáðàçîâàíèå
Ïðåîáðàçîâàíèå
W ñ / Wìñ
W â / Wìâ
Ïðåîáðàçîâàíèå
Ïðåîáðàçîâàíèå
W ìâ / Wýâ
W ìñ / Wýñï
Îòáîð
Îòáîð
W òñ = kñ*W c
Ïðåîáðàçîâàíèå
Ïðåîáðàçîâàíèå
W ýâ / Wòâï
W òñ / Wòñï
W ýâï = kâ*W ýâ
Îáúåäèíåíèå
Îáúåäèíåíèå
W ýï = Wýâï + Wýñï
W òï = Wòâï + Wòñï
Ýëåêòðîýíåðãèÿ
Áóôåðèðîâàíèå è
ñòàáèëèçàöèÿ
Òåïëîýíåðãèÿ
Ïîòðåáèòåëü
Àêêóìóëèðîâàíèå è
ðàñïðåäåëåíèå
Рис. 2. Функциональная схема полиэнергетического комплекса
Выполняются следующие технологические процедуры:
● преобразование энергии ветра Wв в механическую Wмв с КПД ηв при коэффициенте
готовности преобразователя Кгв :
(1)
Wмв  в  Wв  К гв ;
● преобразование механической энергии Wмв в электрическую Wэв с КПД ηмв при коэффициенте готовности преобразователя Кгмв:
Wэв   мв  Wмв  К гмв ;
● отбор от Wэв части (её доля kв) электрической энергии Wэвп для непосредственных
нужд потребителя:
Wэвп  kв  Wэв ;
● преобразование оставшейся электрической энергии (1-kв)Wэв в тепловую для нужд
потребителя Wтвп с КПД ηтв при коэффициенте готовности преобразователя Кгтв:
Wтвп  тв  (1  kв )  Wв  К гтв ;
● отбор от энергии сырья Wс части Wсп (её доля kс) при дальнейшем преобразовании её
в тепловую для непосредственных нужд потребителя:
Wсп  kc Wc ;
● преобразование Wсп в тепловую для нужд потребителя Wтсп с КПД ηтс при коэффициенте готовности преобразователя Кгтс:
Wтсп  тс Wсп  К гтс ;
● преобразование оставшейся части энергии сырья (1-kс)Wс в механическую Wмс с
КПД ηм при коэффициенте готовности преобразователя Кгм:
Wмc   м  (1  kc )  Wс  К гм ;
● преобразование Wмс в электрическую для нужд потребителя Wэсп с КПД ηэс при коэффициенте готовности преобразователя Кгэс:
Wэсп  эс  (1  kc )  Wс  К гэс ;
● объединение для потребителя источников электроэнергии:
Wэп  Wэвп  Wэсп ;
● объединение для потребителя источников тепловой энергии:
Wтп  Wтвп  Wтсп .
№ 5, 2011
Нефть и газ
119
Годовые уровни доставляемой потребителю энергии должны превышать принятые лимиты:
Wэп  W0э  N и Wтп  W0т  N ,
где W0э и W0т соответственно годовые лимиты электро- и тепловой энергии на одного жителя; N – количество жителей.
Системный подход к проектированию предполагает чёткое целеполагание. Возможен
ряд конкурентоспособных вариантов целевой функции. В частности, в качестве целевой
функции можно выбрать приведенные годовые затраты на комплекс, а можно сузить задачу
до минимизации объема завозимого топлива.
Оптимизацию проекта проведем по критерию минимума потерь. С одной стороны их
уровень должен возрастать при увеличении потерь энергии из-за низких значений КПД и
коэффициента готовности, а с другой, увеличение КПД и коэффициента готовности предполагает дополнительные расходы. Действительно, типовая запись преобразования (например, (1)) имеет вид W1   W  K г и, следовательно, энергетические потери W равны
W  W  W1  W  (1    K г ) .
Будем полагать, что потери Q1 связаны с W соотношением
Q1  m  W (здесь m-коэффициент).
Что же касается дополнительных расходов, связанных с желанием повысить значения
и
 Кг, то они при   0 и Кг=0 должны быть нулевыми, а при   1 и K г  1 гиперболически нарастать. Этому условию отвечают, например, функции потерь вида
Q2 
Kг

 z к (здесь
 z и Q2k 
1 Кг
1 
z
и zk – константы). Результирующие потери
i-преобразования, таким образом, равны
Qi  Q1i  Q2i  Q2ki ,
а суммарные потери всех преобразований (количество которых равно М) составят
M
M


K гi
Q   Qi   mi Wi  (1  i  K гi )  i  zi 
 z ki  .
1  i
1  K гi
i 1
i 1

(2)
Задача оптимизации сводится к поиску условий, доставляющих минимум целевой
функции Q. Её решение может быть существенно упрощено, если аргументы  i переходят
в разряд констант. В этом случае соотношение (2) сводится к виду
M
z ki
 mi  Wi i  K гi ] ,
i 1 1  1
K гi
Q  A  [
где A 
M
 (mi  Wi 
i 1
(3)
i
 zi ) .
1  i
Минимум потерь в каждом i-преобразовании достигается при условии
соответствует
( K гi )opt  1 
dQi
 0 , что
dKгi
zki
.
Wi  mi i
(4)
Если осуществить нормировку функции потерь к уровню mi.Wi , что соответствует
случаю i  K гi  0 ), то условие (4) преобразуется в
( K гi )opt  1 
где Z ki 
Z ki
i
,
(5)
zki
 i .
mi  Wi
В этом случае нормированная функция потерь i-преобразования примет вид
120
Нефть и газ
№ 5, 2011
Qin 
здесь Zi 
zi
mi  Wi
Qi

K гi
 1  i  K гi  i  Zi 
 Z ki ,
mi  Wi
1  i
1  K гi
(6)
.
График зависимости Qin от Кгi приведен на рис. 3.
Рис. 3. График зависимости нормированных потерь i-преобразования
от коэффициента готовности
Подстановка (4) в (3) и (5) в (6) позволяет оценить оптимальные (в нашем случае минимальные) значения функций Qi и Qin соответственно



(Qi ) opt  mi  Wi  1  i  Zi  ( Z ki  i ) 2  ;
1


i


(Qin ) opt  1 
i
1  i
 Zi  ( Z ki  i ) 2 .
Нормировку можно осуществить и для суммарных потерь (2):
M
M
Qn 
 Qi
i 1
M

 mi  Wi  (1  i  K гi ) 

i 1

i
K гi
 zi 
 z ki 
1  i
1  K гi

M
 mi  Wi
 mi  Wi
i 1
i 1
и определить далее оптимальное значение (Qn)opt:
M
M
 (Qi ) opt
(Qn ) opt  i 1
M
 mi  Wi
i 1

 mi  Wi  1 

i 1


 Zi  ( Z ki   i ) 2 
.
M
 mi  Wi
i
1  i
i 1
Полученные результаты являются ядром алгоритмического обеспечения задач системного проектирования полиэнергетических автономных комплексов для Западной Сибири.
№ 5, 2011
Нефть и газ
121
Сведения об авторах
Карнаухов Николай Николаевич, д. т. н., профессор, генеральный директор ООО «ЛУКОЙЛИнжиниринг» ОАО НК «ЛУКОЙЛ», е-mail: Karnauhov NN@lukoil.com
Данилов Олег Федорович, д.т.н., профессор, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 25-69-84, е-mail: nauka@tsogu.ru
Колесов Виктор Иванович, к.т.н, доцент., профессор, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:(3452)41-68-65, е-mail: vikolesov@yandex.ru
Karnauhov N. N., PhD, professor, General director of «LUKOIL-engineering» Co Ltd., OJSC
«LUKOIL», е-mail: Karnauhov NN@lukoil.com
Danilov O. F., PhD, professor, Tyumen State Oil and gas University, phone: (3452) 25-69-84, е-mail:
nauka@tsogu.ru
Kolesov V. I., Candidate of Technical Sciences, associate professor, Tyumen State Oil and gas University,
phone: (3452) 41-68-65, е-mail: vikolesov@yandex.ru
_________________________________________________________________________________________
Проблемы экологии
нефтегазовых регионов
УДК 622.24
ВЛИЯНИЕ КОАГУЛЯНТОВ НА УЛУЧШЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ
СВОЙСТВ БУРОВЫХ ШЛАМОВ
INFLUENCE OF COAGULANTS ON IMPROVEMENT OF PHYSICAL AND CHEMICAL
PROPERTIES OF DRILLING CUTTINGS
В. С. Петухова, Л. Н. Скипин, А. А. Галямов
V. S.Petukhova, L. N. Skipin, A. A. Galyamov
Тюменский государственный архитектурно-строительный университет, г. Тюмень
Ключевые слова: буровой шлам, коагулянта, фильтруемость
Key words: drilling cuttings, coagulating agent, filterability
Каждый шламовый амбар с накопленными отходами бурения является источником воздействия на окружающую среду. Несвоевременно ликвидированные шламовые амбары
являются постоянно действующим фактором загрязнения природной среды. По данным
А. И. Булатова (1997) из-за несвоевременной ликвидации шламовых амбаров, в объекты
окружающей среды попадает до 6,5% их содержимого [1].
Выбуренный шлам благодаря разнообразию минерального состава, содержанию нефти,
нефтепродуктов и сложных полимерных добавок: КМЦ (карбоксиметилцеллюлозы), ССБ
(сульфитно-спиртовой барды), ПАА (полиакриламида) и других, способен при контакте с
природными комплексами, их влагой, атмосферными осадками, подземными и наземными
водами оказывать неуправляемое негативное влияние на установившееся природное равновесие локальных био- и агроценозов с непредсказуемым поведением этих комплексов в
последующем времени. Следовательно, проблема сбора, очистки и экологически безопасного хранения выбуренного шлама крайне актуальна [2].
Количество отходов, скапливающихся на территории Тюменской области, огромно, поскольку при бурении скважины на 1 м проходки приходится 1–2 м3 отходов. Только за
2001 г в ХМАО образовано около 1 459 тыс. т производственных отходов, из которых основную долю составляют отходы бурения [3].
Одним из перспективных направлений проблемы утилизации и рекультивации бурового
шлама (БШ) является применение коагулянтов с последующим сочетанием фитомелиорантов и микробиологических препаратов комплексного действия.
Поэтому проведение рекультивации или утилизации шламовых амбаров является одним
из важнейших природоохранных мероприятий, направленных на восстановление экологической ситуации в районах добычи углеводородного сырья. При этом существуют проблемы, сопряженные с отрицательными химическими и физическими свойствами БШ, в частности, повышенной щелочностью и засолением, безструктурностью, высокой дисперсностью, слабой фильтрационной способностью, заплыванием при увлажнении и др.
122
Нефть и газ
№ 5, 2011
Цель работы — создание благоприятных водно-физических и химических свойств БШ с
применением коагулянта для последующего их использования как объекта рекультивации
или в качестве строительного материала.
Необходимо изучить действие коагулянтов, в частности, сернокислого железа
((FeSO4)∙7H2O), извести (CaCO3) и хлористого кальция (CaCl∙2H2O) на фильтрационную
способность БШ.
По результатам испытаний, химизм (тип) засоления БШ по анионному составу – содовохлоридный, по катионному – кальциево-натриевый. По степени засоления БШ достигают
градации. Как показали результаты химического анализа изучаемых нами проб БШ, рН
среды составляет 8,68-9,10. Повышенная щёлочность обусловлена содержанием нормальной и двууглекислой соды, весьма токсичной для растений, земель северных районов, характеризующихся кислыми почвами с показателем рН среды 4,5-5,5.
Буровые шламы, насыщенные катионами Na+, обладают очень непрочной структурой,
при увлажнении они расплываются в непроницаемую для воды и воздуха вязкую массу, а
при высыхании резко сокращаются в объеме, образуют трещины и превращаются в монолитные, очень крепкие глыбы, трудно поддающиеся обработке [4], что затрудняет их практическое применение.
Ёмкость катионного обмена (ЕКО) в буровых шламах обусловлена коллоидными частицами минерального происхождения, что свидетельствует о высокой степени варьирования
ЕКО в БШ из разных проб (от 18,0 до 64,0 мг-экв/100 г).
Известно, что глинистые минералы группы каолинита обеспечивают ЕКО от 3 до 20,
монтмориллонита до 120, гумусовые кислоты 200-300, гидроксиды алюминия и железа
2-3 мг-экв/100г. Учитывая, что гумусовые вещества в буровых шламах отсутствуют, следует предполагать, что величина ЕКО в основном обусловлена разным соотношением минералов.
Методика исследований такова. В рамках настоящего опыта отбор проб БШ осуществлялся на территории шламового амбара Уватского района Тюменской области в соответствии с ГОСТ 17.4.3.01-83 «Почвы. Общие требования к отбору проб» и ГОСТ 17.4.4.02-84
«Почвы. Методы отбора и подготовки проб для химического, бактериологического, гельминтологического анализа» методом конверта.
В лабораторных условиях определялась фильтрационная способность насыпных образцов БШ с коагулянтами FeSO4∙7H2O, CaCO3 и CaCl∙H2O методом трубок. Всего брали
12 стеклянных цилиндров, первый из которых был контрольным, в нем находился только
БШ массой 40 грамм, а начиная со второго цилиндра, добавлялась доза коагулянта с нарастающим интервалом 0,1 грамма. Опытные варианты трехкратно заливались одинаковым
объемом воды, через сутки измеряли объем фильтрата по каждому цилиндру. Перед засыпанием в цилиндр БШ и коагулянт тщательно перемешивали во избежание ошибок опыта.
Результаты испытаний представлены на рис.1, 2, 3.
18
16
14
Количество 12
профильт 10
ровавшейся
8
воды,
6
Q, мл/сут
4
2
0
y = -0,2132x2 + 3,9644x - 1,8545
r = 0,8202
эмпирическа
я кривая
теоретическа
я кривая
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1
Доза коагулянта FeSO4∙7H 2 O, г
Рис. 1. Влияние FeSO4·7H2O на фильтрационную способность бурового шлама
Графики отражают зависимость количества профильтровавшейся воды от дозы коагулянта (см. рис. 1, 2, 3). Коагулянт в форме FeSO4∙7H2O и CaCl способствует лучшему проявлению фильтрационных свойств БШ. К тому же коэффициент корреляции (r) по модулю у
FeSO4 и CaCl находится ближе к 1, что означает наличие сильной связи между дозой коагулянта и количеством фильтрата. В отличие от CaCO3, присутствие которого в БШ почти не
оказывает влияния на процесс фильтрации.
№ 5, 2011
Нефть и газ
123
Рис. 2. Влияние CaCO3 на фильтрационную способность бурового шлама
Количество
профильтро
вавшейся
воды,
Q, мл/сут
y = 0,0538x2 + 0,4361x
r = 0,9633
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
эмпирическая
кривая
теоретическая
кривая
0
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9
Доза коагулянта CaCl∙H2 O, г
1
1,1
Рис. 3. Влияние CaCl·2H2O на фильтрационную способность бурового шлама
При добавлении FeSO4∙7H2O и CaCl∙H2O ионы Na+ и К+, входящие в поглощающий
комплекс БШ, будут замещаться на Fe3+ и Ca2+, что приводит систему в равновесие. Благодаря нейтрализации соды и выносу продуктов обменных реакций происходит положительное изменение реакции среды для последующей рекультивации БШ.
Выводы
Возможны изменения водно-физических и химических свойств БШ, благодаря применению эффективных коагулянтов, часть которых может быть отходами промышленности.
Применяя данный метод коренного улучшения свойств БШ, можно предотвратить их
накопление в местах, где представляется угроза для окружающей среды. Это позволит утилизировать БШ как строительный материал при отсыпке дорожного полотна или в других
целях, а также дает благоприятную возможность проводить биологическую рекультивацию
на них после устранения ряда отрицательных физических и химических свойств, которыми
они обладали до коагуляции.
Список литературы
1. Булатов А. И., Макаренко П. П., Шеметов В. Ю. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности.
– М.: Недра, 1997. – 365 с.
2. Фесенко Н. Н., Дорош М. М., Коваленко В. И. Предупреждение загрязнения почв буровыми сточными водами
// Нефтяная и газовая промышленность. – 1991. - №3. – С.
3. Информационный бюллетень. – Ханты-Мансийск, 2002. – Т.3. – С. 42.
4. Гаркуша И. Ф., Яцюк М. М. Почвоведение с основами геологии. Изд. 2-е, испр. и доп.- М.: Колос, 1975.-304 с.
Сведения об авторах
Скипин Леонид Николаевич, д.с.-х.н., профессор, заведующий кафедры «Безопасность жизнедеятельности и
охрана окружающей среды», Тюменский государственный архитектурно-строительный университет, тел.:
8(3452)43-07-29
Петухова Вера Сергеевна, аспирант кафедры «Безопасность жизнедеятельности и охрана окружающей среды», Тюменский государственный архитектурно-строительный университет, sav.va83@rambler.ru
Галямов Азат Ахатович, соискатель кафедры «Безопасность жизнедеятельности и охрана окружающей среды», Тюменский государственный архитектурно-строительный университет, тел.: 8(3452)43-07-29
Skipin L. N., Doctor of Sciences in Agriculture, professor, head of the chair «Safety of life activity and environmental
protection», Tyumen State Architectural University, phone: 8(3452)43-07-29
124
Нефть и газ
№ 5, 2011
Petukhova V. S., post graduate student of the chair «Safety of life activity and environmental protection», Tyumen State
Architectural University, e-mail: sav.va83@rambler.ru
Galyamov A. A., applicant for a scientific degree, the Chair «Safety of life activity and environmental protection», Tyumen State Architectural University, phone: 8(3452)43-07-29
_________________________________________________________________________________________
УДК 577.4:622.323(571.121)
ПРОБЛЕМЫ ЭКОЛОГИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ
НА ТЮМЕНСКОМ СЕВЕРЕ
PROBLEMS OF ECOLOGY IN THE TYUMEN NORTH OIL AND GAS SECTOR
Н. Л. Мамаева, С. И. Квашнина
N. L. Mamaeva, S. I. Kvashnina.
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: антропогенное воздействие, нефтегазовая отрасль, северные регионы,
многолетнемерзлые породы, охрана окружающей среды
Key words: man’s impact, oil and gas branch, north regions, permafrost rocks, environmental protection
В настоящее время человечество переживает углеводородную эпоху. Нефтяная отрасль
является главной для мировой экономики. В нашей стране эта зависимость особенно высока. К сожалению, российская нефтяная промышленность находится сейчас в состоянии глубокого кризиса. Загрязнение окружающей среды осуществляется непроизвольно, без определенного умысла. Большой вред природе наносится, например, от потери нефтепродуктов
при их транспортировке, особенно, в северных регионах [1].
Большую опасность таит использование нефти и газа в качестве топлива и при сжигании в факелах попутного газа. При сгорании этих продуктов в атмосферу выделяются в
больших количествах углекислый газ, различные сернистые соединения, оксид азота и другие загрязняющие вещества. В связи с этим изучение загрязнений окружающей среды, особенно в северных условиях, как никогда актуально. Это обусловило цель настоящего исследования, а именно проведение анализа и поиск мер по предупреждению антропогенного
влияния на окружающую среду Тюменского Севера.
Регионами исследования являются п. Самбург и п. Тарко-Сале, которые находятся в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО). По геокриологическому
районированию данные поселки относятся к Северной зоне Харасавэй-Новоуренгойской
подзоне Устьпуровско–Тазовской области и к Центральной зоне Игарко-Нумтинской подзоне Пуровской области соответственно.
Официальные экологические данные получены из статистических сборников территориального органа федеральной службы государственной статистики по Тюменской области,
под редакцией А. Н. Агрызина за 1990-2006 гг. [2, 3, 4]. Статистическая обработка проводилась по компьютерной программе «SPSS 11.5».
Количество организаций, имеющих выбросы и источники выбросов загрязняющих веществ в атмосферу представлены в табл.1.
Таблица 1
Количество организаций, имеющих выбросы и источники выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу (единиц)
Наименование
Геокриологическая область
Устьпуровско-Тазовская
Количество источников 675,88  131,47
выбросов
Количество
856,11  93,01
организованных
источников
Достоверность различия (*р0,001).
№ 5, 2011
Пуровская
17970,24  1532,11*
10527,56  580,87*
Нефть и газ
125
Выявлено, что в Пуровской геокриологической области больше как количества организаций, имеющих выбросы и самих источников выбросов загрязняющих веществ по сравнению с Устьпуровско-Тазовской геокриологической областью.
Так как количество организаций, имеющих выбросы и источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу больше в Пуровской геокриологической области, следовательно
и самих загрязняющих веществ твердых и газообразных выбрасывается больше, чем в
Устьпуровско-Тазовской геокриологической области (табл. 2).
Таблица 2
Выброшено загрязняющих веществ в атмосферу, тонн
Наименование
Геокриологическая область
Устьпуровско-Тазовская
Всего
8609,35  1574,71
Твердых
104,88  15,14
Газообразных
8504,53  1576,76
Диоксида серы
82,71  11,54
Оксида углерода
4023,41  693,40
Оксидов азота
1334,06  235,74
Достоверность различия (* р0,001).
Пуровская
395978,10  34298,67*
14210,65  2676,63*
381767,50  31927,93*
929,47  39,84*
215444,20  24814,86*
23789,00  1161,49*
Кроме загрязнения атмосферного воздуха, на жизнедеятельность биологических объектов влияют и показатели качества воды.
Источниками поступления нефтепродуктов в водные объекты могут быть аварии танкеров и буровых платформ, сброс сточных вод и т.д.
Химическая характеристика сточных вод, сброшенных в поверхностные водные объекты в регионах исследования, представлена в табл. 3.
Таблица 3
Характеристика сточных вод, сброшенных в поверхностные водные объекты
Геокриологическая область
Наименование
Устьпуровско-Тазовская
Пуровская
Железо, т
0,37  0,11
1,57  0,17***
Сульфаты, тыс. т
0,01  0,001
0,02  0,01
Хлориды, тыс. т
0,01  0,002
0,02  0,004*
Азот аммонийный, т
1,01  0,17
10,89  1,66***
Нитраты, т
7,55  2,13
5,22  2,55
Нитриты, т
0,11  0,02
0,77  0,45
БПКполный, тыс. т
0
0,04  0,01**
Достоверность различий (*р0,05; **р0,01; *** р0,001).
Анализ результатов выявил, что сброс сточных вод в поверхностные водные объекты в
Пуровской геокриологической области по сравнению с Устьпуровско-Тазовской геокриологической областью больше по следующим загрязняющим веществам: железу, хлоридам и
азоту аммонийному. Показатели качества воды по биологическому потреблению кислорода
(БПК) выше в Пуровской геокриологической области (р0,01).
Для предотвращения загрязнения окружающей природной среды в разных странах используются различные методы: шведские и американские специалисты для очистки морских вод от нефтепродуктов предлагают использовать торф и бумагу, обладающие высокими адсорбционными свойствами. Хорошие результаты дает применение диспергаторов.
Большие надежды возлагаются на биологическую защиту с использованием супермикроба.
Выводы
Уровень загрязнения атмосферы и гидросферы в Пуровской геокриологической области
выше. Это можно объяснить тем, что на данной территории находится большее количество
промышленных предприятий, загрязняющих окружающую среду, хотя нефтегазовыми компаниями и применяются различные методы для борьбы с нефтяными загрязнениями.
126
Нефть и газ
№ 5, 2011
Список литературы
1. Дорожукова С.Л., Янин Е.П. Экологические проблемы нефтегазодобывающей территории (на
примере Тюменской области)//Научно-технические аспекты охраны окружающей природной среды. –
2002, № 6. – С.57-91.
2. Статистический ежегодник: Стат. сб. в 7-ми частях. Ч. VII (II)./ Тюменский областной комитет
госстатистики. – Т., 2004. – 552 с.
3. Охрана окружающей среды в Тюменской области (1998-2003): Стат. сборник./ Тюменский
областной комитет госстатистики. – Т., 2004. – 612 с.
4. Охрана окружающей среды в Тюменской области (2002-2006): Стат. сборник./Территориальный
орган федеральной службы государственной статистики по Тюменской области. – Т., 2007. – 276 с.
Сведения об авторах
Мамаева Наталья Леонидовна, аспирант, научный сотрудник НИИ «Общая и прикладная криология» Тюменского государственного нефтегазового университета, ассистент кафедры «Промышленная экология», г. Тюмень, тел.: (3452) 48-61-16
Квашнина Светлана Ивановна, д. м. н., профессор, кафедра «Кибернетические системы», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.: (3452) 48-61-16
Mamaeva N. L., post-graduate, scientific worker of the Scientific Research Institute of General and Applied Cryology, Tyumen State Oil and Gas University, assistant of the chair «Industrial ecology», Tyumen,
phone (3452) 48-61-16
Kvashnina S. I., Doctor of Sciences in Medicine, professor of the chair «Cybernetic systems», Tyumen
State Oil and Gas University, Tyumen, phone (3452) 48-61-16
_________________________________________________________________________________________
Рефераты Abstracts
УДК 316.05
М. В. Ломоносов – основатель геологической науки в России. Максимов Е. М. Известия вузов. Нефть и газ.
2011. №5. С. 7-10.
О М. В. Ломоносове - основателе геологической науки в России. О его научных трудах и замыслах.
M.V. Lomonosov as a founder of geological science in Russia. Maksimov E. M.
About V. M. Lomonosov as a founder of the geological science in Russia. About his scientific works and projects.
УДК 556.01
Литогидрогеохимия – методологическая основа наращивания ресурсной базы углеводородов.
Матусевич В. М., Рыльков А. В., Абдрашитова Р. Н. Нефть и газ. 2011. №5. С.10 – 17.
Освещена генетическая основа новых подходов к изучению природной геохимической системы порода – вода углеводороды. Показана высокая информативность водных ореолов рассеяния залежей УВ при локальном прогнозе
нефтегазоносности. Обращается внимание на возможность существенного повышения геологической и экономической эффективности геолого-разведочных работ при широком внедрении литогидрогеохимии. Табл. 3, библиогр.
7 назв.
Lithohydrogeochemistry – a methodological basis of hydrocarbon resources base build-up. V. M. Matusevich, A. V.
Ryl’kov, R. N. Abdrashitova.
The genetic basis of the new approaches towards the study of natural geochemical system rock-water-hydrocarbons is described. A high information value of the water aureoles of HC deposits dispersion in local forecast of oil-and-gas content is
shown. A special attention is paid to a feasibility of significant improvement of geological and economic efficiency of exploration operations due to a widespread adoption of lithohydrogeochemistry.
УДК 553.98(571.12)+551.762
Перспективы юрских отложений в Надым-Пурской нефтегазоносной области. Часть I. Гладышева Я. И.,
Гладышев А. А. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С.17- 25.
Поисково-оценочное бурение на глубокие горизонты на новых территориях позволяет оценить перспективы поисков объектов углеводородов, дать оценку выделяемых прогнозных ловушек и наметить оптимальные пути по дальнейшему приросту углеводородного сырья. Ил.4, библиогр.5 назв.
Prospects of jurassic deposits in Nadym-Pur oil-and-gas bearing area. Part I. Gladysheva Ya. I. , Gladyshev А. А.
Prospecting-estimation drilling on deep horizons in the new territories makes it possible to evaluate the prospects of
searching for hydrocarbon productive formations, to assess the delineated potential traps and to plan optimal ways for further
increase of hydrocarbon raw materials.
УДК 624.139
Инженерно-геологические изыскания и строительство нефтепровода «Ванкорское месторождение – НПС
Пурпе». Губарьков А. А. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С. 25-28.
Магистральный нефтепровод (МН) «Ванкорское месторождение – НПС Пурпе» на первых 76 км проложен
надземным способом. В связи со сложными геокриологическими условиями принято решение о применении трех
типов свай под опоры МН: винтовых на талых грунтах, бурозабивных с заглубленной кровлей многолетнемерзлых
пород (ММП) и буроопускных на твердомерзлых ММП. Установка свай потребовала дополнительных работ по выявлению свойств грунтов и проведения контрольного бурения. Библиогр. 8 назв.
Features of engineering-geological survey and construction of the oil pipeline “Vankorskoye field – NPS Purpe”.
Goubarkov A. A.
The trunk oil pipeline “Vankorskoye field - NPS Purpe” was laid above ground on the first 76 km. In connection with severe geocryological conditions a decision was made to apply three types of piles for supports of the trunk oil pipeline: the
bored ones on thawed grounds, pipe-driven drilled ones for a deep roof permafrost rocks and drilled–and-dropped ones for
№ 5, 2011
Нефть и газ
127
solid frozen rocks. The installation of piles required additional works to define the rock properties and perform the test drilling.
УДК 553.9
Комплексное тектоно-седиментационное прогнозирование ловушек углеводородов в неокоме и ачимовских отложениях. Бембель А. Р. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С. 29-31.
Рассмотрен геосолитонный механизм формирования неокомского клиноформного комплекса и ачимовских отложений Западной Сибири. Предложена модель взаимосвязанных сейсмотектонических и седиментационных процессов. Ил. 1, библиогр. 6 назв.
Integrated tectono-sedimentation forecasting of hydrocarbons traps in Neocomian and Achim deposits.
Bembel А. R.
The paper describes a geosoliton mechanism of the Neocomian clinoform complex and Achim deposits in West Siberia.
A model is proposed of interconnected seismotectonic and sedimentation processes.
УДК 622.276.34
Моделирование работы залежи с применением метода материального баланса. Рублев А. Б., Федоров К. М.,
Шевелёв А. П., Им П. Т. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С. 32 – 40.
Рассмотрена простая модель работы небольших залежей, основанная на уравнении материального баланса и модели притока воды из эквифера. Основными входными параметрами модели являются промысловые данные о добыче
продукции, основные фильтрационно-емкостные характеристики нефтяной залежи и эквифера и периодические замеры давления на основе гидродинамических исследований скважин. Предлагается алгоритм уточнения начальных
геологических запасов залежи на основе минимизации среднеквадратической ошибки в расчетных и замеренных
данных по пластовому давлению. Приведены промысловые примеры, демонстрирующие эффективность алгоритма.
Ил. 3, табл.11, библиогр. 8 назв.
Modeling of a deposit performance using the material balance method. Rublev A. B., Fedorov K. M., Shevelev A. P.,
Im P. T.
A simple model for small-scale reservoirs simulation is described. The model is based on the material balance equation
(MBE) and water influx model. The basic input data for the model include the production history, the oil deposit and aquifer
filtration and capacity characteristics, and results of periodic pressure measurements based on hydrodynamic studies of wells.
The algorithm of the OOIP estimation refinement was developed based on the minimization of mean-square error in the estimated and measured reservoir pressure data. The algorithm permits to select the aquifer parameters that correspond to the
minimal discrepancy of calculations and measurements and to calculate the relevant OOIP. Application of material balance
calculations with the defined aquifer parameters values allows for a more accurate OOIP estimation. Two field examples are
presented which demonstrate the algorithm effectiveness.
УДК 552.578.1:533.1/.2
Экспериментальное исследование фазового поведения многокомпонентных смесей в виде псевдобинарных. Булейко В. М., Булейко В. В. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С.40-46.
Приводятся экспериментальные методики исследования фазового поведения смесей углеводородов, представленных как псевдобинарные смеси. Состав трёх- и более числа компонентов смеси варьируется как состав бинарной
смеси, что позволяет получить ряд соотношений для расчёта фазовых равновесий, аналогичных по форме уравнениям
для бинарных смесей. Ил. 5, табл.3, библиогр. 8 назв.
Experimental studies of phase behavior of multicomponent mixtures presented in the form of pseudobinary ones.
Buleiko V. M., Buleiko V. V.
In the present work the experimental techniques of research of phase behavior of hydrocarbons mixtures presented as a
pseudo-binary mixture are described. The structure of three - and more components of a mixture varies as a composition of
the binary mixture that permits to receive a number of ratios for calculation of phase equilibrium, similar in the form to the
equations for binary mixtures.
УДК 550.831.08
Особенности изменения связей вариаций силы тяжести с изменениями пластового давления.
Cеркеров С. А., Полын И. И. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С. 46-51.
Рассмотрены аналитические выражения, определяющие зависимости вариаций силы тяжести от дебитов скважин
и от изменения значений пластового давления при разработке газовых месторождений. Проведен анализ применимости этих выражений. Показано, что в общем случае они имеют вид параболической зависимости. Рассмотрены пути
их применения при мониторинге разработки газовых месторождений. Табл.1, библиогр. 2 назв.
Features of change in bonds of gravity variations with the reservoir pressure changes during development of gas
fields. Serkerov S. A., Polyn I. I.
The analytical expressions are considered that determine the relationships between the gravity variations and well flow
rates and a change in reservoir pressure values during the gas fields development. The analysis of these expressions applicability is made. It is shown that in a general case they have a form of parabolic dependence. The ways of their application when
monitoring the development of gas fields development are described.
УДК 622.276.6
Проблемы межколонных газопроявлений на скважинах. Журавлев В. В., Чижова Т. И., Шестакова Н. А., Кустышев А. В. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С. 52-55.
Бованенковское месторождение, находящееся на полуострове Ямал, разрабатывается в очень сложных геологогеокрилогических и природно-климатических условиях. Строительство скважин технически и технологически осложнено. Одной из проблем на завершающей стадии строительства является наличие межколонных газопроявлений.
Предлагается достаточно неординарный подход в решении данной проблемы: не ликвидировать межколонное давление, а с его помощью осуществлять мониторинг технического состояния скважин и только при возрастании межколонных давлений выше предельно допустимых значений проводить их ремонт. Ил. 5, библиогр. 10 назв.
Problems of annulus gas showing in wells. Zhuravlev V. V., Chizhova T. I., Shestakova N. A., Kustyshev A. V.
The Bovanenskoe oil field located in Yamal peninsula is developed in very complicated geologo-geocryological and natural-climatic conditions. The wells construction is technically and technologically complicated. One of problems at the final
stage of construction is a presence of annulus gas showings. The author offers a rather uncommon approach to solution of this
128
Нефть и газ
№ 5, 2011
problem, that is not to remove the annulus pressure, but to use it for monitoring the technical condition of wells and to perform
their repair only when the annulus pressures grows higher than the maximum-permitted values.
УДК 622.276.66/658.011.46
Гидроразрыв пласта — эффективный метод доизвлечения запасов нефти и газа. Паняк С. Г., Аскеров А. А.,
Юсифов Т. Ю. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С. 56-59.
Предоставлено краткое изложение опыта внедрения методики доизвлечения нефти и газа на ЮжноХарампурском и Фестивальном месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз». Найден и обоснован новый подход к проведению гидроразрыв на консервационных и бездействующих фондах скважин, который позволяет активизировать
подвижность углеводородов в около скважинном пространстве, увеличивать их добычу. Ил.5, библиогр. 3 назв.
Formation hydraulic fracturing as a method of additional recovery of oil and gas resources. Panyak S. G.,
Askerov A. A., Yusiphov T. Yu.
The experience of implementation of additional oil and gas recovery method in the oil fields Yuzhno-Kharampurskoye
and Festivalnoye belonging to “RN-Purneftegas, Ltd”, is briefly described. A new approach to the formation hydraulic fracturing implementation in the conservation and idle well stock that makes possible to enhance the hydrocarbons mobility in the
near wellbore zone and to increase their recovery has been found and proved.
УДК 622.02:531
Моделирование деформаций перфорационных отверстий при различных режимах работы эксплуатационной скважины. Попов С. Н. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С. 59-62.
Построена трехмерная геомеханическая модель призабойной зоны скважины с перфорационными отверстиями.
На основе данной модели проведены численные расчеты по определению напряженно-деформированного состояния
(НДС) участка продуктивной залежи вблизи скважины и получены зоны разрушения перфорационных отверстий в
зависимости от депрессии. Ил. 2, табл.1, библиогр. 2 назв.
Simulation of perforations deformation at various modes of production well performance. Popov S. N.
In this work a 3D geomechanical model of the bottomhole zone of a well with perforations was constructed. Based on this
model the numerical calculations were carried out to determine the deflected mode of the productive reservoir section near the
well and the destruction zones of perforations depending on depression were defined.
УДК 622.692.4
Методика оперативной параметрической диагностики газоперекачивающего агрета при эксплуатации. Чичугин В.А., Носков С.В. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С. 62-70.
Рассмотрена методика оперативной параметрической диагностики газоперекачивающих агрегатов при эксплуатации. Цель предлагаемого метода — уменьшение трудоемкости и упрощение технологии измерений эффективной
мощности газотурбинной установки (ГТУ), а также максимальное упрощение решения поставленной задачи путем ее
осуществления с помощью одного штатного контрольно-измерительного прибора, установленного на ГТУ. Приведен
алгоритм интегральной оценки технического состояния по сдвигу характеристик и дифференциальная оценка работоспособности элементов газоперекачивающих агрегатов. Ил. 6, библиогр. 3 назв.
Method of on-line parametric diagnostics of gas-pumping aggregate during its operation. Chuchuguin V. A.,
Noskov S. V.
The paper illustrates the technique of the on-line parametric diagnostics of gas pumping units during their operation. The
purpose of the proposed method is to reduce labor intensity and to simplify the technology of measurement of the gas turbine
unit effective power, as well as to maximally simplify this problem solution through its implementation using one standard
monitoring instrument installed on the gas turbine. The algorithm of the integral estimate of the technical state by the characteristics offset is offered and the differential evaluation of the gas pumping units elements performance is also proposed.
УДК 622.692
Анализ пространственных перемещений магистральных газопроводов с определением граничных зон.
Кушнир С. Я., Карнаухов М. Ю., Пульников С. А., Сысоев Ю. С. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С. 71-74.
Определены более точные геометрические параметры арки с помощью предложенных авторами колоколообразных функций, которые более точно описывают линию изгиба газопровода по сравнению с использовавшейся в ранних
работах синусоидальной функцией. С помощью предложенных функций произведена обработка данных геометрии
арок и получена графическая зависимость между параметрами оголенного участка (отношение стрелы прогиба к
длине оголенного участка) и удлинения газопровода при температурном расширении металла трубы. Ил. 5,
библиогр.10 назв.
Analysis of gas pipeline spatial displacements with assessment of boundary zones. Kushnir S. Ya.,
Karnaukhov M. Yu. Pulnikov S. A., Sysoev Yu. S.
The more precise geometrical parameters of the arch are determined using the bell-like functions offered by the authors
that describe more precisely the gas pipeline curvature line in comparison with the sinusoidal function used in earlier works.
The proposed functions helped to process the arch geometry data and to obtain a curve of relationship between the bare
spot parameters (the ratio of bending deflection to the length of the bare spot) and the gas pipeline extension at thermal expansion of the pipe metal.
УДК 620.193:621.642.3
Расчет фундаментного кольца резервуара с дефектами. Сильницкий П. Ф., Тарасенко М. А., Тарасенко А. А.
Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С.75-77.
Рассмотрена проблема расчёта кольцевых железобетонных фундаментов резервуаров с дефектами. Предлагается
решение задачи численными методами с использованием программного комплекса «Structure CAD». Разработана
конечно-элементная модель фундаментного кольца РВС(П,ПК)-20000. Составлена схема приложения эксплуатационных нагрузок. Смоделировано нагружение резервуара с учетом влияния выявленных дефектов. Предложенный подход апробирован на эксплуатирующемся резервуаре. Ил. 3, библиогр.7 назв.
Calculation of the steel reservoir foundation ring with defects. Silnitsky P. F., Tarasenko M. A., Тarasenko A. A.
The article presents a problem of calculation of steel reservoir foundation concrete rings with defects. It is proposed to
solve the problem by numerical methods using the software package “Structure CAD”. The finite-element model of the foundation ring for RVS(P,PK)-20000 was developed by the authors. The scheme of working loads application was composed. The
reservoir loading was modeled with accounting for the effect of the revealed defects. The proposed method was tested on the
storage tank actually exploited.
№ 5, 2011
Нефть и газ
129
УДК 547.9:547.458.88:622.24.06
Химизм стабилизации свойств буровых растворов пектином. Токтосунова Б. Известия вузов. Нефть и газ.
2011. №5. С.78-80.
Спектроскопическое исследование показывает осуществление химическое взаимодействия между функциональными группами пектиновых веществ и коллоидных частиц глинистых минералов в процессе стабилизации свойств
буровых растворов. Ил.3, библиогр.2 назв.
Chemism of drilling mud properties stabilization by pectin. Toktosunova B.
Spectroscopic studies revealed the occurrence of the chemical interaction between functional groups of pectin substances
and colloidal particles of clay minerals in the process of drilling mud stabilization.
УДК 665.73.038
Снижение потерь лёгких углеводородов при больших дыханиях нефтяных резервуаров. Фархан М. М.,
Магарил Р. З. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С.81-82.
Рассмотрен новый способ снижения потерь легких углеводородов нефти при введении в неё микроколичеств
присадки, обладающей поверхностно-активными свойствами. Ил. 1, табл. 1.
Reducing loss of light hydrocarbons at large breath of oil tanks. Farhan M. M., Magaril R. Z.
A possibility is shown to reduce the losses of light hydrocarbons due to their evaporation from crude oil and gasoline by
introducing trace amounts of surfactants.
УДК 669.71
Влияние режимов гомогенизации на структуру и пластические свойства слитков из сплава системы
AL-ZN-MG-CU –ZR. Замятин В. М., Московских О. П., Грачев С. В., Гриненко М. А., Дорошенко Н. М. Известия
вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С. 83 -85.
Рассмотрено структурообразование в алюминиевом сплаве 7050. При гомогенизационных отжигах показано, что
введение в сплав небольших количествах циркония способствует гетерогенизации и упрочнению вследствие замедления рекристаллизации.
Effect of homogenization on the structure and plastic properties of bars of alloys AL-ZN-MG-CU-ZR.
Zamyatin V. M.
Moskovskikh O. P., Grachev S. V., Grinenko M. A., Doroshenko N. M.
We consider pattern formation in aluminum alloy 7050. When gomogenizatsionnyh annealing is shown that the introduction of small amounts of the alloy Zr promotes hardening due to heterogeneity and slow crystallization.
УДК 621.438:622.691.4.052.006
Прогнозирование остаточного ресурса центробежных нагнетателей по их энергетическим показателям.
Перевощиков С. И. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С. 86-93.
Предлагается способ прогнозирования технического состояния центробежных нагнетателей природного газа по
одному из их энергетических показателей, которым является политропический КПД машин. Данный способ позволяет
определять техническое состояние нагнетателей и прогнозировать их остаточный ресурс на основе показаний штатных приборов машин, без использования сведений о производительности нагнетателей и с оценкой вероятности диагностического вывода и результатов прогноза. Ил. 4, библиогр. 4 назв.
Prediction of residual life of centrifugal injectors based on their energy data. Perevoschikov S. I.
A method is suggested to predict a technical condition of natural gas centrifugal injectors by one of their energetic data
which is the polytropical efficiency of machines. This method permits to determine the operating condition of injectors and to
predict their remaining life on the basis of machines regular devices indications without using the information about the injectors capacity and with the estimation of probability of the diagnostic conclusion and the prediction results.
УДК 538.9:548.51:537.635
Рост и диссоциация газогидрата в водонефтяной эмульсии. Ширшова А. В., Данько М. Ю. Известия вузов.
Нефть и газ. 2011. №5. С.93-99.
Получен газогидрат пропана в водонефтяной эмульсии с различным содержанием воды. Исследована кинетика
роста и диссоциации газогидратов в области положительных температур. Установлено, что индукционный период
образования гидрата в эмульсии значительно меньше, чем в воде. Кинетический коэффициент роста для гидратов,
полученных в эмульсии, растет с увеличением содержания воды. При определенных термобарических режимах обнаружен эффект вытеснения воды из водонефтяной эмульсии в газогидратной фазе. Ил. 7 , табл. 2, библиогр. 9 назв.
Growth and dissociation of gas hydrate in the water-oil emulsion. Shirshova A.V., Dan’ko M.Yu.
A gas hydrate of propane in the water-oil emulsion with different water content was obtained. The kinetics of growth and
dissociation of gas hydrates in the range of positive temperatures was studied. It was defined that the induction period of hydrate formation in the emulsion is much less than in water. The kinetic coefficient of growth for hydrates obtained in the emulsion increases with the water content. At certain temperature and pressure modes the effect of water displacement from wateroil emulsion in the gas hydrate phase was revealed.
УДК 621.646; 669.017
Изменение структуры и свойств низколегированных трубных сталей после длительной эксплуатации.
Нассонов В. В., Балина О. В., Нассонова Л. Н. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С.99-103.
Представлены результаты диагностики промысловых трубопроводов и исследования вырезанных из труб образцов. Рассмотрены особенности микроструктуры, механических свойств, коэрцитивной силы сталей 10Г2С1 и 09Г2С
после 25-летней эксплуатации. Проанализированы данные о колебаниях давления и температуры при эксплуатации
трубопроводов, рассчитана вероятность усталостного разрушения. Табл. 3, библиогр. 8 назв.
A change in structure and properties of low-alloy pipe steels after a long-term exploitation. Nassonov V. V.,
Balina O. V., Nassonova L. N.
The paper presents the results of diagnostics of the field pipelines and study of samples cut out from the pipes. The
features of the microstructure, mechanical properties and coercive force of steels 10Г2С1 and 09Г2C after 25 years of their
exploitation are considered. The analysis of data on pressure and temperature fluctuations during the pipelines operation was
made and the probability of their fatigue failure is calculated.
130
Нефть и газ
№ 5, 2011
УДК 658.518.3
Организационные принципы строительно-монтажных работ на отдаленных нефтегазопромысловых объектах. Муртазин Р. М., Новоселов В. В., Холмогоров А. П. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С. 103-106.
Рассмотрены некоторые моменты (специфика) организации строительно-монтажных работ мобильным высокомеханизированным технологическим потоком, позволяющие в условиях удаленности нефтегазопромысловых объектов решать задачи по выполнению плана работ и жизнеобеспечению коллектива. Библиогр. 4 назв.
Organizational principles of construction-erection works in the remote oil-and-gas field facilities. Murtazin R. M.,
Novoselov V.V., Holmogorov A. P.
Certain points (specific features) of construction-erection works organization by mobile highly mechanized process flow
in the conditions of remote oil and gas field facilities to solve the problems for fulfilling the plan of operation and the
personnel life support are reviewed.
УДК 004.946:550.8.053
Оценка эффективности методов принятия решений в нечетких условиях. Катанов Ю. Е. Известия вузов.
Нефть и газ. 2011. №5. С.106-111.
Создание модели предварительной оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, методов
интенсификации добычи нефти, ремонтно-изоляционных работ в условиях стохастической неопределенности. Разработка модификации метода Вальда. Создание сложной вычислительной программы. Ил. 5, библиогр. 6 назв.
Evaluation of efficiency of making decision methods in uncertain conditions. Katanov Yu. E.
The paper describes a creation of the model for preliminary evaluation of the efficiency of oil recovery enhancement
methods, oil production intensification methods, repair-isolation operations in the conditions of stochastic uncertainty. It also
reviews the modification of Wald's method and creation of the complex calculating software.
УДК 622.691.4.053-19:620.19
Разработка методики оценки скорости коррозии магистральных газопроводов. Колосова А. Л. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С.111-115.
Предложено использовать методы нечеткой логики для решения задачи определения скорости коррозии в магистральных газопроводах. Автором построена математическая модель, выполнена оценка результатов расчетов по
модели. Ил. 2, табл. 2, библиогр. 7 назв.
Development of the procedure for estimation of trunk gas pipelines corrosion rate method. Kolosova A. L.
This paper offers to use fuzzy logic methods to solve a problem of corrosion rate definition for trunk gas pipelines. The
author constructs a mathematical model and estimates the results of calculations made using this model.
УДК 681.51
Системный подход к проектированию полиэнергетических автономных комплексов. Карнаухов Н. Н., Данилов О. Ф., Колесов В. И. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С.116-120.
Рассмотрена специфика проектирования полиэнергетических комплексов для малочисленных автономных поселений Западной Сибири с системных позиций. Решена задача оптимизации комплекса по критерию минимизации
энергетических потерь. Определены условия, доставляющие экстремум целевой функции. Ил. 3.
A system approach to designing of polyenergetic off-line complexes. Karnaukhov N. N., Danilov O. F., Kolesov V. I.
The specific features of designing the polyenergetic complexes for small population settlements in West Siberia from the
system points of view are considered. The problem of the complex optimization by the criterion of minimization of energy
losses is solved. The conditions are determined that provide the extremum to the target function.
УДК 622.24
Влияние коагулянтов на улучшение физико-химических свойств буровых шламов. Петухова В. С.,
Скипин Л. Н., Галямов А. А. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С.120-123.
Рассматриваются вопросы использования коагулянтов для улучшения физических свойств буровых шламов. Дана
сравнительная оценка по влиянию коагулянтов на фильтрационную способность бурового шлама. Установлено, что
наиболее эффективным коагулянтом – мелиорантом, обеспечивающим повышенную фильтрацию воды оказались
сернокислое железо и хлористый кальций. Карбонат кальция в условиях щелочной среды не оказывал влияния на
процесс коагуляции. Ил. 3, библиогр. 4 назв.
Influence of coagulants on improvement of physical and chemical properties of drilling cuttings. Petukhova V. S.,
Skipin L. N., Galyamov A. A.
In this paper the issues of coagulants use for improvement of physical properties of drilling cuttings are considered. A
comparative estimation of coagulants influence on drilling cuttings filtration capability is made. It was found that iron sulphate
and calcium chloride were the most effective coagulant–ameliorant ensuring the improved filtration of water. The calcium
carbonate in the conditions of the alkaline environment did not effect the coagulation process.
УДК 577.4:622.323(571.121)
Проблемы экологии в нефтегазовой отрасли на Тюменском Севере. Мамаева Н. Л., Квашнина С. И. Известия
вузов. Нефть и газ. 2011. №5. С.123-125.
Проведен анализ и поиск мер по предупреждению антропогенного влияния на окружающую среду Тюменского
Севера с учетом геокриологического районирования Ямало-Ненецкого автономного округа. Предложены варианты по
предотвращению и ликвидации загрязнений окружающей природной среды в нефтегазовой отрасли. Табл. 3,
библиогр. 4 назв.
Problems of ecology in the Tyumen North oil and gas sector. Mamaeva N. L., Kvashnina S. I.
The analysis and search for the measures to prevent the man’s impact on the environment of the Tyumen North taking into account the geocryological zoning of Yamal-Nenets Autonomous Okrug were made. The alternatives to prevent and liquidate the environment contamination in the oil and gas sector were proposed.
№ 5, 2011
Нефть и газ
131
Правила подготовки рукописи
Рукопись, представляемая в редакцию, должна иметь: сопроводительное письмо руководства организации, откуда исходит рукопись, рекомендацию соответствующей кафедры вуза (заверенную выписку из протокола заседания кафедры); экспертное заключение о возможности опубликования в открытой печати (оформленное в организации, откуда исходит рукопись); реферат, кратко излагающий основное содержание рукописи, объемом до 500
знаков; название статьи, ключевые слова, сведения об авторах и текст реферата на русском и английском языках;
заголовок статьи должен содержать не более 8-9 слов.
2. Рукопись представляется в редакцию в виде файла на CD-диске, набранного с использованием редактора Win
Word, размер шрифта № 9 (Times New Roman), интервал одинарный, абзац 0,5 см, страницы не нумеруются.
Ввод формул и символов, используемых в тексте, производить только в редакторе формул Microsoft Equation. Символы в формулах статьи набирают: обычный – 12пт; крупный индекс – 8пт; мелкий индекс – 7пт; крупный символ – 12пт; мелкий символ – 8пт. Иллюстрации выполняются только на компьютере и вставляются
в файл статьи после ссылки в тексте. Рисунки выполняются только в чёрно-белом варианте. Сканированные рисунки должны быть чистыми, чёткими, аккуратными. Статьи с небрежно выполненными рисунками не
принимаются. Фотографии должны быть контрастными, с хорошей проработкой деталей, на матовой бумаге,
отретушированы. Подписи к иллюстрациям в рисунки не вставляются! На обратной стороне фотографий карандашом указывается их порядковый номер и фамилии авторов. В таблицах все наименования проставляются полностью, без сокращения слов. Материалы распечатать в двух экземплярах на лазерном принтере. Если автор
направляет более одной статьи для публикации, то каждая статья и информация к ней должны быть представлены на отдельном CD-диске, не содержащим посторонней информации.
Объем статьи 5 – 7 страниц.
3. Параметры страницы:
Поля: верхнее - 3,8 см; нижнее - 4,2 см; левое - 4,2 см; правое - 4,2 см; переплет – 0. От края до колонтитула: верхнего - 3,1 см; нижнего- 3,1 см.
В заглавии статьи указываются: индекс УДК, название статьи, инициалы и фамилии авторов, наименование
учреждения, откуда исходит рукопись.
Необходимо избегать применения громоздкого математического аппарата. Сведения, приводимые в статье,
должны содержать самый необходимый минимум формул. Все второстепенные формулы и промежуточные математические преобразования следует выносить в приложение к статье (для рецензента).
4. Применять физические величины, соответствующие стандарту СЭВ1052-78(СН 528-80).
5. Библиографический указатель (список литературы) дается авторами в конце статьи в порядке последовательности ссылок в тексте, согласно ГОСТ Р 7.0.5 2008. Ссылки на литературу в тексте заключаются в квадратные
скобки. В списке литературы указываются: а) для журналов и сборников – фамилии и инициалы автора, название
статьи, название журнала (сборника), номер или том, место и год издания, стр.; б) для книг – фамилии и инициалы автора, название книги, место издания, наименование издательства, год издания, стр. (ГОСТ Р 7.0.5 2008). В
список литературы вносят только те работы, которые опубликованы в печати.
6. Если статья была или будет направлена в другое издание или же ранее опубликована, обязательно сообщить об
этом в редакцию.
7. При доработке статьи после рецензии на первой странице указывается ее редакционный номер, число, месяц,
год и пометка “рукопись после доработки”. К доработанной рукописи обязательно прикладывать все ответы на
замечания рецензента. Датой поступления статьи считается момент получения редакцией ее окончательного текста.
8. Рукописи, не принятые к опубликованию, авторам не высылаются.
Редакция имеет право производить сокращения и редакционные изменения текста рукописей. Корректура статей
иногородним авторам не предоставляется.
Рукописи, не удовлетворяющие перечисленным требованиям, к рассмотрению не принимаются и авторам не возвращаются.
9. CD-диски со статьями не возвращаются.
10.Обязательно указание места работы каждого автора статьи, его должности, контактной информации на русском и английском языках.
11.Плата за опубликование рукописей аспирантов не взимается.
Перепечатка материалов или их фрагментов возможны только с письменного
разрешения редакции.
Ссылка на научно-технический журнал «Известия вузов. Нефть и газ» обязательна!
132
Нефть и газ
№ 5, 2011