Том 1 - Российский государственный университет нефти и газа
advertisement
СБОРНИКТЕЗИСОВ Том1 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) СБОРНИК ТЕЗИСОВ 68-ОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ МОЛОДЕЖНОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ НЕФТЬ И ГАЗ - 2014 14-16 АПРЕЛЯ 2014 Г. ТОМ 1 МОСКВА 2014 В сборнике публикуются тезисы докладов 68-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ – 2014». В конференции принимали участие студенты российских вузов: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, МГУ имени М.В. Ломоносова, вузов и факультетов нефтегазового профиля из Тюмени, Уфы, Ухты, Альметьевска, Самары, Волгограда, Томска, Казани, Перми, Краснодара, Санкт-Петербурга, Тобольска, Иркутска, Югорска, Астрахани, Красноярска, Белгорода, Москвы, а также школьники из Москвы, Московской области и других регионов России. Сборник издан в виде двенадцати брошюр, в которые включены тезисы докладов соответствующих тематическим направлениям работы конференции. Ответственный редактор: Редакционная комиссия: проф. В.Г. Мартынов проф. А.В. Мурадов проф. А.Ф. Максименко проф. В.В. Кадет проф. В.В. Бондаренко проф. А.М. Короленок проф. А.В. Лобусев проф. В.Г. Пирожков проф. А.К. Прыгаев проф. С.Н. Рожнов проф. Е.А. Телегина проф. Б.П. Тонконогов проф. И.Ю. Храбров доц. А.К. Максимов доц. Е.Ю. Симакова доц. В.В. Калинов РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) СБОРНИК ТЕЗИСОВ 68-ОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ МОЛОДЕЖНОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ НЕФТЬ И ГАЗ - 2014 14-16 АПРЕЛЯ 2014 Г. Секция 1 Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа МОСКВА 2014 3 УЧЕТ ХАРАТЕРНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ЕМКОСТНЫХ ПАРАМЕТРОВ КОЛЛЕКТОРОВ ЮРСКИХ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ПО МАТЕРИАЛАМ ГИС (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ШИМОЛИЙ КУЛТАК) (THE ACCOUNTING CHARACTERISTICS OF CAPACITOR PARAMETERS OF COLLECTORS OF THE JURASSIC CARBONATE DEPOSITS ON MATERIALS OF GEOPHYSICAL METHODS (ON THE EXAMPLE OF SHIMOLIY KULTAK FIELD) Абдулажанова С. A. (научный руководитель - - д.г-м.н., профессор Хусанов С.Т.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте В связи с ограниченным и неравномерным отбором керна в целевых (продуктивных) интервалах разрезов скважин, основой для их изучения являются данные ГИС, которые решают следующие задачи. -стратиграфическая разбивка разреза; -количественная оценка емкостных свойств пород, с учетом их глинистости; -выделение коллекторов, определение их коэффициентов нефтегазонасвщенности Кнг; - разделение их по характеру насыщения (вода, нефть, газ), в благоприятных условиях с установлением положений флюидальных разрезов: ГНК- газонефтяного контакта, ВНК- водонефтяного контакта. В данной работе были рассмотрены верхнеюрские карбонатные отложения нефтегазоконденсатного месторождения Шимолий Култак. Пористость пород Кп оценивалась по материалам НТК и АК, с учетом поправки за содержание глинистого материала Кгл, рассчитанного по кривым ГК. Выделение коллекторов производилось по качественным признакам: сужению диаметра скважины, минимальной глинистости (Кгл), а также по граничным значениям Кпгр для нефть-и газонасыщенных коллекторов, определенным по лабораторным исследованиям керна. Расчет Кнг проводился по кривым БК с учетом Кп по петрофизическим зависимостям, построенным по данным керна. Отметка ГНК, ВНК были установлены по величинам Кнг, с учетом результатов опробования скважин. Проделанная работа позволила уточнить геологическую модель месторождения и оценить начальные запасы углеводородов по типам флюидов. 4 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ СОСТАВА ДОЛОМИТА НА ЕГО КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА (STUDY OF DOLOMITE COMPOSITION INFLUENCE ON ITS RESERVOIR CHARACTERISTICS) Авдиянц Д. А. (научный руководитель - - доцент Беляков М. А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Вторичная доломитизация – процесс метасоматического замещения кальцита магнезитом (замещение Ca на Mg). Замещение Са на Mg сопровождается появлением дополнительного пространства. На стадии диагенеза доломитизация не имеет существенного значения для формирования коллекторских свойств, так как дополнительное пустотное пространство компенсируется уплотнением осадка. Однако на стадии катагенеза метасоматическая доломитизация вызывает увеличение объема пор, так как идет сокращение объемов породы приблизительно на 12,2%. В докладе на основе анализа данных термического изучения образцов и петрофизического исследования керна венда и рифея Восточной Сибири проводится исследование степени зависимости коэффициента пористости и минералогической плотности доломита от соотношения CaCO3 и MgCO3. В результате исследования данных зависимостей установлено, что коэффициент пористости уменьшается при увеличении соотношения CaCO3/MgCO3, то есть, при увеличении содержания Mg пористость и минералогическая плотность увеличиваются. Полученный результат подтвержает томографический анализ образцов, проведенный в РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина на кафедре ГИС. 5 ИЗУЧЕНИЯ СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫХ НИЖНЕЮРСКИХ КОЛЛЕКТОРОВ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ НА ОСНОВЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ (STUDY OF COMPLICATED LOWER JURASSIC RESERVOIRS IN WESTERN SIBERIA BASED ON THE DYNAMIC INTERPRETATION OF SEISMIC DATA) Алисолтанов А.М. (научный руководитель - - д.т.н. профессор Рыжков В.И.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина С коллекторами нижнеюрских отложений связан большой углеводородный потенциал западной Сибири. На данный момент углеводородный потенциал этих коллекторов доказан. Проблема нижнеюрских коллекторов носит континентальный характер происхождения, то есть коллекторы образовались в континентальных условиях осадконакопления. Коллекторы данного возраста имеют сложное строения и из-за этого достаточно сложно диагностируется сейсморазведкой. Современная сейсморазведка склонна к использованию технологий инверсии волнового поля, при этом работа происходит не только с полно кратными кубами, но и с сейсмическими данными, просуммированными в различных диапазонах удалений/углов. В данной работе были использованы различные методы инверсии сейсмических данных, такие как (синхронная инверсия и стохастическая инверсия), данные методы позволяют перейти от анализа коэффициентов отражения на акустических границах сред, непосредственно к анализу акустических свойств пластов. Подобные подходы динамической интерпретации позволяют с определенной точностью восстанавливать значения упругих свойств в целевых интервалах и позволяют выйти на новый уровень прогноза коллекторских свойств сложно построенных коллекторов относительно небольших толщин. В результате динамический анализ в комплексе со скважинными данными позволил выполнить прогноз петрофизических параметров (эффективных толщин и пористости), составить литофациальную схему районирование продуктивных пластов нижнеюрских отложений и выделить песчаные русловые отложения. 6 ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ БОБРИКОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЕЛХОВСКОГО ЛУ ТПП «РИТЭК-САМАРА-НАФТА» Андреев Д.Л., Кириллова Е.П. (научный руководитель - Еемеева О.П.) ОАО «РИТЭК» ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» (ОАО «РИТЭК») осуществляет поиски, разведку и добычу УВ на Самарской и Ульяновской областей. Половину накопленной добычи нефти составляет добыча из залежей пласта Б2 (СI) бобриковских отложений. В пределах Елховского ЛУ расположены 5 нефтяных месторождений. На месторождениях промышленно нефтеносны отложения бобриковского горизонта нижнего карбона (в них сосредоточено более 80% запасов ЛУ). При анализе учитывались данные сейсморазведки 3D, результаты интерпретации ГИС и исследований керна, а также данные разработки. Рис.1. Карта коэффициента песчанистости (Кпесч) пласта Б2 (СI) По результатам анализа информации сделаны следующие выводы: 1. Рассмотрев данные исследований керна и ГИС можно отнести песчаники бобриковского горизонта к барровыми отложениями. 2. Изучив компонентный состав нефтей можно предположить об единовременном заполнении ловушек и едином источнике генерации УВ. 3. Наиболее перспективным районом для поиска залежей нефти являются структуры, расположенные во фронтальной зоне развития устьевого бара. Это мощные толщи терригенных отложений с залежами водоплавающего типа и при активной разработке подобных залежей, содержащих высоковязкие нефти будут отмечаться быстрые прорывы воды и стремительное обводнение, в то время как на пластово-сводовых типах залежей приуроченных к зоне развития руслового комплекса ожидается длительные период безводной добычи с высокими дебитами. Низким потенциалом обладают залежи в зоне авандельты с высокой степенью расчлененности, которая может оказаться сдерживающим фактором для прорыва воды, но и продуктивность скважин будет невысокой (рис. 1). 7 ОСОБЕННОСТИ ЦЕМЕНТАЦИИ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОДКОЛЛЕКТОРОВ ОТЛОЖЕНИЙ ТАСЕЕВСКОЙ СЕРИИ ИРКИНЕЕВО-ЧАДОБЕЦКОГО ПАЛЕОРИФТА (CEMENTATION FEATURES OF THE TASEEVSKAYA LAYER RESERVOIR ROCKS OF THE IRKINEEVO-CHADOBETC PALEORIFT) Антипова О.А., Козионов А.Е. (научный руководитель - асс. Пошибаев В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Объектом исследования являются гравийно-песчаные продуктивные отложения позднего рифея тасеевской серии Иркинеево-Чадобецкого палеорифта юга Сибирской платформы. Продуктивные отложения тасеевской серии представлены гравийными, гравийно-песчаными, песчаными, алевро-песчаными породами. Проведенные ранее литолого-петрофизические исследования (Постникова О.В., Пошибаев В.В. и др.) показали, что ФЕС породколлекторов отложений тасеевской серии во многом определяются типом их цементации и направленностью вторичного минералообразования в межзерновых пустотах. В результате проведенных электронно-микроскопических и рентгеноструктурных исследований были выявлены те особенности состава и строения пород-коллекторов, которые ввиду ограничений по разрешающей способности метода с трудом определяются оптической микроскопией. Установлены причины значительных изменений фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов в одних и тех же литотипах. Изучены типы глинистых минералов, их строение и структура, закономерности их развития в межзерновом пустотном пространстве породколлекторов, их количественные соотношения, стадийность аутигенного минералообразования, особое внимание уделялось типам межзерновых контактов, микротрещинноватости и микропористости. Электронно-микроскопические исследования позволили установить различные типы пленочной цементации в пределах одного и того же литотипа (железо-магнезиальный и магнезиальный хлорит); выявить особенности распределения и количество гидрослюдистого цемента в межзерновом пространстве. Факторами, определяющими ФЕС породколлекторов, являются их структурные характеристики, интенсивность и направленность вторичных процессов в пустотном пространстве. 8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ СЛОЖНЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ МЕТОДА ЯМР НА ПРИМЕРЕ ПАЛЬНИКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (DETERMINING THE PETROPHYSICAL PARAMETERS OF COMPLEX TERRIGENOUS RESERVOIR ROCKS ACCORDING TO METHOD NMR ON THE EXAMPLE OF PALNIKOVSKI FIELD) Арзуманова Л.Ф. (научный руководитель - к.т.н. Кононенко И. Я.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Традиционные геофизические методы не всегда справляются с задачей выделения и оценки сложных пород-коллекторов. Эффективность метода ЯМР определяется, в первую очередь, прямой связью его данных с пористостью, не зависимо от минерального состава самого скелета породы, а также его уникальной чувствительностью к подвижности порового флюида на молекулярном уровне. Определение коллекторских свойств по данным ЯМР осуществляется на основе связей ЯМР-характеристик с петрофизическими параметрами. На устойчивость этих связей оказывает влияние ряд факторов, таких как физико-химические свойства образцов пород и флюидов. Так, при различной минерализации раствора на показания метода будет влиять водородосодержание образца. На результаты измерений могут также оказывать влияние электромагнитные характеристики исследуемых горных пород. В данной работе анализ устойчивости петрофизических связей ЯМР и достоверность определения петрофизических параметров по данным ядерно-магнитных исследований оценивались на основе сопоставления их с результатами измерений по стандартным петрофизическим методам на одних и тех же образцах пород Пальниковского месторождения. 9 ПРИМЕНЕНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКОГО АППАРАТА АВТОКОРРЕЛЯЦИОННЫХ ФУНКЦИЙ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ОБРАТНОЙ ЗАДАЧИ ГЕОПОТЕНЦИАЛЬНЫХ ПОЛЕЙ (USING THE MATHEMATICAL APPARATUS OF THE AUTOCORRELATION FUNCTIONS FOR SOLVING THE INVERSE PROBLEM OF GEOPOTENTIAL FIELDS) Арсланова Н.Ш. (научный руководитель - к.т.н., доцент Закиров А.Ш.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Для уменьшения неоднозначности решения обратной задачи в сложных геологических условиях подобных району Восточного Устюрта, одним из путей решения является комплексирование различных методов ее решения. Рассмотрим алгоритм решения обратной задачи, основанный на аппроксимационным подходе к последовательности случайно расположенных аномалий потенциальных полей от набора некоторых геологических тел простой геометрической формы по данным скользящей автокорреляционной функции анализируемого поля. Одной из проблем аппроксимационного подхода при решении обратной задачи является выбор модельного класса источников (модельных тел) наиболее близких по своей форме к реальным геологическим телам и структурам. Проведенный анализ показал, что большая часть гравитационных аномалий ΔgБ(х) может быть аппроксимирована простыми геологическими (модельными) телами цилиндрической формы. Для последовательности таких случайно расположенных вдоль направления профиля модельных геологических тел, а также по площади исследований автокорреляционная функция B(r) может быть записана следующим образом. (1) B(r ) g ( x)g ( x r )dx, B( , ) g ( x, y)g ( x , y )dxdy. (2) Нормированные автокорреляционные функции аномалий определяют по формулам: BH (r ) B(r ) , B(0) BH ( , ) B( , ) B(0,0) (3) Подход к интерпретации гравитационного и магнитного полей с использованием математического аппарата автокорреляционных функций позволяет определять глубину залегания центров тяжести (намагниченности) модельных геологических тел (или их совокупностей) одновременно в нескольких пространственных классах размеров аномалий, причем каждый из этих классов размеров анализируется независимо от других. 10 ИНФОРМАТИВНОСТЬ ДАННЫХ О НАПРЯЖЕННОДЕФОРМИРОВАННОМ СОСТОЯНИИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПРИ ПОИСКАХ ЛОВУШЕК НЕАНТИКЛИНАЛЬНОГО ТИПА (INFORMATIVE DATA ABOUT STRESSED-DEFORMED STATE GEOLOGICAL SECTION IN THE SEARCH FOR TRAPS OF NONANTICLYNAL TYPE) Арсланханов Ш.И. (научный руководитель - профессор Стрельченко В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время в России и в мире усложнились условия нефтегазопоисковых работ. Количество высокоамлитудных ловушек нефти и газа уменьшается. Возросло количество так называемых неструктурных(неантиклинальных) ловушек нефти и газа. Проблема их выявления в геологическом разрезе является до конца не решенной. Одним из подходов к решению этой важной проблемы является использование информации о напряженно-деформированном состоянии геологического разреза. Ее можно получать по данным сейсморазведки с использованием технологии кольцевого профилирования(В.В. Стрельченко и др., 2008), на основе данных исследования скважин в процессе бурения методом dэкспоненты, геофизических исследования скважин в процессе и после процесса бурения – по данным микробокового электрического каротажа, акустического каротажа, нейтронного каротажа методом компрессионной кривой и ориентированному керну, Использование указанной информации позволяет выявлять неструктурные ловушки погребенного типа, надвигового типа, дизъюнктивного типа. Известно, что содержание глинистых пород в исследуемом терригенном разрезе обычно составляет 60—70%. При этом физические свойства глин в значительной мере зависят от степени их уплотнения. Поэтому глинистые породы являются природным «манометром», характеризующим изменение физических свойств пород за счет изменения порового давления глин. В работе предложено использовать указанную особенность поведения глинистых отложений для прогнозирования пластовых давлений и выявления местоположения зон дизъюнктивных нарушений методом компрессионной кривой. С этой целью необходимо провести определение эффективного напряжения по величине горного и пластового давлений в функции глубины скважины. Затем строят в полулогарифмическом масштабе зависимость геофизического параметра от эффективного напряжения. Указанная зависимость называется компрессионной кривой. Местоположение дизъюнктивного нарушения определяют по наличию двух различных значений геофизического параметра для одного и того же значения эффективного давления. 11 ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ И УСЛОВИЙ ОБРАЗОВАНИЯ ПОРОД БОТУОБИНСКОГО, ХАМАКИНСКОГО И ТАЛАХСКОГО ГОРИЗОНТОВ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ НЕПСКОГО СВОДА НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ Артёмова О. И. (научный руководитель - профессор Постникова О. В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на юге Сибирской платформы в пределах северо-восточной части Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА). Нефтегазоносность месторождения связана с тремя продуктивными горизонтами: ботуобинским, хамакинским и талахским. Залежи хамакинского и талахского горизонтов являются газоконденсатными, а залежь ботуобинского горизонта — нефтегазоконденсатная с тонкой, но протяженной по площади нефтяной оторочкой. Ботуобинский продуктивный горизонт приурочен к нижнебюкской подсвите венда и характеризуется наибольшим площадным распространением в пределах Непско-Ботуобинской Нефтегазоносной Области (НБ НГО). Горизонт сложен преимущественно хорошо отсортированными кварцевыми песчаниками с небольшой долей КПШ и слюд. Отмечаются прослои алевролитов и аргиллитов. Хамакинский горизонт приурочен к нижнепаршинской подсвите венда и распространен в пределах контура месторождения. Представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов, которые отличаются низкой степенью отсортированности, высоким содержанием глинистого цемента, бо́льшим содержанием КПШ и присутствием глауконита. Талахский горизонт, соответствующий талахской свите венда, распространен локально – в центральных частях месторождения. Коллектор талахского горизонта представлен песчаниками, гравелитами с высоким содержанием сильно преобразованных КПШ. Отмечаются многочисленные вторичные процессы, сократившие первичное поровое пространство и, тем самым, оказавшие влияние на ФЕС. Литологические характеристики горных пород определяют особенности их ФЕС. Изменение в структурных характеристиках и минеральном составе обусловлено особенностями условий осадконакопления и направленностью вторичных изменений. В заключение работы проводится анализ условий осадконакопления данных пород. Наблюдается постепенный переход от континентальных отложений талахского горизонта к прибрежно-морским отложениям ботуобинского горизонта. 12 ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДИКИ IMAGE-АНАЛИЗА ДЛЯ ХАРАКТЕРИСТИКИ СТРУКТУРЫ ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА ГОРНЫХ ПОРОД (USING IMAGE-ANALYSIS METHOD FOR CHARACTERISTIC STRUCTURE VOID SPACE OF ROCKS) Астапенко А.В. (научные руководители - профессор Постников А.В., маг. Бузилов А.С.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина В работе представлена методика image-анализа и результаты его применения на породах нижнего венда Северо-Могдинской площади Непско-Ботуобинской антеклизы. Объектом исследования являются отложения, отобранные с глубин 2168,12–2192,48 м и представленные двумя литотипами: доломитами разнокристаллическими с реликтовой органогенно-водорослевой структурой и доломитами комковато-сгустковыми. В ходе анализа было выделено 3 типа пустотного пространства: межкристаллические поры и микрокаверны, участки развития микропористости, каверны. Каверны выделены по характерным размерам, превышающим 1 мм, а также по следам выщелачивания стенок. Межкристаллические поры и микрокаверны были объединены для анализа в один тип ввиду схожести их морфологических характеристик. Микропоры в изучаемых отложениях представлены пустотами с размером менее 0,01, поэтому выделялись только участки их распространения. Проведенный анализ показал значительный разброс значений пористости в изученных образцах – от 1,5 до 8,2%. Для комковатосгустковых доломитов характерно наблюдается значительное развитие микропористости (0,92%). Доломиты разнокристаллические с реликтовой органогенно-водорослевой структурой обладают большей пористостью (до 5,5%) и включают каверны (3%). В доломитах комковато-сгустковых пористость достигает до 2,5%. Пустотное пространство комковато-сгустковых доломитов основном являются первичными. Породы данного литотипа были подвержены вторичной сульфатизации, которая ухудшила коллекторские свойства. Наложенный процесс выщелачивания не оказал существенного влияния на увеличение пористости. Доломиты разнокристаллические с реликтовой органогенноводорослевой структурой также были подвержены вторичным процессам, однако выщелачивание в породах проявилось интенсивней и стало причиной образования каверн различного размера. Таким образом, особенности протекания вторичных процессов важно учитывать при обосновании ФЕС пород. 13 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО КАНАЛА СВЯЗИ ЗАБОЙНЫХ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ (RESEARCHING OF ELECTROMAGNETIC COMMUNICATION CHANNEL OF DOWNHOLE TELEMETRY SYSTEMS) Бурханов А.А. (научный руководитель - ассистент Архипов А.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина При строительстве наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин используются забойные телеметрические системы (ЗТС) с целью проведения инклинометрических измерений, электрического, радиоактивного и акустического каротажей в процессе бурения. Передача данных с забоя скважины на поверхность земли реализуется, в частности, посредством электромагнитного канала связи (ЭМКС). Несмотря на его широкое промышленное применение, остается малоизученным влияние различных факторов на распространение электромагнитного поля, возникающего вокруг скважины при передаче данных: электрических и магнитных свойств среды, геометрии скважины, параметров генератора и др. Кроме того, практический интерес представляет анализ амплитудных и частотных характеристик регистрируемого на поверхности земли электромагнитного поля на предмет литологического расчленения разреза в окрестности бурящейся скважины. Для решения поставленных задач научным коллективом из РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина совместно с Институтом физики Земли РАН были начаты исследования по данной тематике. Созданная математическая модель на основе общеизвестных уравнений Максвелла и ряд проведенных промысловых экспериментов на нефтяных месторождениях Западносибирской нефтегазоносной провинции дали материал для анализа и построения гипотез природы протекающих электромагнитных явлений в системе «скважина – массив горных пород» при бурении с применением ЗТС с ЭМКС. В докладе представлены результаты статистической обработки промысловых данных и выводы, полученные в ходе математических экспериментов в программном продукте Matlab, выполненных при непосредственном участии автора. 14 ВОЗМОЖНОСТИ НЕСТАЦИОНАРНОЙ ТЕРМОМЕТРИИ ПРИ ИЗУЧЕНИИ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ (POSIBILITIES OF UNCONVENTIONAL THERMOMETRY IN STUDYING INFLOW PROFILE IN HORIZONTAL WELLS) Каешков И.С., Буянов А. В. (научный руководитель - д.т.н, профессор Кременецкий М.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В данной работе рассмотрена альтернатива традиционным способам промысловых геофизических исследований (ПГИ) и высокотехнологичным дорогостоящим комплексным многодатчиковым системам. В качестве такой альтернативы получения информации о притоке, выбран нестационарный метод термометрии (измерения нестационарного профиля температуры по стволу с помощью распределенных оптических датчиков). Технология нестационарной термометрии распределенными оптоволоконными датчиками имеет ряд преимуществ перед традиционными методами, таких как: обеспечение частых замеров при достаточной точности и высокой скорости измерения, что открывает дополнительные возможности анализа динамических процессов работы скважины, или проведение исследований в тех случаях, когда традиционный спуск прибора на кабеле невозможен по технологическим причинам. В процессе исследования был выполнен анализ информативности метода на основании математической модели, в которой приведен расчет типичных условий притока в горизонтальном стволе скважины при тепломассопереносе. На основе анализа полученных данных, можно утверждать, что метод обладает потенциалом для решения следующих задач: выделение работающих интервалов в горизонтальном стволе; определение профиля притока в горизонтальном стволе; определение состава притока (в т.ч. прорывы воды, пара); выявление заколонных перетоков, негерметичностей и др.; проработать методику оценки дебита в горизонтальном стволе. Установлено, что максимальной эффективностью технология обладает в следующих случаях: при анализе переходных процессов (смена режима работы скважины, остановка или запуск); при повышенной контрастности температурных аномалий (в горизонтальных скважинах с МГРП). Применив данный метод, представляется возможным обеспечить повышение информативности технологии измерений, а также предположительно уменьшить экономические затраты при проведении мониторинга работы горизонтальных скважин. Значимость работы состоит в углублении понимания информативности методов распределенной термометрии, а также разработке методики проведения и интерпретации результатов исследований. 15 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМИЗАЦИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ (GEOLOGICAL AND COMMERCIAL RATIONALE FOR OPTIMIZATION OF FIELD DEVELOPMENT) Волкова К. В. (научный руководитель - профессор Лобусев А. А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина В работе, для выбора методики прогнозирования показателей разработки Бешкульского месторождения был выполнен анализ перемещения ВНК, результатов добычи природного газа, динамики годовой добычи нефти и жидкости с начала разработки, а также обводненность продукции по скважинам в процессе их эксплуатации. Сопоставление данных показало, что залежь обводняется. Направление подтока пластовых вод происходит преимущественного вдоль большой оси месторождения. Хорошее взаимодействие продуктивной части пласта с законтурной областью пласта позволяют признать, что принятая система разработки является достаточно эффективной. Для дальнейшей разработки залежей и прогноза показателей можно использовать математическую модель пласта в трехмерной постановке. Ввиду достаточно высокой плотности сетки скважин и малых запасов нефти дополнительное бурение добывающих скважин на месторождении не предусматривалось. Нет необходимости поддержания пластового давления в залежах закачкой воды, так как разработка залежей ведется в условиях проявления достаточно активного природного упруговодонапорного режима. На текущем этапе предложено два варианта дальнейшей разработки Бешкульского месторождения. Вариант 1. Предусматривает продолжение разработки залежей имеющимся фондом добывающих скважин при сложившихся условиях дренирования продуктивных пластов и проведении традиционного комплекса геолого-технических мероприятий. Вариант 2. Отличается от варианта 1 тем, что с целью интенсификации текущей добычи нефти и повышения конечного нефтеизвлечения на залежи байосского яруса намечено вскрытие перфорацией (дострел) в скважины мало дренированного пласта I и вовлечение его в активную разработку. По опыту работы других скважин на пласте I при реализации варианта 2 за счет дострела пласта в указанных скважинах ожидается увеличение расчетного дебита нефти скважин байосского яруса на одну тонну. Совместная эксплуатация пластов байосского яруса, имеющих аналогичную геолого-физическую характеристику коллекторов, свойств и составы нефти удовлетворяет условиям допустимости их объединения в один объект эксплуатации. Технологической схемой разработки месторождения 2002г проектировалась выработка запасов нефти I пласта возвратными скважинами с нижнего пласта II. Однако это проектное решение не может быть реализовано, так как после открытия на месторождении залежи нефти в вышележащем батском ярусе на неё уже переведено пять добывающих скважин с байосского яруса. Бурить дополнительные скважины на пласт I по-прежнему, нецелесообразно ввиду малых запасов нефти, высокой зональной неоднородности и малой нефтенасыщенной толщины (порядка 1 метра). Поэтому мы пришли к выводу, что пласты I и II необходимо разрабатывать как единый эксплуатационный объект – нефтяная залежь байосского яруса. 16 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ БУФЕРНОГО И АКТИВНОГО ОБЪЕМОВ ГАЗА В ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ, СОЗДАННЫХ В ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ (A METHOD OF ESTIMATING THE CUSHION AND THE ACTIVE GAS VOLUMES FOR UNDERGROUND NATURAL GAS STORAGE FACILITIES IN THE FISSURED CARBONATE ROCKS) Воронова В.В., Некрасов А.А. (научный руководитель - профессор Ермолаев А.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Важной и актуальной задачей проектирования ПХГ является обоснование буферного и активного объемов газа. В работе сформулирована постановка задачи, и разработаны алгоритмы ее решения. В качестве показателя эффективности предлагается использовать суммарный объем газа, состоящий из буферного объема и его затрат на компримирование нагнетаемого и отбираемого газа. Минимизация этого показателя, в конечном итоге, направлена на минимизацию эксплуатационных затрат на хранение и копримирование газа. Ограничениями в задаче оптимизации буферного объема газа являются технологические ограничения, связанные с допустимыми режимами эксплуатации скважин, степенью обводнения скважин на этапе его отбора из ПХГ, максимально допустимой величиной пластового давления и максимально допустимым объемом, заполняемым газом в пласте-коллекторе. Методика может быть использована при проектировании ПХГ, когда часть из проектных задач уже решена (определены число эксплуатационных скважин, схема их расположения и их конструкция). Также данная методика применима в случае, когда активная зона ПХГ представлена однородным карбонатным коллектором в водоносной структуре. Постановка задачи оптимизации буферного объема газа и ее решение базируются на понятии «средней» скважины Отмеченные в работе особенности не позволяют использовать традиционные методики оценки буферного и активного объемов газа для трещиновато-пористых коллекторов в водоносных пластах. 17 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОЙ ПОРИСТОСТИ ОБРАЗЦОВ КЕРНА ПО ДАННЫМ ЯМР И РЕНТГЕНОТОМОГРАФИИ (ANALYSIS OF THE EFFECTIVE POROSITY OF CORE SAMPLES BY NMR AND X-RAY CT) Вячистая А.А. (научный руководитель - доцент Черноглазов В.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время методы ядерного магнитного резонанса и рентгенотомографии широко распространены при изучении горных пород, так как они позволяют определить не только важные для нефтяников петрофизические свойства, такие как пористость и проницаемость, но и дают представление о структуре порового пространства, позволяют построить модели горных пород. Несмотря на то, что еще с 1978 года приборы ЯМР широко применяются такими сервисными компаниями, как «Halliburton», «Schlumberger», «BakerHughes», до сих пор существуют сложности в обработке и интерпретации данных. Актуальным остаётся совершенствование подходов и приёмов обработки экспериментальных данных, полученных такими приборами. Экспериментальная часть работы выполнялась с использованием лабораторного ЯМР-релаксометра и прибора рентгеновской компьютерной томографии, которые входят в лабораторное оснащение кафедры ГИС и позволяют на образцах керна определять эффективную пористость, содержание остаточной воды и получать объёмные изображения пустотного пространства. В работе приведены результаты исследований образцов керна песчаников на ЯМР-релаксометре и рентгенотомографе. Проанализированы данные об эффективной пористости и структуре пустотного пространства образцов. Проведено сопоставление с известными теоретическими моделями гранулярных пород. Обоснованы приёмы обработки и интерпретации экспериментальных данных. 18 ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ ПРИ ДОРАЗВЕДКИ ШАХПАХТИНСКОЙ СТУПЕНИ (РЕСПУБЛИКА УЗБЕКИСТАН) Гаврилов П.В. (научный руководитель - к.г.-м.н., доцент В.В. Маслов) РГУ нефти и газа имени И.М Губкина Газоконденсатное месторождение Шахпахты, открытое в 60-х годах прошлого столетия в пределах Шахпахтинской тектонической ступени Южного Устюрта, разрабатывается в настоящее время компанией « Газпром Интернешэнал». Начальные запасы газа по категории С1+С2 составляют 46, 5 млрд. м3, а годовая добыча 2 – 2,5 млрд. м3 газа. По своему составу газы сухие, бессернистые, низкоуглекислые, с содержанием гелия до 1,048%. Залежи содержатся в среднеюрских отложениях. В пределах Шахпахтинской ступени сейсмическими работами закартированы также антиклинальные поднятия Джел (Западные Шахпахты) и Кумой. На первой структуре поисковым бурением была выявлена залежь газа среднеюрских отложениях. На структуре Кумой при опробовании были получены отрицательные результаты. Корреляция разведочных скважин, пробуренных на указанных структурах, позволила проследить продуктивные горизонты, протягивающиеся от структуры Шахпахты на Джел и Кумой. В скважине №1 площади Кумой выделен интервал, который по электрометрическим характеристикам можно квалифицировать как продуктивный. По данным узбекских геологов ( ОАО «ИГИРНИГМ») удельная плотность ресурсов Шахпахтинской ступени по категории С3+Д составляет 70 тыс. т/ км 2, что выдвигает этот регион в качестве нового и перспективного объекта для постановки геолого-разведочных работ на нефть и газ. Отрицательные результаты, полученные на площади Кумой, объясняется ухудшением коллектроских свойств возможно продуктивных горизонтов. В этом случае следовало бы провести гидроразрыв пласта для увеличения его емкостных свойств и получения промышленных притоков газа. 19 ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕЙ СЕВЕРОТАТАРСКОГО СВОДА НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСА ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ (FEATURES OF FORMATION OF THE NORTH TATAR ARCH OILS BASED ON THE COMPLEX OF GEOCHEMICAL RESEARCH) Гайфутдинов P.P., Камышева Ж.В. (научный руководитель - зав. лабораторией геохимии горючих ископаемых Носова Ф.Ф.) Казанский (Приволжский) федеральный университет В настоящее время на Бондюжском месторождении разрабатываются пласты пашийского и тиманского горизонтов. В процессе бурения новой скважины был получен приток нефти из вышележащего косьвинского горизонта. Цель работы - выяснение генетической принадлежности данной нефти. Для этого решались следующие задачи: отбор проб нефти, разделение их на группы (масла, смолы и асфальтены) методом жидкостноадсорбционной хроматографии; выполнение хроматографических исследований выделенной масляной фракции; исследование нафтеновых углеводородов масляной фракции методом газовой хроматомассспектрометрии (ГХ/МС). Объектами исследования послужили образцы нефти из скважин 1391, 1469 (пашийский горизонт) и 890 (косьвинский горзонт). При выполнении данной работы получены следующие результаты: 1. Изучены параметры, полученные по результатам газовой хроматографии: относительное распределение н-алканов, П/н-С17 и Ф/нС18, K1 и K2 – показатели зрелости. По параметрам П/н-С17 и Ф/н-С18 проводилась корреляция в системе «нефть-нефть»: все образцы попадают в область слабовосстановительных мелководноморских фациальных обстановок осадконакопления ОВ, по уровню катагенетической преобразованности являются зрелыми. При этом нефть из вышележащего горизонта (образец из скважины 890) обогащена легкими компонентами по сравнению с образцами нефти из нижележащих горизонтов. 2. Наиболее информативными параметрами зрелости нефтей являются биомаркерные коэффициенты C29SSR, C29BBAA, рассчитанные по данным ГХ/МС: по соотношению этих параметров все образцы попали в область высокой степени зрелости. По ГХ/МС коэффициентам, отвечающим за генотип исходного органического вещества (ОВ) нефтей и условия его осадконакопления, была выявлена хорошая корреляционная связь. Таким образом, у изученных проб нефти выявлен один источник исходного ОВ. Предполагается, что нефть мигрировала из пашийского горизонта в косьвинский по зонам разуплотнения. 20 ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДОМАНИКОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ (LITOLOGICAL CHARACTERISTICS OF DOMANIC HORIZON IN THE NORTH OF SAMARA REGION) Ганаева М. Р. (научный руководитель - д.г-м.н., профессор Постников А.В.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Работа посвящена изучению доманикоидных отложений франского яруса в Самарской области. Доманиковый горизонт имеет сложное литологическое строение. Толща сложена тонким (от 0,5-1 миллиметров до 5-6 сантиметров), часто неравномерным чередованием карбонатных и смешанных пород, обогащенных органическим веществом. Суммарная мощность горизонта в разрезе скважины по данным керна, отобранного почти в 100% объеме, составила 17,3 м. В разрезе было выделено три обобщенных литотипа: известняки микросгустково-тонкозернистые с тентакулитами, породы кремнистокарбонатные с радиоляриями и породы глинисто-кремнисто-карбонатные битуминозные. Матрица этих пород часто пропитана органическим веществом. В породах выявлена весьма специфическая фауна: радиолярии ,и раковины тентакулитов. Кремнисто-карбонатные и глинисто-кремнистокарбонатные породы не обладали первичной пористостью, а известняки, первоначально микросгустковые с органогенным детритом, могли иметь пустотное пространство, которое впоследствии было заполнено спаритом. Тонкое чередование карбонатных и кремнисто-карбонатных пород связано, вероятно, с частыми изменениями климатических условий, а также с изменениями гидродинамики среды. В спокойных условиях формировались кремнисто-карбонатные прослои. Отложение известняков происходило при более активной динамике среды. Также, возможно, изменялся окислительно-восстановительный потенциал среды, на что указывает разное содержание органического вещества в прослоях. При исследовании образцов методом Rock-Eval были получены неоднозначные результаты: породы содержат большое количество Сорг (до 26,68%) и обладают высоким генерационным потенциалом, но при этом являются незрелыми и еще не вступили в главную фазу нефтеобразования. Однако наличие выше по разрезу нефтенасыщенных пород вызывает вопросы о путях миграции нефти из нефтематеринской толщи в эти коллекторы. При этом дальняя латеральная миграция, например, из ВолгоУральского прогиба представляется маловероятной. Доманикоидные отложения являются нефтематеринскими для всей Волго-Уральской провинции, в том числе и для Самарской области, а также могут рассматриваться в качестве нетрадиционного источника углеводородов. 21 ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ 10 БЛОКА В ИРАКЕ (THE PERSPECTIVES OF OIL AND GAS OF SOUTHEAST PART OF BLOCK 10 IN IRAQ) Грановский А.М. (научный руководитель - доцент Горюнова Л.Ф.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Почти вся территория Ирака находится в пределах нефтегазоносного бассейна Персидского залива. В стране открыто более 80 нефтяных и около 10 газовых месторождений, большая часть месторождений в тектоническом отношении приурочена к Месопотамскому прогибу. В южной части Месопотамского прогиба на месторождениях основным продуктивным комплексом являются нижнемеловые отложения, представленные песчаниками свиты Зубейр и Нахр Умр, а также известняками свит Мишриф и Ямама. Глубина залегания продуктивных горизонтов от 2700 до 5000м. Территория Блока 10 приурочена к внешнему борту Месопотамского краевого прогиба, бурением не изучена. В непосредственном окружении Блока 10 расположено 7 нефтяных месторождений: Нассирия, Самава, Диван, Субба, Лухаис, Ратави и Нахр Умр. Данные месторождения приурочены к антиклинальным ловушкам в отложениях формаций Мишриф, Зубейр, Нахр Умр и Ямама. Западнее Блока 10, в 1988 году была пробурена нефтяная скважина Diwan-1 до глубины 2438м, вскрывшая нижнемеловые известняки Ratawi, которая открыла одноименное нефтяное месторождение (площадь 140км2, 52,5 млн. т). Так же рядом с юговосточной границей блока в 1989 году пробурена нефтяная скважина Subba 9 до глубины 3717м. В скважине были получены промышленные притоки нефти в формациях Нахр Умр (275 м3/сут.) и Зубейр (357 м3/сут.). Южная и юго-восточная части Блока 10 являются перспективными для поиска и разведки структур с залежами УВ по продуктивным нижнемеловым отложениям терригенных формации Нахр Умр и Зубейр, а также карбонатных формаций Мишриф и Ямама. Мощности меловых отложений в районе блока изменяются от 2 до 2,4 км. Для создания более информативной геологической модели всего Блока 10 необходимо провести переинтерпретацию сейсмических данных, проведенных на исследуемой территории, более точное выделение и геометризация перспективных структур, для чего необходимо включить южную и юго-восточную часть Блока 10 в основной этап сейсморазведки, рекомендовать заложение поисково-разведочных скважин, наметить рациональный комплекс промыслово-геофизических исследований. В результате проведения намеченного комплекса исследований, возможно, увеличить общей ресурсной базы Блока 10 на 50-80 млн.т. 22 МОДЕЛИРОВАНИЕ АКУСТИЧЕСКОГО ПОЛЯ В НЕОДНОРОДНОЙ СРЕДЕ (MODELING OF ACOUSTIC WAVEFIELD IN HETEROGENEOUS MEDIUM) Гребенкина Л. Ю., Гришина Е. И. (научный руководитель - доцент Шумейко А.Э.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Усложняются способы разведки и добычи полезных ископаемых и вместе с тем разрабатываются новые программы для лучшего изучения геологической среды. Одна из них предназначена для моделирования поведения акустических волн и решает различные задачи, связанные с поиском и разведкой полезных ископаемых, контролем качества разработки УВ и бурения скважин. В данной работе демонстрируется программа, предназначенная для определения времен пробега волн. Были рассмотрены две практические задачи моделирования траектории лучей и определении времен прихода упругих волн: модели обсаженной и необсаженной скважины, на примере которых при помощи программы мы проанализировали распространение упругих волн в среде. Таким образом, мы убедились, что программа предоставляет возможность изменять изображение геологической среды и проводить оценку траекторий лучей в различных геологических обстановках, а также позволяет более детально исследовать взаимодействия упругих полей с геологической средой. Всё это помогает изучить прискважинный геологический разрез путем выявления неоднородностей по изменению акустических свойств разреза. 23 ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ С ЗАКАЧКОЙ В ПЛАСТ МЕЛКОДИСПЕРСНОЙ ВОДОГАЗОВОЙ СМЕСИ (PERSPECTIVES OF APPLICATION OF WATER-GAS TREATMENT TECHNOLOGY WITH INJECTION INTO FORMATION OF FINE GAS MIXTURE) Дедечко В.А. (научный руководитель - профессор Филиппов В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В последнее время особую актуальность приобретает проблема повышения нефтеотдачи пластов в связи с ухудшением структуры запасов нефти, в том числе, вводом в разработку месторождений с низкопроницаемыми коллекторами и месторождений с повышенной вязкостью нефти. Анализ российских и зарубежных теоретических, экспериментальных и опытно-промысловых исследований показал, что в таких осложненных геолого-физических условиях наиболее перспективным направлением развития МУН являются газовые методы и, в частности, метод водогазового воздействия на пласт. Использование технологий водогазового воздействия позволяет совместить преимущества заводнения, заключающегося в близости вязкостных характеристик воды и нефти и достигаемого за счет этого значительного коэффициента охвата вытеснением, и закачки газа, которое состоит в высоких отмывающих способностях последнего, за счет чего достигается высокий коэффициент вытеснения. Следует также отметить, что применение попутного нефтяного газа при реализации газовых МУН становится все более актуальным в связи с тем, что на большинстве российских нефтяных месторождений не решена проблема его утилизация. При закачке в пласт мелкодисперсной водогазовой смеси, которая обладает повышенной вязкостью, по мере ее проникновения в пропласток будет увеличивается его фильтрационное сопротивление. Это обеспечит выравнивание фронта продвижения нагнетаемого агента и подключение к разработке менее проницаемые участки пласта, которые ранее не были вовлечены в разработку. После разделения водогазовой смеси на воду и газ, последний будет не только вытеснять нефть из поровых каналов, но и растворятся в нефти, снижая ее вязкость, что также будет способствовать более полному вытеснению нефти и препятствовать прорыву газа. Эти факторы будут способствовать увеличению коэффициента охвата воздействием и коэффициента вытеснения, а, следовательно, и повышению нефтеотдачи. 24 ПРОМЫШЛЕННЫЙ СИМБИОЗ. БУДУЩЕЕ, КОТОРОЕ УЖЕ НАСТУПИЛО (THE COMMERCIAL SYMBIOSIS. A FUTURE THAT IS ALREADY HERE) Дорохов А.Р. (научный руководитель - доцент Субботина Е.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время перед нами встал сложнейший выбор последующего пути развития. Ещё В.И. Вернадский говорил: «Мы переживаем не кризис, а величайший перелом научной мысли человечества…» Конечно, человечество осознаёт, что сокращения добычи природных ресурсов добиться сложно. Поэтому логичный выход – безотходные производства. Итак, промышленный симбиоз. Это совершенная форма промышленной экосистемы, сеть взаимодействующих предприятий, которые используют в производстве образующиеся продукты, отходы и энергию для получения положительного эффекта по каждому предприятию. «Отходы» одного производства служат сырьем для других. Образцовый промышленный симбиоз сформировался в датском городе Калундборге. Потоки энергии: снабжение части города отработанным паром с электростанции Asnaes, НПЗ Statoil передает избыточный газ заводу гипсовых плит Gypros и электростанции. Материальные потоки: шлам с фармацевтического завода Novo Nordisk используют как удобрение, а цементный завод использует золу с электростанции. В РФ существуют топливно-энергетические комплексы с развивающимися механизмами симбиоза: КМА, Оренбургский, Братский, Канско-Ачинский ТЭК и другие. Однако они не развиты так, как в Дании. Очевидно, что при промышленном симбиозе поломка одного предприятия неизбежно приведет в нерабочее состояние другое. Как эффект последовательного соединения лампочек в гирлянде. На мой взгляд, предприятия целесообразнее соединить «параллельно», сформировав обратные связи, а также создать некие «банки» энергии и материалов для обеспечения непрерывности производства в целом. Задача на сегодня – внедрение таких модернизированных симбиотических связей в промышленных городах (основных источниках загрязнения). Решив задачу, мы добьемся экологической и экономической выгоды путем рационального использования тех же ресурсов, что и ранее, не прекратив их добычу. Я уверен, что ближайшее будущее за промышленным симбиозом. 25 ИССЛЕДОВАНИЕ КВАЗИАНИЗОТРОПНОЙ МОДЕЛИ СРЕДЫ (INVESTIGATION OF QUASI-ANISOTROPIC SUBSURFACE MODEL) Елисеев А.П (научный руководитель - к.т.н., доцент Барс Ф.М.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Описание среды пластовой моделью является удобным и эффективным инструментом сейсморазведки. Расширение класса моделей на случай локально-однородных анизотропных сред – актуальная задача, решение которой позволит повысить точность структурных построений. Природа анизотропии может быть различной и, конечно, слишком сложной для того, чтобы ее можно было описать простой моделью с небольшим числом параметров. Как всегда в подобных случаях речь может идти о построении эффективных моделей, которые становятся удобным инструментом обработки и интерпретации. Они могут быть различны. С самого начала изучения анизотропии рассматривались так называемые модели «квазианизотропии», когда среда описывалась множеством периодически чередующихся параллельных слоев. Для описания трансверсально-изотропных сред могут быть использованы параметры Томсена-Цванкина. В данной работе указаны способы решения прямой и обратной задач для квазианизотропной среды, показана связь между параметрами модели квазианизотропии и Томсеновскими параметрами. Продемонстрирована возможность описания однородной изотропной среды с помощью квазианизотропной модели. Это имеет принципиальное значение, так как существует опасность неучета анизотропных свойств среды, что может вызвать искажения в структурных построениях. 26 ФАЦИАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ОДНОГО ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ (FACIES MODEL OF THE LOWER CRETACEOUS FORMATIONS: THE CASE STUDY FROM THE NORTH OF THE OB RIVER AREA) Зельцер Е.Л. (научный руководитель - профессор Лобусев А.В.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Изучаемое месторождение относится к числу крупных в ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции. Основные запасы нефти сосредоточены в пластах АВ1-АВ3, которые локализуются в верхней части ванденской и нижней части алымской свиты нижнего мела. Залежи в этих отложениях отличаются сложным геологическим строением: распределение коллекторов и их свойства преимущественно обусловлены палеофациальными обстановками. В силу того, что пласты АВ 1-АВ3 находятся на последней стадии разработки, изучение неоднородности резервуара является ключевой задачей для повышения эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ). Для установления особенностей залегания отложений пластов АВ 1АВ3 была проведена детальная корреляция 4177 скважин с учетом литологофациального анализа. В его основу были положены электрометрические характеристики пласта, базирующиеся на трех вариантах распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Первые два варианта распределения характеризуются разнонаправленными трендами изменения ФЕС. Для палеоканалов характерны колоколовидные формы кривой собственной поляризации (ПС) и гаммакаротажа (ГК), отражающие ухудшение ФЕС от подошвы к кровле пласта. Для песчаных тел барового происхождения (бары, прирусловые валы и др.), имеющих воронковидную форму диаграммы ПС и ГК, присуще улучшение ФЕС от подошвы к кровле пласта. Третий вариант связан с тонкослоистым переслаиванием песчаников и глин и отличается невыраженными закономерностями изменения ФЕС. По результатам анализа было установлено, что пласты АВ1-АВ3 сформировались в прибрежно-морских обстановках осадконакопления. В пределах каждого пласта были протрассированы палеоканалы и построены карты эффективных толщин, отражающие основные направления течений. Также были выявлены баровые тела и участки переслаивания песчаников и глин. Таким образом, осуществленный в работе подход позволил значительно детализировать внутреннее строение резервуара и провести фациальное районирование. Результаты могут быть использованы для трехмерного моделирования, выявления участков, содержащих невыработанные запасы, и планирования ГТМ. 27 ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПОСЛЕДСТВИЯ В ЗОНАХ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ В УСЛОВИЯХ ГЛОБАЛЬНОГО ПОТЕПЛЕНИЯ (ENVIRONMENTAL IMPACTS IN PERMAFROST IN A WARMING WORLD) Зубова Е.В. (научный руководитель - профессор Гаврилов В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В данной работе рассматривается понятие о таких соединениях, как газовые гидраты, их свойства, условия образования, места скопления, а также экологический риск, который эти вещества создают, в особенности перспектива возникновения экологической катастрофы, связанной с зонами вечной мерзлоты в условиях глобального потепления. Газовые гидраты - минералы, состоящие из молекул газа (метана, углекислого газа, азота и др.), заключенных в ячейки молекул воды, которые связаны между собой водородными связями и формируют каркасы с обширными полостями. По внешнему виду напоминают снег или рыхлый лед, но в отличие от них могут существовать при положительных температурах. Природные газовые гидраты представляют собой метастабильный минерал, образование и разложение которого зависит от температуры, давления, химического состава газа и воды, свойств пористой среды и др. При повышении температуры и уменьшении давления гидрат разлагается на газ и воду с поглощением большого количества теплоты. Разложение гидрата в замкнутом объёме либо в пористой среде (естественные условия) приводит к значительному повышению давления. С достаточно высокой концентрацией метана во льду газогидраты могут существовать только при высоких давлениях и низких температурах, которые имеются на дне океанов и в зоне вечной мерзлоты. При понижении давления из газогидрата выделяется метан, аналогично тому, как выделяются пузырьки газа при откупоривании бутылки с газированной водой. Считается, что большая часть гидратов метана заблокирована в осадочной породе Арктического шельфа. Однако сейчас температура в этом регионе повышается, и, согласно прогнозам, эта тенденция сохранится, поскольку выбросы парниковых газов продолжают увеличиваться. Вопрос, будут ли из-за этого дестабилизированы месторождения арктических газогидратов, пока остается открытым. Метан – это парниковый газ, в 25 раз более опасный с точки зрения глобального потепления, чем СО2. В теории метан может просочиться из подтаявших гидратов в толщу воды, а затем и в атмосферу. Отложения континентальных арктических шельфов особенно подвержены влиянию климата, причем есть критическая температура, после которой начнется их обвальное разложение. Тем временем из Арктического региона поступают тревожные сигналы: в отдельных его частях концентрация метана в толще воды в разной степени повышена. Вероятнее всего, это связано именно с выходом метана из газогидратов, отметил Грейнерт Йенс из Королевского института морских исследований (Нидерланды). Так или иначе, газогидраты, заключенные в отложениях вечной мерзлоты, несут в себе потенциальную угрозу возникновения экологической катастрофы в условиях глобального потепления, так как масштабное высвобождение метана из газогидратов вызовет дальнейшее потепление, остановить которое будет невозможно. Произойдут кардинальные изменения климата. 28 МОДЕЛИРОВАНИЕ ВОЛНОВОГО ПОЛЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ТЕЛА С КЛИНОФОРМНЫМ СТРОЕНИЕМ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИДЕНТИФИКАЦИИ КЛИНОФОРМ НА СЕЙСМИЧЕСКОМ РАЗРЕЗЕ (MODELING OF WAVE FIELD OF GEOLOGICAL BODY WITH CLINOFORM STRUCTURE AND RECOMMENDATIONS FOR IDENTIFICATION CLINOFORMS ON SEISMIC SECTION) Ибрагимов Х.Р. (научный руководитель - к.г.-м.н. Осинцева Н.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Объектом исследования являются клиноформные структуры, сложенные терригенными отложениями. Данные геологические тела образуются на окраинах крупных платформенных бассейнов и протягиваются на сотни и миллионы квадратных километров и содержат крупные нефтегазовые резервуары, тем самым вызывая большой интерес для геологов-нефтяников. Клиноформные структуры сложно выделяются на сейсмических разрезах традиционной сейсмической интерпретацией. Одним из решений является проведение сиквенс-стратиграфического анализа, который позволяет производить интерпретацию с восстановлением литологических особенностей геологических тел, скрытых от непосредственного наблюдения. Подобного типа реконструкции особенно важны в нефтяной геологии, при поиске и разведке месторождений нефти и газа. В работе были рассмотрены общие понятия о сиквенсной стратиграфии, ее историческое развитие, произведено геологическое моделирование клиноформного строения в программном обеспечении Tesseral 2D (Рисунок 1, А), и так же в данном программном обеспечении было получено волновое поле построенной модели. В волновом поле модели мы можем наблюдать, что общие границы клиноформы явно выявлены, также ясно синфазно коррелируются и прослеживаются большинство прослоев строения. При значительном сокращении толщины этих прослоев происходят интерференционные явления при отражении от их границ, что приводит к изменениям формы и амплитуды отражений. В волновом поле также можно наблюдать дифрагированную волну. Источником дифракции явились излом и шероховатости сейсмических границ. А Б Рисунок 1:А. Геологическая модель клиноформного строения. Б. Волновое поле учебной геологической модели клиноформного строения Результатом работы явилось: обобщение имеющейся отечественной и зарубежной литературы по сиквенсной стратиграфии, создание модели геологического тела и получение его волнового отклика (Рисунок 1, Б). Так же были даны рекомендации по идентификации клиноформ на сейсмическом разрезе. 29 ОЦЕНКА РАЗМЕРА ОБРАЗЦА ПОРОДЫ НЕОБХОДИМОГО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ МЕТОДОМ РЕНТГЕНОВСКОЙ ТОМОГРАФИИ С ЗАДАННОЙ ТОЧНОСТЬЮ (ESTIMATE THE ROCK SAMPLE SIZE NEEDED TO DETERMINE OF POROSITY COEFFICIENT BY X-RAY TOMOGRAPHY WITH A GIVEN ACCURACY) Кабаева О.А. (научный руководитель - доцент Шумейко А.Э) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Для определения ФЕС горных пород в петрофизике в последние годы стали применять рентгеновскую микротомографию. Для того, чтобы значения ФЕС, определяемые по средством томографии, были адекватны и могли быть использованы в дальнейшем, нужно определить необходимые условия измерений и оценить точность, с которой были получены результаты. В работе проведена оценка минимального размера образца, необходимого для определения значения коэффициента пористости с заданной точностью. Рабочий алгоритм основывался на статистической обработке полученных данных и представлял собой следующий алгоритм. Случайным образом генерировалось пятьсот электронных кубов одинакового размера, для каждого из которых определялся коэффициент пористости. Размер сторон кубов в каждом последующем опыте увеличивался от 20 до 100 пикселей с шагом 4 пикселя (1 пиксель = 10 мкм). Таким образом, для каждого из 9 образцов рифейских отложений был проведен 21 эксперимент. Для каждой выборки коэффициентов пористости был определены значения моды (наиболее вероятное значение пористости) и среднего квадратичного отклонения, а также построены графики зависимостей: максимального и минимального значений интервалов изменения kп эксп. от размера стороны кубика; среднего квадратичного отклонения от размера стороны кубика; моды выборки. от размера стороны кубика; среднего квадратичного отклонения от моды; и определены их уравнения корреляции. В итоге было установлено следующие: во-первых, с увеличением размера кубов диапазон изменения kп эксп. и среднеквадратическое отклонение уменьшается, а значение kп эксп. асимптотически приближается к истинному значению kп; во-вторых для определения коэффициента пористости с точностью 99% сторона кубов должна достигать величины порядка 0.5-15 мм, а для измерения коэффициента пористости с доверительным интервалом 0,02% величина сторон кубов должна составлять первые миллиметры. 30 ВЫДЕЛЕНИЯ ТЕКТОНИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ МЕТОДАМИ ОГТ В 2D И 3D ВАРИАНТАХ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УГЛЕВОДОРОДОВ В КАЗАХСТАНЕ (DELINEATION OF FAULTS BY 2D AND 3D COMMON DEPTH POINT METHODS IN HYDROCARBON FIELDS OF KAZAKHSTAN) Карамергенов Ж.Ж. (научный руководитель - д.г.-м.н. Истекова С.А.) Казахский национальный технический университет им. К. И. Сатпаева Важность знаний о наличии и положении разломов для разработки месторождений углеводородов трудно переоценить - они могут являться тектоническими экранами и оказывать решающее влияние на потоки, как извлекаемой нефти, так и закачиваемой воды. Влияют они и на распределение давления в залежи. По материалам профильной сейсморазведки тектонические нарушения уверенно выделяются в отдельных точках, но прослеживание их крайне затруднительно и неоднозначно. Выделение разломов по данным сейсморазведки 3D важная и реально выполнимая задача. Однако картировать возможно не все разломы, и степень достоверности всегда различна. Решение этих задач было рассмотрено на примере месторождения Дунга, расположенного в Казахстане, недалеко от Каспийского моря и приурочено к западной периклинали Беке-Башкудукского вала, относящегося к МангышлакскоУстюртской системе дислокаций. Переинтерпретация сейсмических профилей 2Д позволила выделить серию малоамплитудных поперечных нарушений, наличие которых обосновывалось ранее по данным опробования на стадии поисковоразведочных работ. Существование этих нарушений по данным сейсмики, в основном, подтвердилось, хотя малые амплитуды обуславливают некоторую их условность. Геологическая модель месторождения требовала дальнейшего уточнения и для этих целей были проведены сейсмические работы 3Д. В результате обработки данных трехмерной сейсморазведки составлена высококачественная полнократная трехмерная сейсмограмма, которая значительно детализирует коллектор аптского горизонта, а интерпретация по вариативно-когерентным данным выявила разломы с существенным сбросом на территории с низкой кратностью наблюдений по трехмерной сейсморазведке. Построенная модель разломов может объяснить распределение углеводородов в аптском интервале на месторождении Дунга. В частности, предполагается, что на востоке от границы Горного отвода находится тектонически экранированная ловушка. 31 ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РИСКОВ. ВОЗДЕЙСТВИЕ СЕРОВОДОРОДА ЧЕРНОГО МОРЯ НА ОБЪЕКТЫ ИНФРАСТРУКТУРЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ (GEOECOLOGICAL RISK ASSESSMENT. BLACK SEA HYDROGEN SULFIDE IMPACT ON INFRASTRUCTURE FACILITIES OIL & GAS INDUSTRY) Киселева А. А. (научный руководитель - доцент Обрядчиков О. С.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина В настоящее время увеличился интерес мирового сообщества к углеводородному потенциалу Черного моря. Зачастую не учитывается потенциальная опасность исследуемой территории при проведении тех или иных работ, что может привести к негативным последствиям. Актуальность данной работы обусловлена расширением территории поисковых работ и добычи углеводородов в Чёрном море, а также деятельностью проектов по транспортировке углеводородов по дну Черного моря. Основные цели работы: 1) изучение и анализ современного состояния Черного моря, в частности сероводородного слоя, 2) выявление и анализ причин, интенсифицирующих и активизирующих воздействие сероводорода Черного моря, 3) выявление, систематизация и обобщение основных рисков, вызванных влиянием сероводорода Черного моря, для объектов инфраструктуры нефтегазовой промышленности, 4) нахождение аналогов выявленных рисков в современной практике, проведение их сравнительного анализа, 5) составление рекомендаций по снижению воздействия сероводорода и вероятности возникновения рисков. В работе выделены и освещены следующие риски: 1) повышение коррозийности объектов инфраструктуры нефтегазовой промышленности (а именно, трубопроводов, поискового и бурового оборудования и др.), 2) повышение пожаро- и взрывоопасности на объектах поиска, добычи и транспортировки углеводородов, 3) отравление сероводородом персонала. В данной работе выдвинута гипотеза о возможности высвобождения метана из газогидратов по причине выделения сероводорода из Черного моря. В работе предложены решения названной проблемы, меры и рекомендации по снижению вероятности возникновения рисков, актуальные для применения на объектах нефтегазовой отрасли в Черном море. 32 ПЕРЕРАБОТКА БУРОВОГО ШЛАМА: МИФ ИЛИ РЕАЛЬНОСТЬ? (REFINING DRILLING WASTE: MYTH OR REALITY?) Коваленко А.П. (научный руководитель - доцент Субботина Е.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Нефтяная промышленность никогда не считалась чистым производством. Однако лишь в конце ХХ века мы стали задумываться об отходах бурения. Казалось бы, нефтяные компании стали успешно справляться с буровым шламом посредством рекультивации шламовых амбаров. В последнее время даже некоторые фирмы начали применять совершенные на первый взгляд методы переработки бурового шлама и вторичного его использования. Но стоит рассмотреть эту проблему внимательнее – сразу выявляется много недостатков, от которых тематика переработки бурового шлама становится ещё более актуальной. Возьмём пример скандально известной «буролитовой смеси». Буролит - буровой шлам, смешанный экскаватором с цементом, песком, пеноизолом в определённой пропорции. Буролитовая смесь % С помощью такой обработки буровой от веса Компонент бурового шлам якобы превращается в строительный шлама материал, используемый для строительства Цемент марки 400 10-20 10-20 дорог, рекультивации амбаров, укреплении Песок =1,5 кг/м3 Карбомидный пеноизол 10-25 кустовых площадок и других строительных Кальций хлористый 2 нужд. Однако в общероссийском (при низких температурах) классификаторе продукции стройматериала с названием «буролитовая смесь»/«буролит» не существует. На основе результатов переработки отходов бурения установлено, что в процессе переработки класс опасности не изменился (был буровой отход IV класса опасности, получился «продукт» – IV класса опасности). Фактически это тот же отход, только в зацементированной форме, ведь «нейтральные» компоненты физически не могут обезвредить опасные компоненты. Такая смесь под воздействием природных факторов может разрушаться и оказывать воздействие на окружающую среду. По нашему мнению, толчком к появлению псевдометодов переработки бурового шлама и процветанию фирм-утилизаторов явились изменения 2008 года в законодательстве - определение понятия «накопление отходов» и связанных с ним «льгот» (освобождения от внесения платы за размещение отходов). Таким образом, на сегодняшний день назрела острая необходимость определения жёстких правовых требований к переработке отходов бурения, иначе нефтяные компании и псевдоэкологические фирмы-утилизаторы по прежнему будут продолжать «перерабатывать» отходы бурения лишь на бумаге. 33 ЗАКОНОМЕРНОСТИ СТРОЕНИЯ ПОЗДНЕДОКЕМБРИЙСКИХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЕНИСЕЙСКОГО КРЯЖА И ИРКИНЕЕВО-ЧАДОБЕЦКОГО ПАЛЕОРИФТА (LITHOLOGICAL FEATURES OF THE NEOPROTEROZOIC CLASTIC DEPOSITS OF THE YENISEY RIDGE AND IRKINEEVOCHADOBECKY PALEORIFT) Козионов А.Е. (научный руководитель - профессор, д.г.-м.н. Постникова О.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Объектом исследования являются терригенные отложения позднего рифея Енисейского кряжа и Иркинеево-Чадобецкого палеорифта. В пределах Иркинеево-Чадобецкого палеорифта открыта серия крупных газовых месторождений, на которых залежи приурочены к позднерифейским терригенным отложениям. В связи с этим изучение их литологических характеристик и генезиса является крайне актуальной задачей. Изучение позднерифейских терригенных отложений проводилось по материалам скважин глубокого бурения и обнажений в СевероЕнисейском районе Красноярского края на обнажениях рек Тея и Чапа. Отложения характеризуются высокой степенью изменчивости литологического состава, стратиграфического объема и мощности. В литологическом отношении исследуемые отложения представлены комплексом гравийных, гравийно-песчаных, алевро-глинистых, глинистых литотипов. Красноцветные отложения имеют косослоистые текстуры, оползания, рябь течений и др., характерные для континентальных отложений аллювиальной равнины. В минеральном составе обломочной части преобладают обломки кварца, глинистых сланцев, калиевых полевых шпатов, что свидетельствует о нескольких источниках сноса, представленных кислыми магматическими и метаморфическими породами. В процессе изучения позднерифейских отложений в пределах Енисейского кряжа были выявлены мощные толщи тиллитов, представленные крупногалечными конгломератами, обломочная часть которых сложена кварцитами, глинистыми сланцами, гальками кварца. Пестроцветные окраски, характерные текстурные признаки, невыдержанность гранулометрического состава отложений, наличие в их составе тиллитовых толщ свидетельствует о формировании позднерифейских терригенных отложений в условиях континентальных постгляциальных обстановок. Осадконакопление, видимо, осуществлялось в пределах обширных аллювиальных равнин, где шло накопление относительно более грубозернистых временных потоков и более тонкозернистых, часто пеллитовых отложений лимнических зон. 34 СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА НА СКВАЖИНЕ И В ЛАБОРАТОРИИ (COMPARATIVE CHARACTERISTICS PETROPHYSICAL STUDIES CORE FOR WELL AND LABORATORY) Козлов К. Д. (научный руководитель - доцент Беляков М. А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе проводится сравнительный анализ петрофизических параметров полученных в результате исследований, проведённых на скважине непосредственно после отбора керна и в лаборатории. Проведение небольшого комплекса оперативных петрофизических исследований керна на скважине, состоящего из определения пористости, проницаемости, скорости распространения упругих волн и исследования естественной радиоактивности пород даёт возможность значительно расширить количество информации о породах, вскрытых скважиной. Опираясь на значения коэффициента пористости и проницаемости можно выделить в разрезе коллектора, а значения естественной радиоактивности можно осуществить привязку керна к данным ГИС. Совместная интерпретация данных ГИС и оперативных исследований керна даёт возможность более точно определить продуктивные интервалы для последующего проведения испытаний пластов. На следующем этапе керн проводятся лабораторные исследования керна. Построив петрофизические связи типа «керн-керн» можно увидеть достаточно высокие значение коэффициента корреляции между петрофизическими параметрами, полученными в результате исследований на скважине и в лаборатории. Основываясь на этом можно уменьшить количество исследований проводимых в лаборатории. Кроме этого, расширяя комплекс оперативных исследований, можно получать дополнительную информацию о разрезе непосредственно на скважине, вносить поправки в показания приборов ГИС и модели месторождения. 35 ХАРАКТЕРИСТИКА ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ СИТУАЦИИ НА АСТРАХАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ И ПРОБЛЕМА ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ЖИЗНИ ВБЛИЗИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ (CHARACTERISTICS OF THE ENVIRONMENTAL SITUATION AT THE ASTRAKHAN FIELD AND THE PROBLEM OF LIFETIME NEAR THE FIELD) Комарова М.А. (научный руководитель - доцент, к. г.-м. н. Обрядчиков О.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Астраханское газоконденсатное месторождение, расположенное в юго-западной части Прикаспийской впадины, имеет сложное геологическое строение. Особую сложность при бурении представляет проходка солевой толщи. Значительные сложности и аварии происходят при проходке скважины в продуктивных отложениях башкирского яруса среднего карбона. Отмечаются интенсивные газопроявления с аномально высоким пластовым давлением и высоким содержанием сероводорода в пластовых водах и породах. Запасы оцениваются в 2,5 трлн. м³ газа и 400 млн. т. конденсата с высоким содержанием сероводорода (26 %) и углекислого газа (16 %). В 1980-1984 гг. на территории области было проведено 15 подземных ядерных взрывов для образования подземных полостей для хранения газоконденсата (проект «Вега»). Взрывы проводились в 35-40 км севернее и северо-восточнее Астрахани, на глубинах около 1000 м. Это не может положительно сказываться на здоровье человека и на экологической ситуации в целом. В рассматриваемом регионе возросла общая заболеваемость и уровень госпитализации. Сохраняется высокая младенческая смертность и рост числа онкологических заболеваний В докладе сделана сравнительная характеристика и анализ ожидаемой и реальной продолжительности жизни вблизи рассматриваемого месторождения с момента ввода месторождения в эксплуатацию и по сей день. 36 РАЗЛОМНО-БЛОКОВОЕ СТРОЕНИЕ СУРГУТСКОЙ МОНОКЛИНАЛИ (ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ДЕШИФРИРОВАНИЯ КОСМИЧЕСКИХ СНИМКОВ) (FAULT-BLOCK STRUCTURE OF THE SURGITSKAYA SLOPE (BASING ON THE AERO PHOTO SURVEY DATA) Коннов В.Н., Якушев П.А. (научный руководитель - доцент Милосердова Л.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Несмотря на более чем четверть вековую историю применения космических снимков для целей нефтегазовой геологии, результаты геологического дешифрирования космических изображений в нефтегазовой геологии используются до сих пор недостаточно, или не используются совсем, хотя благодаря естественной генерализации и обзорности, с их помощью можно получать информацию, недоступную другим методам. В первую очередь это относится к выявлению разломно-блокового строения и новейшим тектоническим движениям по блокам на различных иерархических уровнях геологического строения территории. На структурных и на тектонических картах территории исследования, и расположенных на ее площади месторождениях, разломы либо не показаны вовсе, либо показаны весьма фрагментарно. Вместе с тем на космических снимках по набору дешифровочных признаков, установленных для центральной части Западной Сибири выделяется сравнительно густая и закономерная сеть дизъюнктивных дислокаций. Мы дешифрировали их при различном масштабе космических изображений как визуально, так и с помощью компьютерной программы LESSA на мозаиках, полученных по изображениям Landsat из открытого доступа NASA (http://zulu.ssc.nasa.gov/mrsid/mrsid.pl). Мозаика создана по изображениям, полученных с помощью сенсора ETM+. Изображения синтезированные по каналам соответствующих зеленой, красной и ближней инфракрасной зонам спектра. Полученные результаты дешифрирования сопоставлялись с имеющимися тектоническими и структурными картами территории. Результаты не противоречат, существующим представлениям о геологическом строении территории, а дополняют их, что необходимо учитывать при разработке имеющихся здесь месторождений. 37 СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ВЕРХНЕДЕВОНСКИХ ФАМЕНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ В ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ХОРЕЙВЕРСКОЙ ВПАДИНЫ (COMPARATIVE CHARACTERISTIC AND RESERVOIR PROPERTIES OF UPPER DEVONIAN FAMENNIAN SEDIMENTS FROM CENTRAL AREA OF HOREVERSKAYA DEPRESSION) Котельникова А.О. (научный руководитель - профессор Постников А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе проанализирован керновый материал по скважинам месторождений, расположенных в пределах северной части Колвависовской ступени (Хорейверская впадина, Тимано-Печорская НГП). Также в работе широко применялись данные петрофизических и геофизических исследований. С точки зрения обстановок осадконакопления рассматриваемая территория на позднедевонском этапе (фаменский век) приурочена к зоне среднего шельфа Палеоуральского океана. Отложения представлены различными типами известняков. В целом, набор литотипов в пределах обоих месторождений сопоставим. Выделяются баундстоуны (сферово-водорослевые, строматопорово-водорослевые, водорослевые и строматолитовые), грейнстоуны, вакстоуны и мадстоуны. Наряду с ними присутствуют сгустковые разности и известняки узловатослоистые. Наиболее существенные различия выражены в относительной роли различных литотипов. В западных разрезах отмечается возрастание роли высокоамплитудных биогермных построек, тонкослоистых ламинитовых строматолитоподобных известняков, которые переслаиваются с алевритистыми и однородными сгустковыми разностями. Напротив, в восточных разрезах резко преобладают сферово-водорослевые и комковато-водорослевые баундстоуны. Такие соотношения объясняются с позиций различия обстановок осадконакопления. По-видимому, в восточном направлении увеличивалась глубина фаменского бассейна. Вместе с тем, в западном направлении возникали условия для формирования на мелководье отдельных биогермных массивов. На всей площади главным типом коллекторов является каверновый тип, приуроченных к баундстоунам. Строматолитовые разности характеризуются наличием близкорасположенных щелевидных пустот, ориентированных вдоль поверхностей наслоения, которые значительно чаще соединяются микротрещинами. Поэтому для этих пород возрастает анизотропия свойств с высокой латеральной проницаемостью. Данные свойства пород-коллекторов должны учитываться при составлении программы разработки месторождений. 38 СПОСОБЫ И ДОСТОВЕРНОСТЬ ПЕРВИЧНОЙ ОБРАБОТКИ ЛАБОРАТОРНЫХ ЯМР-ИССЛЕДОВАНИЙ (METHODS AND RELIABILITY OF PRIMARY PROCESSING OF LABORATORY NMR-RESEARCHES) Кудрявцев А.А., Кузьмичев Д.С. (научные руководители - профессор В.Д. Неретин, доцент А.Э. Шумейко) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Результатом керновых измерений на лабораторном ЯМР-релаксометре является зависимость амплитуды сигнала свободной прецессии от времени, характеризующая скорость релаксации после отключения магнитного поля (релаксационная кривая). Данная функция представляет собой сумму экспоненциальных зависимостей амплитуд от времени спада для различных времен релаксации вида: -t −𝑡 A,% Аsum = ∑n1 Ai *e ⁄T2 i , приn → ∞ А𝑠𝑢𝑚 = ∑𝑛1 𝐴𝑖 ∗ 𝑒 ⁄𝑇2𝑖 , при 𝑛 → ∞ -t Аsum = ∑n1 Ai *e ⁄T2 i , приn → ∞ , где А𝑠𝑢𝑚 - амплитуда кривой, 𝐴𝑖 - амплитуда i-ой компоненты, Т2i – время релаксации i-ой компоненты. Распределение амплитуд 5,0 сигнала по Т2 (спектр) отража-ет 4,0 распределение пор по раз-мерам и 3,0 состояние флюида в поровом пространстве (свобо-дный / 2,0 связанный). 1,0 При разложении в спектр 0,0 T2, ms релаксационной кривой 0,1 1,0 10,0 100,0 1000,0 используются мультиэкспонеДифференциальный спектр. По данным ООО нциальные решения уравнения «Нефтегазгеофизика». Измерения выполнены на Фредгольма 1 рода. Так как приборe BRUKER MINISPEC MQ10 уравнение представляет собой так называемую некорректно поставленную задачу, то подходы к решению в общем случае могут быть различными. В докладе рассмотрены методики «ручной» и автоматизированной обработки данных, приведен анализ спектров, полученными различными алгоритмами обработки данных. Разработано программное обеспечение, реализующее оценку достоверности результатов обработки релаксационных кривых, основанную на обратной процедуре восстановления релаксационной кривой по полученному спектру. Работа иллюстрирована результатами обработки релаксационных кривых полученных на лабораторном ЯМР-релаксометре BRUKER MINISPEC MQ10 программным обеспечением фирмы Bruker, ООО «Нефтегазгеофизика», кафедры ГИС, приведены результаты оценки достоверности спектров. 39 ПРОГНОЗ ВЛИЯНИЯ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ ГЛИНИСТОЙ ПЕРЕМЫЧКИ НА ПРОФИЛЬ ТРЕЩИНЫ ГРП В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ (THE FORECAST OF INFLUENCE OF SHALE STREAK’S STRESS STATE ON PROFILE OF HYDROULIC FRACTURING OF LAYER IN THE DEPOSIT’S DEVELOPMENT) Кузьминский Е.В. (научный руководитель - к.г.-м.н. Беляков Е.О.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Интенсивное освоение углеводородных ресурсов Западной Сибири ведется последние несколько десятков лет. К сегодняшнему дню все без исключения нефтяные компании достигли того порога, когда месторождения с «лёгкой нефтью», требующие минимум капитальных затрат, находятся на последней стадии разработки, падающей добычи. В то же самое время гигантские запасы углеводородов сосредоточены в низкопроницаемых коллекторах, либо обладают такими геолого-физическими свойствами, которые делают разработку данных залежей традиционными методами неэффективной. Одним из современных методов интенсификации добычи является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Методом ГРП создаются искусственные трещины в продуктивном пласте с помощью закачивания под давлением в скважину вязкой жидкости с проппантом. Целью данной работы является увеличение эффективности разработки продуктивных пластов методом гидроразрыва в горизонтальной скважине на примере месторождения N Западной Сибири. Продуктивные пласты представлены песчаниками неокомских отложений с разделяющей их глинистой перемычкой. Объектом исследования является глинистая перемычка с трещиной ГРП, заполненной проппантом. Для достижения поставленной цели будут использованы: -данные интерпретации акустического каротажа (каротаж проведён на аппаратуре СПАК-6); -данные интерпретации дипольного акустического имиджера (DSI); -данные интерпретации стандартного комплекса методов ГИС; -программный комплекс Ansee; -сведения о дизайне ГРП; Следует отметить, что лабораторные исследования керна по определению прочностных и механических характеристик на данном месторождении не проводились. В процессе проведения исследований будут определены упругие модули, уточнены значения горного и пластового давления и рассчитана математическая модель. Для решения поставленных задач будет применяться совокупность методик обработки указанного выше материала. По данным полученным в результате интерпретации акустического каротажа и дипольного акустического имиджера будут определены упругие модули продуктивных пластов и глинистой перемычки. Интерпретация стандартного комплекса ГИС позволит уточнить значения kп и kпр, а также плотность исследуемой системы. С помощью программного комплекса Ansee будет построена деформационная модель продуктивных пластов и глинистой перемычки с введённым проппантом. В результате работы будет представлен анализ напряжённого состояния глинистой перемычки на момент проведения гидроразрыва пласта, получены модули упругости глинистой перемычки. 40 СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА НЕФТИ В ОБВОДНЕННОЙ СКВАЖИНЕ (OIL AND GAS FLOW METER FOR DEVELOPMENT WELLS) Алмазов Д.О., Лазуткин Д.М. (научный руководитель - Скопинцев С.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Расходометрия - один из основных методов мониторинга разработки нефтегазовых месторождений. Для скважин, в продукции которых отсутствует вода, проблема измерения расхода решается успешно. Для обводненных скважин, где столб воды стоит от забоя до входа в насос, измерение расхода нефти является сложной задачей, так как структура двухкомпонентного потока в общем случае неоднозначна. Задача может быть решена манометрическим корреляционным расходомером, обеспечивающем: измерение разности давлений столбов водонефтяной смеси и воды на заданном интервале L; измерение скорости корреляционным сравнением сигналов изменений давления на том же интервале. Получаемые данные позволяют рассчитывать текущий расход нефтяной компоненты в водонефтяной смеси в скважине. Прибор включает дифференциальный манометр, измеряющий разность давлений столбов водонефтяной смеси и воды на заданном интервале (1); измерительную колонку длиной L (2); корреляторвычислитель, рассчитывающий скорость движения и расход нефти на основе определения времени прохождения глобулами нефти интервала глубин длиной L (3). Cоздан макет дифференциального манометра (манометрического расходомера) и проведены испытания в лабораторным стенде «Имитационная ячейка двухпластовой нефтяной скважины с компьютеризированным комплексом формирования скважинных условий». Диаграммы, полученные при прохождении водогазовой смеси в виде единичных «глобул нефти» в интервале измерительной базы прибора, обрабатываются корреляторомвычислителем и сохраняются на компьютере в виде непрерывных кривых. Затем выполняется привязка показаний расходомера к объему находящегося в измерительном интервале флюида. Разработана модификация прибора с измененным вариантом конструкции коррелятора и приведены результаты лабораторных испытаний при включении двух дифференциальных манометров, установленных на границах интервала L. 41 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ КУЮМБИНСКОГО НГК МЕСТОРОЖДЕНИЯ (PARTICULARITIES OF GEOLOGICAL STRUCTURE OF KUYUMBINSKOE OIL-GAS CONDENSATE FIELD) Лебедева А.С. (научный руководитель - доцент Горюнова Л.Ф.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Куюмбинское нефтегазоконденсатное (НГК) месторождение расположено в Красноярском крае на юге Эвенкийского муниципального района, входит в состав Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления (ЮТЗ), которая, в свою очередь относится к Камовскому нефтегазоносному району Байкитской НГО Лено-Тунгусской НГП. Куюмбинское месторождение открыто в 1972г. параметрической скважиной К-1. Месторождение находится на этапе проведения опытнопромышленных работ с целью подготовки к промышленному освоению. В геологическом строении месторождения принимают участие отложения кристаллического фундамента архейского возраста и осадочные отложения рифея, венда, кембрия и, в некоторых случаях, ордовика. В подошве венда фиксируется резкое угловое и стратиграфическое несогласие, и отложения венда перекрывают разновозрастные толщи рифея. Куюмбинское НГК месторождение является сложным по своему геологическому строению. По результатам сейсмических работ установлено, что месторождение имеет блоковое строение. В пределах месторождения выделено 13 самостоятельных тектонических блоков: Куюмбинская группа залежей (2 блока), Южно-Куюмбинская группа залежей (9 блоков), Северо-Куюмбинская и Камовская залежи. Характерными особенностями месторождения являются: массивные типы залежей; значительная толщина продуктивной части пласта; высокая доля как эффективной, так и эффективной газонефтенасыщенной толщины; плохая коррелируемость разрезов скважин; наличие наклонных тектонических нарушений, затухающих к кровле. Месторождение является уникальным по возрасту продуктивных отложений. Нефтегазоносность связана с карбонатными отложениями рифея: пласт R1+R2ад – нефтегазоконденсатные залежи; пласт R2еж – газовая залежь. Первоочередными объектами поисково-разведочного бурения для повышения степени изученности Куюмбинского НГК месторождения и подготовки его промышленного освоения являются субвертикальные зоны аномально высокой трещиноватости с «корнями» глубокого заложения (несколько километров). Именно в таких зонах продуктивные отложения обеспечивают высокие и максимальные притоки нефти в скважинах. 42 МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕНЕРАЦИОННО-АККУМУЛЯЦИОННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ В ПОДНЯТИЕ ТАЧЖУН (SIMULATION OF HEDROCARBON GENERATION AND ACCUMULATION IN THE LIFT TAZHONG) Ли Цян (научный руководитель - профессор Ермолкин В. И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В данной работе рассмотрены термобарические условия генерации углеводородов в Тачжунской впадине бассейна Тарим. 2D модель генерации, миграции и акуммуляции углеводородных систем нижнийпалеозойских отложенйй Тачжунской впадине представлена в данной исследовательной работе. Модель построена в программном пакете бассейнового моделирования PetroMod. С помощью PetroMod можно прогнозировать время образования и места залегания нефти и газа, также в данной программе можно моделировать процессы миграции углеводородов, что является стратегическим инструментом при оценке рисков поисковоразведочных работ. Для разработки модели были использованы литературные и фактические данные геологии, теконики, стратиграфии, теплового потока и геохимии. Бассейн Тарим является самым крупным осадочным бассейном в китае, его площадь – 560 тыс.кв.км. Тарим унаследован от палеозойских морских бассейнов и мезозойско-кайнозойских форландовых бассейнов с континентальными условиями осадоконакопления. К настоящему времени в бассейне Тарим выделены более 400 ловушек различных типов, в основном антиклинальных. Ресурсы нефти и газа достигают десятка миллиардов тонн, из которых на долю газа приходится 40% нефтегазовых ресурсов западной части Китая. Поднятие Тачжун находится в центральной части бассейна Тарим. Это очень перспективный райнон геологоразведочных работ в бассейне Тарим. В итоте работы были получены данные о палеотемпературах на различные перионы времени, таким образом, получены сведения о влиянии теплового потока на нефтегазоматеринские породы. Получены нефтегазоматеринских пород. Рассмотрены пути миграции. Данные соответственно повысить эффективность геолого-разведочных работ на нефть и газ в данном районе. 43 ИЗУЧЕНИЕ И ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДИКИ EEMD ПРИ ПОДАВЛЕНИИ ВОЛНЫ-ПОМЕХИ В СЕЙСМОРАЗВЕДКИ (RESEARCH AND APPLICATION OF TECHNIQUE EEMD IN SUPPRESSING NOISE OF SEISMIC DATA) Ли Цян (научный руководитель - профессор Ермолкин В. И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В данной работе, способ EEMD исспользуется для подавления случайные шумы и поверхностные волны. Шумоподавление является одним из важных частей в обработке сейсмических данных. Оно будет влиять на эффективность других следующих процессов, поэтому необходимо, удалить случайные шумы и когерентные шумы из сейсмических данных. Частотно-временной анализ представляет собой новый тип метода для обработки нелинейных и нестационарных сигналов, которые могут показать силу энергии в временной и частотной области в то же время . Основная часть Гильберта-Хуанга является Эмпирические Режим Разложение - EMD, которые могут разлагаться нелинейные и нестационарные сигналы к сумме некоторых функций , присущих режиме адаптивно, в зависимости от местных особенностей времени входного сигнала. Этот метод является большим прорывом традиционного метода анализа частотно-временных по спектрального анализа нелинейных и нестационарных сигналов. Основные недостатки EMD являются смешивание режим, который вызывается дискретных событий. В ходе развития для решения этой проблемы , Множественная эмпирическая Режим Разложение - EEMD вводится, которая является улучшение оригинального метода EMD , также имеет важное теоретическое значение исследования и широкую перспективу применения. В данной работе , EMD и способ EEMD изучаются и оцениваются , так что они могут быть лучше использовать в сейсмической сигнала - шумоподавления. Эта работа в основном представляет следующие аспекты: По статистическим свойствам, процесс подавления случайных шумов завершается на одном канале с помощью способа EEMD. Поверхностные волны эффективно удаляются путем EEMD разложения и HHT спектра. Использование сигнальных и распределение характеристикповерхностных волн в частотно-временной области, соответствующее время - частотные фильтры предназначены для подавления поверхностных волн. Синтетические записи и реальные данные применены во обработки сейсмических данных. Результаты показывают, что методика EEMD может улучшить SNR сейсмических данных эффективно. 44 ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРО-КАРСКОГО РЕГИОНА (OIL-BEARING PROSPECTS OF THE NORTH KARA REGION) Луценко Е.В. (научный руководитель - доцент, к.г.-м.н. Косенкова Н. Н.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Арктика является важнейшим регионом для воспроизведения ресурсной базы углеводородного сырья Российской Федерации. В свете этого необходимо планомерное изучение осадочных бассейнов, расположенных на арктической суше и в акватории, разработка современных региональных моделей их геологического строения и анализ истории формирования. Особенностью Северо-Карского бассейна является то, что его осадочное выполнение доступно для изучения в естественных обнажениях на островах арх. Северная Земля, поэтому все представления о вещественном составе отложений бассейна основываются на изучении пород этого архипелага. В Северо-Карском бассейне предполагается развитие мощного комплекса ордовикско-девонских отложений и маломощных каменноугольно - пермского и мезозойско-кайнозойского комплексов. В целом, датирование осадочного выполнения акватории северной части Карского моря базируется на методах событийной стратиграфии и сравнении выделяемых в разрезе сейсмокомплексов с известными геологическими образованиями на островах арх. Северная Земля. Выполненные в рамках бассейнового моделирования палеореконструкции показали, что к моменту образования основных структурных элементов отложения основных НГМ горизонтов полностью реализовали свой потенциал и вышли из главной фазы нефтеобразования (ГФН). Ко времени герцинских тектонических процессов (пермского аплифта) и формирования Центрально-Карского поднятия основная генерация жидких углеводородов в материнских отложениях в южной области Присевероземельского прогиба, прогибах Уединения и Св. Анны уже завершилась. По результатам проведенного моделирования установлена преимущественная газоносность бассейна. Основные объемы газа в карбонатно-терригенных породах ордовикско-нижнедевонского нефтегазового комплекса (НГК) толщиной до 2-2,5 км прогнозируются в пределах крупных региональных поднятий: Визе и Краснофлотского вала (северная часть). Новые геохимические данные, полученные в результате исследования пород арх. Земля Франца Иосифа, позволят провести калибровку существующей модели Северо-Карского бассейна и уточнить положение наиболее благоприятных зон для скопления углеводородов. 45 ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ОСВОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ, ПРИУРОЧЕННОЙ К ЗОНАМ ТЕКТОНИЧЕСКИХ НАПРЯЖЕНИЙ (GEOLOGICAL ASPECTS OF DEVELOPMENT OF DEPOSITS ASSOCIATED WITH THE ZONES OF TECTONIC STRESS) Мазанова А.В. (научный руководитель - доцент, д.г.-м.н, Страхов П.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Объектом исследования является нефтяная залежь, приуроченная к карбонатным отложениям нижнепермского возраста Тимано-Печорской НГП. Структура, к которой приурочена исследуемая залежь, имеет сложную конфигурацию и осложнена тектоническими нарушениями, разделяющими ее на блоки. Разломы не прерывают гидродинамическую связь между структурными блоками продуктивной залежи. Коллектора представлены органогенными, органогеннообломочными, органогенно-детритовыми, поровыми, порово-трещинными, кавернозно-трещинными и трещинными известняками. Покрышкой являются глинистые породы кунгурского яруса. Коллектора порового типа распространены повсеместно по исследуемой территории, и наиболее высокими эффективными толщинами характеризуется зоны удаленные от тектонических нарушений. Результаты исследования керна, сопоставление пористости с проницаемостью, а также анализ притоков показывают, что в разрезе продуктивной толщи помимо основного, порового типа коллектора, присутствуют и порово-трещинный тип коллектора. О трещиноватости нижнепермских отложений говорят также высокие дебиты нефти, получаемые из низкопористых отложений пласта. Для выявления зон трещиноватости использовались полученные в результате интерпретации 3Д сейсмических данных кубы амплитуд, когерентности, куб импеданса. В результате анализа этих атрибутов, а так же на основе данных ГИС и исследований керна выделены зоны пространственного распределения зон порового и порового-трещиного типа коллекторов. Зоны коллекторов порово-трещинного типа приурочены к полям напряжений, обусловленных постседиментационной тектонической активностью. Коллектора порово-трещинного типа характеризуются наиболее высокими добычными способностями. Скважины, попавшие в зоны распространения порово-трещиного коллектора, характеризуются низким коэффициентом обводнения, за счет влияния разнонаправленной трещиноватости. 46 ОСОБЕННОСТИ ИЗОБРАЖЕНИЯ БОКЗЕЛЬСКОЙ ГАЗОНОСНОЙ ПЛОЩАДИ НА КОСМИЧЕСКИХ ИЗОБРАЖЕНИЯХ В ВИДИМОМ И ТЕПЛОВОМ ДИАПАЗОНАХ Мередов Х. (научный руководитель - доцент Милосердова Л.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе описываются результаты изучения Бокзельской газоносной площади по материалам космических изображений в видимом и тепловом диапазонах. Бокзельская площадь располагается в центральной части Ашхабадского перспективного нефтегазоносного района ЦентральноТуркменской Нефтегазоносной области. Предполагаемая ловушка связана с зоной выклинивания коллекторов. Цель работы – выявление температурных аномалий по архивным изображениям, полученным улучшенным тематическим картографом (ETM+) - многоспектральным оптико-механическим сканирующим радиометром, установленным на спутнике Landsat-7. Считается, что в месторождениях углеводородов, а также в пространстве над ними формируется аномальное геотермическое поле, как результат циркуляции флюидов. Возможность использования геотермических данных для поисков скоплений нефти и газа определяется большой ролью подземных вод, которые образуют конвективные тепловые потоки. Изучение проводилось на отобранных из массива архивных изображений NASA. Анализировались изображения в видимом и тепловом диапазонах. В видимом и ближнем инфракрасном диапазоне (0,74 - 1,35 мкм), ловушка практически не проявляется. В среднем тепловом диапазоне (1,35 - 3,50 мкм) можно неуверенно выделить отрицательную тепловую аномалию. Дальний тепловой диапазон (3,50-1000 характеризуется более уверенным выделением тепловой аномалии над ловушкой. Различные варианты синтеза изображений позволяют добиться более выразительной аномалии. Таким образом удается решать прямую задачу дешифрирования – подобрать такие изображения для известной площади, на которой проявится тепловая аномалия. Однако на изображениях, сделанных в другой сезон и в другое время суток, указанная аномалия практически не проявляется. Тем не менее, полученный результат является важным, ибо он позволяет предполагать наличие флюида в ловушке и, следовательно, дает еще один аргумент в пользу оправданности разбуривания Бокзельской площади. 47 АНАЛИЗ ПЕРСПЕКТИВ ДОИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ МУРАВЛЕНКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ANALYSIS OF PROSPECTS OF ADDITIONAL RECOVERY OF RESIDUAL STOCKS OF THE MURAVLENKOVSKY FIELD) Метелина О.В. (научный руководитель - д. г.-м.н. профессор Хафизов С.Ф.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время остро стоят вопросы, связанные с доразведкой и грамотной разработкой месторождений Западной Сибири. Изучение особенностей неструктурных залежей углеводородов, в частности, условий их формирования и строения, закономерностей пространственностратиграфического распределения пластов, прогноз и освоение таких залежей с целью повышения эффективности разработки месторождений нефти и газа является актуальным. Объектом настоящего исследования является Муравленковское месторождение, открытое в 1978 году (введено в разработку в 1981 году). В административном отношении расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Приурочено к стыку Северного свода и Северо-Сургутской мегатерассе в юго-западной части Комсомольского куполовидного поднятия. Промышленная нефтеносность месторождения установлена в терригенных отложениях мегионской свиты нижнего мела и связана с продуктивными пластами БС10-1, БС10-2 и БС11. Целью данной работы является оценка эффективности проектируемой системы разработки и повышение коэффициента извлечения нефти. Для достижения поставленной цели необходимо улучшить технологические показатели за счет изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. Технологические показатели разработки зависят от геолого-физической характеристики залежи, определяющими являются тип, размер и форма залежи, степень геологической неоднородности продуктивного объекта, запасы, подвижность насыщающего пласт флюида, ФЕС коллектора. Для повышения коэффициента извлечения нефти необходимо улучшить коэффициент охвата с помощью: зон с недостаточным объемом информации, в которых будут проведены дополнительные исследования, и тонких нефтенасыщенных пластов, которые ранее не разрабатывались. 48 ИССЛЕДОВАНИЕ СПОСОБОВ РЕШЕНИЯ ПРЯМОЙ КИНЕМАТИЧЕСКОЙ ЗАДАЧИ В СРЕДЕ С ЛИНЕЙНЫМ ВЕРТИКАЛЬНЫМ ГРАДИЕНТОМ СКОРОСТЕЙ (STUDY OF THE TECHNIQUES FOR DIRECT TRAVELTIME SOLUTION IN MEDIUM WITH LINEAR GRADIENT OF VERTICAL VELOCITY) Милехин А.Л. (научный руководитель - к.т.н., доцент Барс Ф.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Предлагаемая работа посвящена исследованию различных способов решения прямой кинематической задачи для среды с линейным вертикальным градиентом скоростей. Основные цели работы: обзор методик решения прямой задачи в среде с линейным вертикальным градиентом скоростей, сравнение точности получаемых решений, ограничений и скорости работы различных алгоритмов. В работе рассматриваются способы расчета кинематики прихода отраженных волн на поверхность с использованием параболической аппроксимации, точного решения для модели с горизонтальным отражателем, решения основанного на выполнении закона отражения, а также по методу Белмана (поиск пары лучей с минимальными временами прихода). Приведены примеры использования различных техник оптимизации. Задача решалась на модельных примерах для сред с различным градиентом сейсмических скоростей и различной конфигурацией отражающих границ. 49 ПРИМЕР РЕАЛИЗАЦИИ АЛГОРИТМА РАСЧЕТА ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПО ДАННЫМ ГИС (RELATIVE PHASE PERMEABILITY EVALUATION WITH WELL LOGGING DATA) Мусалеев Х.З. (научный руководитель - доцент Коваленко К.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Расчет относительных фазовых проницаемостей (ОФП) по результатам лабораторных исследований кернового материала и данным геофизических исследований скважин (ГИС) является актуальной задачей, которая привлекает внимание многих специалистов различных направлений нефтегазового дела. В настоящей работе реализован алгоритм расчета относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти, задействующий параметры, получаемые при изучении керна, и параметры, определяемые по данным ГИС: эффективную и динамическую пористости. Основой алгоритма является оригинальная петрофизическая модель ОФП (Коваленко К.В.), позволяющая учесть зависимость кривизны функций ОФП от величины флюидоудерживающей способности коллектора. При определении относительных фазовых проницаемостей общепринята нормировка фазовых проницаемостей на величину абсолютной проницаемости. Однако абсолютная проницаемость является искусственным параметром, не проявляющимся в коллекторах в естественных условиях, поэтому в модели эффективного порового пространства абсолютная проницаемость (проницаемость по газу) не используется как нормировочный параметр. В качестве нормирующего параметра для ОФП выступает эффективная проницаемость по нефти – фазовая проницаемость по нефти при остаточном водонасыщении, которая обнаруживает тесную связь с эффективной пористостью. Практическая реализация алгоритма показана на примере песчаников юрского возраста одного из нефтяных месторождений Западной Сибири. Для настройки алгоритма использованы результаты лабораторных определений эффективных и фазовых проницаемостей, текущая нефтенасыщенность рассчитывалась по данным электрометрии, для определения эффективной пористости использован комплекс ГМ и ГГМ. 50 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ И ФОРМИРОВАНИЕ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ЮГОВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ПРИКАСПИЙСКОГО БАССЕЙНА (FEATURES OF GEOLOGICAL DEVELOPMENT AND FORMATION OF ZONES OF OIL AND GAS ACCUMULATION IN SOUTH-EAST PART OF THE CASPIAN BASIN) Назарова А.Н. (научный руководитель - к.г.-м.н., доцент Нурсултанова С.Г.) Казахский национальный технический университет имени К. И. Сатпаева В данной работе рассматривается строение юго-восточного борта Прикаспийской впадины и её обрамления, которые являются важной областью поисков и разведки нефти и газа с позиции тектоники плит. В последние годы подсолевые палеозойские отложения рассматриваемой территории являются основным объектом для нефтегазопоисковых работ, которые в стратиграфическом диапазоне вскрыты многочисленными глубокими скважинами. В настоящее время наиболее актуальна наука тектоники плит и связанные с ней процессы нефтегазообразования. Процессы нефтегазообразования надо увязывать со стадиями и фазами полного цикла эволюции литосферы: океаногенезом и континентогенезом, которые сопровождаются рифтогенезом, спредингом, субдукцией, в зависимости от которых формируются субдукционный, рифтогенный и депрессионный режимы нефтегазообразования. Данная работа посвящена подробному рассмотрению особенностей геологического развития исследуемого региона, которые позволяют отметить их определяющее влияние на формирование зон нефтегазонакопления и входящих в них месторождений. Эволюция ЮжноЭмбинского авлакогена предопределила высокий нефтегазоносный потенциал юго-восточного борта Прикаспийского бассейна, создавая благоприятные факторы рифтогенного механизма нефтегазообразования, а именно высокие темпы седиментации; относительно высокая прогретость недр создавала благоприятные условия для преобразования органического вещества в углеводороды; участки высокой проницаемости литосферы в виде зон тектонических нарушений, ограничивающих рифты и сопряженные с ними разломы, трещины, близкое взаимное расположение очагов нефтегазообразования и зон аккумуляции снизило миграционные потери; наличие региональной соленосной покрышки и перерывов в осадконакоплении. Таким образом, нефтегазовые месторождения установлены как в контуре инверсионного Южно-Эмбинского поднятия (Равнинное, Тортай), так и в непосредственной близости от него Тенгиз, Королевское, Кашаган и другие. 51 ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА АТМОСФЕРУ АВТОЗАПРАВОЧНЫХ СТАНЦИЙ НА ПРИМЕРЕ СТЕРЛИТАМАКСКОГО ТОВАРНОГО УЧАСТКА ООО «ЛУКОЙЛУРАЛНЕФТЕПРОДУКТ» (ENVIRONMENTAL ASSESSMENT OF THE IMPACTS ON THE ATMOSPHERE OF FILLING STATIONS IN THE EXAMPLE OF STERLITAMAK TRADE AREA OF THE LLC «LUKOILURALNEFTEPRODUCT») Насырова Г.Р. (научный руководитель - профессор Троицкий В.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Автозаправочные станции расположены на территории г. Стерлитамак и Стерлитамакского района Республики Башкортостан. Была использована «Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий» Госкомгидромета. Были взяты пробы воздуха, а также обработка фактического материала, использование программы «УПРЗА-ЭКОЛОГ», позволяющий автоматически выбирать направление ветра и опасные скорости, при которых расчетные приземные концентрации загрязняющих веществ достигают максимальные значения, использование программы «Surfer» для визуализации распространения концентраций загрязняющих веществ, использование программы «CorelDRAW» для построения объектов карт. Итоговые материалы выполнены на ЭВМ по программе «ПДВ-Эколог». Основными источниками загрязнения атмосферы вредными выбросами являются резервуары с бензином и дизельным топливом, автотранспорт, емкости с СУГ, заправка баллонов автомобилей. Основными загрязнителями атмосферы являются метан, гексан, пентилены, бензол, толуол, этилбензол, сероводород, алканы С12-С 19. По массе и видовому составу выбрасываемых в атмосферу вредных веществ все АЗС относятся к предприятиям IV категории опасности. Для суждения о фактическом вкладе каждой АЗС в загрязнение воздуха в приземном слое атмосферы выбраны характерные точки, в которых определялись расчетные концентрации загрязняющих веществ. Были построены карты результата расчета рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере для каждой АЗС в программе «Surfer». В работе сделан вывод, что максимальные приземные концентрации бензола при наихудших условиях рассеивания и эксплуатации всего технологического оборудования не превышают ПДК атмосферного воздуха населенных мест. В целом экологическая оценка атмосферы на территории автозаправочных станций и прилегающих площадей находится в пределах нормы. 52 ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОРГАНОГЕННЫХ ПОСТРОЕК ОСИНСКОГО ГОРИЗОНТА НИЖНЕКЕМБРИЙСКИЙОТЛОЖЕНИЙ НЕПСКОБОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ (LITHOLOGIC CHARACTERISTICS OF ORGANOGENIC CONSTRUCTIONS OF OSINSKIY HORIZON OF LOWERCAMBRIAN SEDIMENTS OF NEPSKO-BOTUOBIAN ANTECLISE) Николаев А.А (научный руководитель - Китаева И.А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Объектом исследования являются нижнекембрийские карбонатные отложения. Осинский горизонт нижнего кембрия является одним из основных нефтегазоносных горизонтов в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы. С ним связаны залежи углеводородов (УВ) на Талаканском, Марковском, Большетирском и др. месторождениях. Исследованию данных отложений посвящены многочисленные работы В.Г. Кузнецова, О.В. Постниковой, А.П. Железновой, П.Н. Колосова, Н.М. Скобелевой, Л.С. Черновой, Н.В. Мельникова, А.Г. Березина, И.В. Рудых, Г.Г. Шемина, В.А. Лучининой и многих других. Несмотря на значительный объем проведенных исследований осинского горизонта, в настоящее время остается ряд вопросов, связанных с проблемой формирования и закономерностями распространения породколлекторов. Отложения осинского горизонта прослеживаются по всей территории Непско-Ботуобинской антеклизы, но отличаются высокой степенью неоднородности, что во многом связано с различными условиями образования пород. В целом, в осинское время территория Непско-Ботуобинской антеклизы представляла собой отмельную зону, в сводовой части которой, в отложениях фаций крайнего мелководья формировались органогенные постройки биостромного типа, а на склонах, в относительно погруженной части шельфа, шло формирование биогермных массивов. Всего в разрезе осинского горизонта выделяются 6 основных литотипов: известняки биогермные, доломиты разнокристаллические, доломиты разнокристаллические с реликтовой органогенно-водорослевой структурой, доломиты микрозернистые, доломиты комковато-сгустковые, ангидрит-доломиты между выделенными литотипами существуют переходные разности. Основной объем пород-коллекторов осинского горизонта, связанный с органогенными постройками, представлен доломитами разнокристаллическими и известняками доломитистыми с реликтовой органогенно-водорослевой структурой, пористость которых достигает 15-18%. 53 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ УЧАСТКОВ Паймухина Т.Ю. НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» 1.Снижение темпа добычи нефти является следствием увеличения доли остаточной нефтенасыщенности в слабодреннируемых зонах. 2.К основным технологиям совершенствования хода довыработки остаточных запасов высокопродуктивных, а также слабодреннируемых коллекторов в первую очередь относятся: - нестационарное заводнение; - потокоотклоняющие технологии; - отключение из разработки обводненных пластов; - уплотнение сетки разработки; - зарезка боковых стволов. - гидравлический разрыв пласта 3.Метод доизвлечения остаточных запасов нефти из невыработанного межскважинного пространства – «зарезка бокового ствола», при правильном выборе направления и размещения забоя позволяет восстановить первоначальный дебит скважины или приблизиться к нему, за счет отхода от конуса обводнения. 4.Зарезка бокового ствола может позиционироваться как метод изменения фильтрационных потоков. 5.Зарезка бокового ствола на скважине 9616 минибаевской площади не привела к ожидаемому эффекту. В июле 2012 года после введения в эксплуатацию, скважина с дебитом 40 м3/cут и обводненностью 99%, изменила свои показатели на дебит 22 м3/cут со средней обводненностью 80%. Скважина признана низкорентабельной. 6.Ввод скважины № 9616 в эксплуатацию привел к изменению направлений фильтрационных потоков, что отразилось на снижении среднего значения обводненности в скважине 14951с 60% до 13%, прирост дебита нефти составил более 6 т/сут. 7.Изменение показателя обводненности на скважине 14951 не было следствием циклической закачки или остановки окружающих нагнетательных скважин. 8.Согласно проведенным расчетам технико-экономического обоснования проекта зарезки БС на скважине 9616, проект не окупается в течение 15 лет, индекс доходности зарезки БС составляет 0,639. 9.Однако лучше проводить расчет ТЭО основываясь на данных о добыче нефти за год не только по скважине 9616, а также по прореагировавшей скважине 14951. В таком случае проект окупается за 2 года и чистая прибыль за 2014г составляет 8 миллионов 636 тысяч рублей. Индекс доходности 1,391. 10.Основываясь на подобном примере применения БС, в качестве метода доизвлечения остаточной запасов нефти, можно предположить об эффекте повышения рентабельности обводненных участков. В качестве эксперимента было решено смоделировать зарезку БС на участке березовской площади. 11.Предлагается зарезать боковой ствол от ствола ликвидированной скважины 8094 в стороны участка, с трудноизвлекаемыми остаточными запасами. 12.Согласно гидродинамической модели участка, зарезка БС 8094z изменит направления распределения фильтрационных потоков. 13.Незначительное снижение показателя дебитов по нефти окружающих скважин и рост их обводненности компенсируется значительным дебитом по нефти в скважине, на которой произвели зарезку БС. 14.Показатель накопленной добычи нефти по участку на 2016 год – 328 тыс. тонн, позволяет сделать вывод о рентабельности применяемого мероприятия. 15.Согласно проведенным расчетам ТЭО по зарезке БС на скважине 8094z, проект окупается в первый же год и чистая прибыль за 2013 год составляет 7 миллионов 878 тысяч рублей. Индекс доходности равен 1,410. 16.В настоящее время перед геологической службой любого НГДУ стоит задача выбора скважин-кандидатов на зарезку БС, не только из числа бездействуюущего фонда, но и из числа обводненного. Повышение качества подбора скважин для бурения боковых стволов, а также использование данного метода в качестве потокоотклоняющего позволит обеспечить выполнение плановых показателей по добыче нефти и довыработке остаточных запасов. 54 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ СОВМЕСТНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ НИЗКОДЕБИТНЫХ ПЛАСТОВ ПО КОМПЛЕКСУ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ. (METHOD OF DETERMINATION OF OPERATING PARAMETERS OF JOINTLY OPERATED MARGINAL LAYERS BY COMPLEX OF GEOPHYSICAL RESEARCH) Панарина Е.П. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Кременецкий М.И.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Разработка многопластовых залежей единой сеткой скважин имеет ряд преимуществ, особенно с экономической точки зрения, перед разбуриванием каждого объекта по-отдельности. В таких условиях чрезвычайно важен контроль индивидуальных эксплуатационных параметровпластов комплексом ПГИ. Для ПГИ наместорождениях с низкой проницаемостьюхарактерен слабый и нестабильный приток, при котором скорость движения флюида в стволе ниже порога чувствительности механического расходомера. В связи с этим,для измерения относительных дебитов совместно вскрытых пластов наиболее информативна оказываетсятермометрия. Проблема нестабильного притока решается использованием систем «Y-tool», обеспечивающих технологический режим отбора. На основе опыта анализа промысловой информации выявлено, что высокой результативностью обладает метод интерпретации термограмм вне работающих пластов. Для обоснования методики интерпретации результатов исследований автором выполнен анализ особенностей теплового поля действующей скважине. Симуляция процесса тепломассопереноса показала, что традиционнаяинтерпретационная модель, рассматривающая формирование аномалии притока на фоне геотермического температурного поля, не пригодна для интерпретации термограмм в длительно работавших скважинах. Это обусловлено нестабильной температурой в стволе и влиянием предшествующих циклов работы. В результате работы автора, разработаныновые подходы, позволяющие учесть отличие фоновой температуры от геотермической и ее динамику. 55 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЕМКОСТИ КАТИОННОГО ОБМЕНА ТЕРРИГЕННЫХ ГОРНЫХ ПОРОД ПО МЕТИЛЕНОВОМУ ГОЛУБОМУ (METHOD OF DETERMINING THE CAPACITY CATION EXCHANGE CLASTIC ROCK ROCKS FOR METHYLENE BLUE) Пенский Е.В. (научный руководитель - к.г-м.н Дахнов А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Физико-химические свойства поверхности горных пород является следствием, прежде всего ее энергетической неоднородности. Многочисленными исследованиями в области гетерогенного катализа и адсорбции теоретически обосновано и экспериментально существования энергетической неоднородности и повышения активности отдельных участков любых твердых тел. Показателем энергетической неоднородности поверхности является различие в характере межмолекулярных взаимодействий в системе адсорбат-адсорбент, зависящих от физико-химических и кристаллохимических особенностей поверхности, с одной стороны, и от природы адсорбируемой на ней молекул, с другой. В настоящие время установлено, что дисперсность горной породы является одним из основных факторов, определяющие многие физические свойства пород, как, пример, диффузионно-адсорбционную активность, поверхностную проводимость, вызванную электрохимической активность, способность содержать связанную воду в поровом пространстве породы, радиоактивные элементы и т.д. Для оценки дисперсности обычно используют результаты гранулометрического анализа, определение глинистости или расчет удельной поверхности частиц породы. Однако наиболее полной характеристики дисперсности является емкость катионного обмена (емкость поглощения), связанная главным образом с содержанием в породе наиболее дисперсного глинистого материала. Целью настоящей работы является изучение возможности использования фотоэлектро калориметра АР-101 для оценки адсорбционной способности терригенных пород. В качестве органического красителя был использован метилен голубой (МГ), чаще всего исследуемой в практике изучения емкости катионного обмена горных пород. Изменения интенсивности окраски раствора МГ объясняется избирательным поглощением окрашивающих катионов поверхностью изучаемой породы. Для оценки возможности изучения емкости катионного обмена на приборе АР-101 были изучены его характеристики, отлажена методика провидения эксперимента, построены эталонные зависимости. 56 ИНФОРМАТИВНОСТЬ ДАННЫХ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ОБРАЗЦОВ УГЛЯ НЕПРАВИЛЬНОЙ ГЕОМЕТРИЧЕСКОЙ ФОРМЫ МЕТОДАМИ ИК-СПЕКТРОМЕТРИИ И ИЗМЕРЕНИЯ ПЛОТНОСТИ (INFORMATIONAL CONTENT OF THE DATA OVER PETROPHYSICAL STUDY OF THE COAL OF IRREGULAR GEOMETRIC SHAPE BY THE METHODS OF INFRARED SPECTROSCOPY AND DENSITY DIMENSION) Перцев И.А., Вячистая А.А. (научный руководитель - профессор Стрельченко В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время одной из важных проблем в России является развитие ресурсной базы углеводородного сырья. Основные российские традиционные газовые, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные месторождения (Оренбургское, Уренгойское, Ямбургское, Медвежье) эксплуатируются в течение около или более сорока лет. Поэтому на повестке дня использование нетрадиционных источников углеводородного сырья - пластового и шахтного угольного метана, сланцевого газа, газогидратов и др. Следовательно, все большую значимость приобретает вопрос детального исследования процессов, связанных непосредственно с оценкой, добычей и переработкой угля. При добыче пластового угольного метана важным является выявление на угольных месторождениях углей определённого марочного состава, наиболее перспективных с точки зрения наибольшего содержания в них метана. Эту информацию можно получать по данным геологотехнологических исследований метано-угольных скважин в процессе бурения, геофизических исследований скважин, петрофизических исследований по керну, шламу и на образцах неправильной геометрической формы. Важной характеристикой углей является их марочный и петрографический состав, степень метаморфизма и зольность углей. Степень метаморфизма определяют по отражательной способности витринита. Сопоставление значений отражательной способности витринита с другими показателями степени зрелости угля и с распределением по разрезу скоплений нефти и газа позволило установить значения отражательной способности, соответствующие границам нефте- и газообразования. В докладе рассмотрены решения указанных вопросов методами спектрометрии инфракрасного излучения, измерения плотности и пористости на образцах бурого, каменного углей и антрацита. 57 ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЙ МЕТОД В УСЛОВИЯХ ЮЖНОТАТАРСКОГО СВОДА КАК СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ УСПЕШНОСТИ БУРЕНИЯ (PALEOTECTONIC METHOD IN THE CONDITIONS OF THE SOUTH TATARIAN ARCH AS A WAY OF INCREASE IN SUCCESS OF DRILLING) Преснякова О.В. (научный руководитель - к. г.-м. н. Базаревская В.Г.) Институт «ТатНИПИнефть», ОАО «Татнефть» Вопрос о воспроизводстве запасов в Республике Татарстан на данный момент стоит наиболее остро. Палеотектонический анализ толщин позволяет прогнозировать наличие нефтеперспективных структур и отложений. Метод основан на принципе, что начало роста поднятия фиксируется уменьшением толщины в районе свода современной структуры. Установлено, что структуры, сформировавшиеся до начала миграции нефти, будут содержать залежи, а образовавшиеся после ее окончания, окажутся непродуктивными. Для апробации метода в условиях ЮТС, анализ проведен 5 на участках, характеризующихся различными седиментационными обстановками. В результате проведенного палеотектонического анализа выявлено: 1) в пределах западного, северо-западного, северо-восточного склонов методика анализа толщин оправдывает себя; 2) ограничение метода на всех склонах ЮТС – невозможность корректного использования карты изохор между ОГ Д и У, поскольку в этот отрезок времени происходило активное изменение структур, связанное в первую очередь с их седиментационным ростом (рифогенные образования в франско-фаменское время), а также с их эрозионным разрушением (турнейские врезы). В пределах юго-восточного склона ЮТС также некорректной является карта изохор между ОГ У и К, из-за отсутствия четкого отображения ОГ В, и как следствие, невозможности проследить форму структур к верейскому времени (времени формирования залежей нефти). Подтверждаемость палеогеоморфологического анализа толщин по картам изохор У-В составила 100 %; по картам изохор В-К – 87 %; карты изохор Д-У не подлежат анализу. Учитывая, что успешность поисковоразведочного бурения в РТ на данный момент составляет 75 %, при применении в проектировании местоположения поисково-разведочного бурения палеогеоморфологического анализа успешность бурения увеличится на 12-25 % и составит в среднем 93 %. 58 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И ПРОЕКТ ДОРАЗВЕДКИ ЮЖНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ТЮМЕНСКАЯ ОБЛАСТЬ) (FEATURES OF GEOLOGICAL STRUCTURE, HYDROCARBON POTENTIAL AND SUPPLEMENTARY EXPLORATION PROGRAM OF YUZHNOE OILFIELD (TUMEN REGION)) Родас А.Б. (научный руководитель - профессор Шиманский В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Южное месторождение расположено в пределах одноименного поднятия, осложняющего Нижневартовский свод. Входит в состав Среднеобской нефтегазоносной области. На Южном месторождении установлена промышленная 1 нефтегазоносность пласта ЮВ1 . Особенности геологического развития территории обусловили формирование тектонически экранированных, стратиграфически экранированных и комбинированных ловушек. По сложности геологического строения данное месторождение относится к категории сложнопостроенных в связи со значительной литофациальной изменчивостью и невыдержанностью толщин пласта ЮВ11, вмещающего видимо гидродинамически несвязанные и слабо связанные участки залежи нефти с различными ВНК. На основании результатов палеотектонического, литолого- и сейсмофациального анализа было спрогнозировано развитие песчаных тел, эффективных толщин и качества коллекторов пласта ЮВ11. По залежам на основе уточнения структурного плана по кровле коллекторов и контура нефтеносности выделены перспективные участки, что позволяет оптимизировать развитие эксплуатационного бурения. На выделенных перспективных участках предполагается заложение разведочных скважин. Все скважины будут закладываться в точках, характеризующихся максимальными прогнозными эффективными толщинами коллекторов, и вскрытием прогнозной кровли на 5-7 м выше установленного или прогнозируемого ВНК. При выборе точки заложения скважин и их количества должна учитываться экономическая эффективность их ввода в разработку. 59 РАЗРАБОТКА ИНТЕРАКТИВНОЙ ПРОГРАММЫ ДЛЯ РЕГУЛИРУЕМОГО НАПРАВЛЕННОГО АНАЛИЗА СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ (DEVELOPMENT OF INTERACTIVE PROGRAM FOR CONTROLLED DIRECTIONAL ANALYSIS OF SEISMIC DATA) Роженков Е.А. (научный руководитель - доцент Варов Е.Б.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Регулируемый направленный анализ — комплекс процедур, направленный на определение параметров сейсмического волнового поля. Он проводится на основе результатов регулируемого направленного приёма (РНП) путём наклонного суммирования сейсмических трасс на относительно короткой базе приёма (локальное преобразование Радона). При получении суммолент РНП можно перейти к параметрам волнового поля – τ, p, A, f, которые в дальнейшем используются для построения разреза РНП. Целью работы является разработка программы и оценка её работы для проведения сравнения результатов регулируемого направленного анализа. Программа написана на языке C#. В ней предусмотрено использование сейсмограмм общей средней точки (ОСТ), сформированных из сейсмических данных; можно осуществить выбор трасс для проведения анализа методом регулируемого направленного приёма и получить из сформированных данных суммоленты. По полученным суммолентам выбираются параметры восходящего волнового поля – времена, лучевые параметры и амплитуды. Выбранные параметры могут быть записаны в файл данных и в дальнейшем использованы для построения разреза РНП при последующем развитии программы. Также для подавления шумов возможно составить скоростной закон по сейсмограмме ОСТ для вычисления кинематических поправок, которые затем вводятся в отсчёты трасс для спрямления осей синфазности. После этого можно провести фильтрацию данных в τ-p области, что также является одной из целей дальнейшей работы. По мере развития программы будет проведено определение других параметров, в частности скоростей, которые будут использованы для построения разреза РНП. Описанные процедуры в программе выполняются в интерактивном режиме. 60 ИССЛЕДОВАНИЕ СВЯЗИ МИНЕРАЛОГИЧЕСКОГО И ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОГО СОСТАВОВ ГЛИНИСТЫХ ПОЛИМИНЕРАЛЬНЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ (НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТОВ БТ10,11 ОДНОГО ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ) (RESEARCH OF COMMUNICATION OF MINERALOGICAL AND GRANULOMETRIC STRUCTURES OF CLAY POLYMINERAL SEDIMENTARY DEPOSITS) Романюк О.Б. (научный руководитель - к.т.н., доцент Н.Е. Лазуткина) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Связь минералогического и гранулометрического состава отложений в общем случае неоднозначна, что обуславливает определенные трудности при построении модели коллектора для интерпретации данных ГИС. Например, в терригенных полиминеральных отложениях актуальна проблема различия гранулометрической и минералогической глинистости при оценке фильтрационно-емкостных свойств пластов. Работа посвящена обобщению и анализу данных гранулометрического и минералогического анализов керна с целью установления роли различных минералов в формировании коллекторских свойств отложений на примере пластов БТ10,11 одного из месторождений Западной Сибири. Петрофизические исследования выполнены ОАО НПЦ «Тверьгеофизика» и включают гранулометрический анализ и рентгеноструктурный анализ керна с определением минералогического состава цемента коллекторов и скелета породы. Пласты БТ10,11 представлены преимущественно кварцем, полевыми шпатами, глинистыми минералами, ограниченно присутствуют цеолиты и кальцит. В докладе показаны петрофизические особенности отложений БТ10, 11 с полиминеральным составом и матрицы, и цемента коллекторов, определены особенности минералогического состава пелитовой и алевритовой фракций, выявлены взаимосвязи содержаний различных минералов в породе, связи минералогического и гранулометрического составов с коллекторскими свойствами отложений. 100 40 БТ 10 Гидр… CCO 20 80 60 40 Суммарное содержание пелитовой и алевритовой… Вклад гл. минералов в гл.цемент,% 60 20 0 0 Б 50 100 Т Вклад хлорита в гл. цемент,% 1 0 5 10 15 Кп,% Доклад включает рассмотрение закономерностей глинистых минералов в цементе коллекторов. 61 20 25 распределения ВЛИЯНИЕ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА НА РАЗВИТИЕ СТРУКТУР ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ЖИГУЛЕВСКОГО СВОДА (THE INFLUENCE OF FOUNDATION ON SEDIMENTARY COVER STRUCTURES DEVELOPMENT WITHIN THE ZHIGULEVSK ARCH) Сабиров И.А. (научный руководитель - профессор Постников А.В., с.н.с. Попова Л.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Работа основывается на материалах бурения 1300 скважин, вскрывших кристаллический фундамент Самарской области, являющийся составной частью построения геолого-петрографической карты фундамента. В качестве дополнительных сведений учитывались данные гравиоразведки, магниторазведки, а также карты современной поверхности рельефа. Состав фундамента на данной территории весьма разнообразен. Встречаются метаморфические и магматические породы. В центральной и западной частях преобладает большое поле эндербитоидов. В южной и восточной частях преобладают глиноземистые гнейсы, представляющие собой первичноосадочные терригенные породы. Пространственная ориентировка полей распространения разного типа пород, в основном, подчинена северо-восточному направлению, что отражает характер складчатых и чешуйчато-надвиговых тектонических форм. В геодинамическом плане можно предположить, что на данную территорию оказывалось сжатие по направлению с северо-запада на юговосток. Одной из важнейшей чертой структуры рассматриваемых пород является наложенные бластокатакластические преобразования, завершаются крупные этапы формирования фундамента. Картированные элементы представляют собой узкие протяженные зоны различного простирания. В целом выделяются две крупные области с различной ориентировкой этих структур. В восточных районах они находятся в соответствии со складчатыми элементами фундамента, а в западных образуют субширотные дугоообразные формы. Сопоставление этих элементов в зонах бластокатаклаза с тектоническим планом осадочного чехла и рельефом поверхности показывает в некоторых участках хорошее соответствие и указывает на унаследованный характер их развития на платформенном этапе. Так, в частности, сформировались такие структуры как Жигулевкий свод и Курумочско-Хилковский вал. Предположительно, раннепротерозойский блок надвигался с юго-запада и упирался в разлом, образуя сдвиговую деформацию с восточным раннеархейским блоком. Таким образом, появились поднятия с унаследованным осадочным чехлом и такими крупными месторождениями как Жигулевское, Зольный овраг, Ново-Запрудненское, Каменодольское и др. 62 СОВРЕМЕННЫЙ ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЮЖНО-ТУНГУССКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ (GEOTHERMAL CONDITIONS OF SOUTH-TUNGUSKA PETROLEUM REGION) Сарычева Е.В. (научный руководитель - профессор Машин В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Геотермические условия недр являются одним из основных факторов, определяющих течение процессов преобразования ОВ, газо- и нефтеобразования, формирования и сохранения залежей УВ и т.п. Регион исследований приурочен к Южно-Тунгусской нефтегазоносной области (ЮТ НГО), которая согласно нефтегазогеологическому районированию относится к западной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Важнейшей природной особенностью исследуемого района является уникальная насыщенность геологического разреза интрузивными телами (до 50% мощности разреза), которые оказали огромное влияние на температурный режим. Неравномерное, контрастное тепловое поле обусловило существенное преобразование вмещающих пород и содержащегося в них органического вещества, изменению состава подземных вод. Все это вызывает ряд проблем, приводящих к затруднению оценки нефтегазоносности, в частности с сохранностью углеводородов. Был проведен детальный анализ фактического материала по геотермии нефтегазоносных отложений по 62 скважинам (термометрия скважин и точечные замеры пластовых температур), что позволило построить комплект карт изменения пластовых температур. Опираясь на полученные данные выявлены следующие закономерности: разброс значений температуры не превышает 10 °С для разных водоносных комплексов Є3-V. Наблюдается общая закономерность в повышении температур по направлению с юго-запада на северо-восток, неоднородность геотемпературного поля соответствует основным тектоническим элементам. Определены средние геотермические характеристики территории. Средний геотермический градиент равен 1,4°С/100 м, геотермическая ступень 72 м/1 0С. Установлено, что изучаемый район имеет дифференцированно построенное геотермическое поле сложной конфигурации. Впервые построена детальная геотермическая модель осадочного чехла ЮТ НГО. Составленная модель позволяет рассмотреть характер изменения пластовых температур на глубинах и спрогнозировать тенденции ее изменения на структурах слабо обеспеченных фактическими данными. Так же было оценено влияние внедрившихся интрузий на химический состав рассолов и водорастворенных газов. 63 РОЛЬ И.М. ГУБКИНА В РАЗВИТИИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ УЗБЕКИСТАНА (THE ROLE I.M. GUBKIN IN DEVELOPMENT OIL AND GAS BRANCHES UZBEKISTAN) Сафаров А.Ф. (научный руководитель - к.г.-м.н., доцент Акрамходжаев А.А.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте С именем И. М. Губкина тесно связано развитие нефтяной и газовой промышленности Узбекистана. До 1917 года в Узбекистане нефть была известна только в Ферганской долине, а в настоящее время на территории Республики Узбекистан выявлены пять нефтегазоносных областей, среди которых богатейшая Бухара-Хивинская. Создана мощная нефтегазодобывающая и нефтегазоперерабатывающая промышленность. Теперь газ Узбекистана по мощным газопроводам подается в Казахстан, Киргизию, Таджикистан, Китай, и в Россию. Такого развития нефтяная и газовая промышленность не могла бы достигнуть без научно обоснованного и целенаправленного ведения поисковоразведочных работ, без знания геологии региона и общих закономерностей распространения нефти и газа в земной коре. Усилиями наших ученых и геологовпроизводственников все эти вопросы успешно решаются. Огромное влияние на создание и развитие нефтяной геологии Средней Азии, в том числе Узбекистана, оказал И. М. Губкин. Прогнозы И. М. Губкина о перспективе нефтегазоносности Узбекистана, которые приведены в журнале «Нефтяное хозяйство» (№9, 1934): «Развернутые широким фронтом, хорошо спланированные геологопоисковые работы, за которыми должны следовать детальные разведочные работы на избранных важнейших площадях, помогут нам выявить грандиозные возможности Средней Азии как обширной нефтеносной области. То, что мы знаем о нефтеносности Средней Азии, — только маленькая капля в обширном море неисследованных нами районов развития третичных и мезозойских отложений необъятных пространств Средней Азии», блестяще подтвердились и способствовали открытию крупнейших месторождений: Газли, Кокдумалак, Шуртан, Хаудаг, Кандым и др. в Узбекистане. Многочисленные последователи учения академика И.М.Губкина, окончившие Российский Государственный Университет нефти и газа, носящий его имя, ныне трудятся в Узбекистане, руководят нефтяными промыслами, многие из них уже доктора и кандидаты наук. Они с гордостью называют себя «губкинцами» и в своей практической деятельности руководствуются идеями И. М. Губкина, которые вкратце можно сформулировать следующим образом: «Недра не подведут, если неподведут люди». 64 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ГАЗА (GEOLOGICAL AND FISHING METHODS STIMULATION GAS) Суханов А. А. (научный руководитель - профессор Лобусев А. А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина В работе, приведен анализ результатов мероприятий по интенсификации притока газа на Астраханском ГКМ. Установлено, что в условиях постоянного роста обводнения продукции добывающих скважин целесообразно совмещение работ по стимулированию притока углеводородного сырья с одновременным ограничением поступления пластовой воды. Разработка месторождений природных газов, приуроченных к мощным карбонатным подсолевым отложениям Прикаспийской впадины, характеризуется сложными горно-гелогическими условиями, а также многокомпонентным составом пластового флюида, содержащего помимо углеводородных компонентов значительное количество неуглеводородных компонентов, которые представлены высокоагрессивными сероводородом и углекислым газом. Так как проницаемость коллектора низкая обеспечение планируемого уровня добычи невозможно без проведения мероприятий по интенсификации притока газа. Годовой прирост добычи газа от проведённых работ по интенсификации притока газа в среднем за весь период разработки месторождения составил 7%, а в отдельных случаях достигал 10%. Средняя кратность эффекта после использования всех технологий составила 1,66. Максимальное значение кратности эффекта было достигнуто при проведении стандартных солянокислотных обработок которое достигло значения 2,26. К высокотехнологичным методам интенсификации, давшим положительный результат, следует отнести скоростные обработки. После использования данной технологии средняя кратность эффекта составила 1,6. К высокотехнологичным видам стимуляции производительности добывающих скважин мы отнесли и обработку продуктивного пласта кислотной гидрофобной эмульсией. Среднее значение кратности эффекта составило 1,86. Так же к высокотехнологичным методам можно отнести технологию гидроразрыва пласта с применением соляно-кислотной обработки. Среднее значение кратности эффекта от применения данной технологии составило 1,96. Имеет высокотехнологический эффект технология «Растворение призабойной зоны пласта». Средняя кратность эффекта составляет 1,4. Поскольку значительная часть фонда скважин Астраханского ГКМ находится в эксплуатации более 15 лет, обеспечение дебитов скважин на необходимом уровне уже представляет определенную трудность, так как снижается пластовое давление, повышается содержание воды в добываемой продукции и ухудшается техническое состояние самих скважин. В целях интенсификации добычи был использован метод соляно-кислотной обработки с блокировкой высокопроницаемых и обводнённых интервалов. После применения технологии гидрофобизации коллектора кратность эффекта составила 1,98. Таким образом, в условиях прогрессирующего обводнения продукции скважин, с учётом технического состояния скважинного и насосного оборудования, могут быть использованы исключительно технологии, предусматривающие селективное воздействие на продуктивную часть разреза. 65 ПЕТРОУПРУГОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ГЛУБОКОВОДНЫХ КОНУСОВ ВЫНОСА (ROCK PHYSICS MODELLING OF DEEP-MARINE FAN RESERVOIRS) Угрюмов А.С. (научный руководитель - доцент Белоусов А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В последние 10 лет в секторе upstream произошли серьезные изменения, в частности, все большую роль в общем портфеле структур занимают слабопроницаемые объекты, что крайне негативно влияет на денежные потоки и, следовательно, коммерческие перспективы проектов. Объектом исследования работы является кампанский интервал глубоководного конуса выноса бассейна Кот-д’Ивуара. Ключевым фактором успеха ГРР в условиях глубоководных конусов выноса является правильное выделение русловых тел и прирусловых валов, поскольку именно эти фации обладают наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами. В ходе работы был осуществлен подбор петроупругой модели, отражающей изменения упругих свойств в плоскости λρ-μρ в зависимости от изменения типа и объема глинистости, и проведен анализ ее чувствительности к изменению начальных условий, таких как пористость песчаников и глин, флюидное насыщение. По результатам петроупругого моделирования была произведена кластеризация на литотипы с разным типом глинистости облака значений атрибутов λρ и μρ по двум скважинам и проведена байесова классификация сейсмических кубов λρ и μρ, полученных по результатам сейсмической инверсии. Были получены кубы наиболее вероятного литотипа, а также кубы вероятности обнаружения каждого из литотипов. С учетом данных сейсмофациального анализа была произведена амплитудная фильтрация, с тем, чтобы исключить из куба наиболее вероятных литотипов тусклые сейсмофации представленные гемипелагическими осадками. В конечном итоге был получен куб распределения пород-коллекторов в районе двух поисковых скважин, а также куб распределения русловых песчаников и построена прогнозная карта эффективных толщин русловых песчаников. 66 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ «N» (GEOLOGY AND DEVELOPMENT ANALYSIS OF EXPLOTATION NEOKOMIAN DEPOSITS OF “N”OIL AND GAS FIELD) Фадеев И.Ю. (научный руководитель - профессор, д.г.-м. н. Страхов П.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Геолого-промысловый контроль и анализ разработки является неотъемлемой частью жизненного цикла месторождения, позволяющий своевременно реагировать на геологические изменения в системе пласттехнологический комплекс. Наибольшую актуальность геологопромысловый контроль приобретает в условия газонефтяных залежей, где эксплуатация нефтяной оторочки тесно связанно с особенностями разработки газовой шапки. Объект - исследования нефтегазоконденсатная залежь, приуроченная к нижнемеловым отложениям, представленными преимущественно сероцветными песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями глин. Бурение основного фонда эксплуатационных скважин осуществлено в период с 2007 по 2012 годы. Добыча газа и конденсата осуществлялась с конца 2010 года. В ходе анализа разработки данной залежи построены и проанализированы карты приведенного пластового давления за период с 2010 по 2012 год. Распределение текущего пластового давления отражает, как особенности работы добывающих скважин (с севера на юг), так и характер изменений по площади фильтрационно-емкостных свойств продуктивных отложений. Совместный анализ данных по накопленным и текущим отборам газа, с одной стороны, и характер изменения пластового давления позволил оценить особенности продвижений газонефтяного и водонефтяного контактов, а также масштабы дегазации нефти. Попадание нефти в часть залежи, которая первоначально была заполнена газоконденсатном, способствует формированию трудноизвлекаемых запасов данного флюида. Фактически произойдет увеличение объемов остаточной нефти. В свою очередь, уменьшение содержания растворенного газа в нефти влечет за собой увеличение ее вязкости. Кроме этого, преждевременный переход газа в свободную фазу негативно повлияет на показатели работы режима растворенного газа, элементы которого должны быть реализованы в процессе разработки нефтяной оторочки. 67 СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ ЗАПАДНОЙ АФРИКИ И ВОСТОЧНОЙ БРАЗИЛИИ (COMPARATIVE ANALYSIS OF PETROLEUM SYSTEMS OF WEST AFRICAN AND EAST BRAZILIAN SEDIMENTARY BASINS) Федотова Т. И. (научный руководитель - доцент, к.г.-м.н. Косенкова Н. Н.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Пассивные континентальные окраины Восточной Бразилии и Западной Африки сформировались в результате раскола Гондваны и раскрытия Атлантического океана. Распад Гондваны начался в раннемеловую эпоху около 130 млн. лет назад и завершился через 20-30 млн. лет в апт-альбское время. Историю формирования бассейнов пассивных континентальных окраин Южной Атлантики в целом можно разделить на три стадии: дорифтовая, синрифтовая и пострифтовая. Особенностью данной территории является наличие соляной толщи, которая сформировалась в позднеаптское время. Накопление солей происходило в условиях образования барьеров на севере и юге изучаемой территории, которые ограничивали проникновение воды в бассейн осадконакопления. Соли представляют собой региональные флюидоупоры. Перемещение солей играло большую роль в распределении осадочных отложений – в результате такого перемещения были сформированы депоцентры, в которых происходила генерация УВ. Вдоль пассивных окраин в разных бассейнах единовременно накапливались породы разного литологического состава. В различных тектонических блоках встречаются резкие изменения мощностей. В то же время в пределах бассейнов пассивных континентальных окраин Восточной Бразилии и Западной Африки существуют комплексы пород, которые можно сопоставить между собой, в частности в подсолевых толщах. Сходство истории развития пассивных окраин Южной Атлантики и сравнительный анализ углеводородных систем позволяет сделать прогноз на наличие зон скопления нефти и газа в бассейнах Западной Африки по аналогии с бассейнами Восточной Бразилии и наоборот, опираясь на данные об условиях накопления и преобразования органического вещества, возможных путях миграции углеводородов и геодинамической эволюции исследуемой территории. 68 МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБВОДНЁННЫХ ИНТЕРВАЛОВ В СКВАЖИНАХ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ СТВОЛА И ДАЛЬНЕЙШАЯ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИЯ (METHOD OF WATERD INTERVALS DEFINITION IN HORIZONTAL WELLS AND THEIR FURTHER OPERATION) Фонаков Э.С. ОАО «Татнефть», НГДУ «Елховнефть» Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины с горизонтальным или субгоризонтальным стволом. Обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины за счет увеличения надежности блокирующего эффекта при регулируемом направленном воздействии на интервалы водопритока пласта. Сущность изобретения: по способу проводят эксплуатацию скважины до обводнения добываемой продукции. Спускают колонну труб в горизонтальную часть скважины и заполняют затрубное пространство цементным раствором, проводят продавку цементного раствора в околоскважинную зону через колонну труб, прекращают продавку при выравнивании давлений в колонне труб и затрубье, проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цемента, очищают колонну труб от остатков цемента. Проводят технологическую выдержку не менее 3 месяцев с периодическим исследованием околоскважинного пространства импульсным генератором нейтронов. Прекращают технологическую выдержку после стабилизации показаний ИГН. По показаниям ИГН определяют нефтенасыщенные интервалы горизонтального ствола. Перфорируют нефтенасыщенные интервалы у дальнего конца горизонтального ствола. Ведут отбор нефти до обводнения интервала. Проводят изоляцию обводнившегося интервала постановкой цементного моста в скважине. Перфорируют следующий нефтенасыщенный интервал от установленного цементного моста, отбирают нефть до обводнения интервала. Изолируют интервал постановкой цементного моста. Цикл перфорации нефтенасыщенного интервала от установленного моста, отбора нефти до обводнения и постановки цементного моста продолжают до выработки запасов нефти. Обводнение горизонтальной скважины в процессе эксплуатации Спуск и цементирование хвостовика в горизонтальной части скважины Исследование горизонтального ствола скважины нейтронными методами ГИС( ИНГМ или ИННМ) в процессе технологической выдержки Перфорация нефтенасыщенного интервала от дального конца горизонтального ствола Эксплуатационная колонна Эксплуатационная колонна Эксплуатационная колонна Эксплуатационная колонна НКТ НКТ НКТ НКТ Жесткий кабель Зацементированный хвостовик Открытый ствол Граница ВНК Открытый ствол нефть Интервал прорыва воды 1 нефть Открытый ствол Зацементированный хвостовик Открытый ствол Зацементированный хвостовик 2 3 69 Геофизический прибор Обводненный интервал нефть 4 интервал перфорации нефть ИССЛЕДОВАНИЕ ТРЕЩИНОВАТОСТИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ (FRACTURE ANALYSIS OF CARBONATE RESERVOIR) Ханбикова Р.Р. (научный руководитель к.ф.-м.н. Мусин К.М.) Институт ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина Карбонатные коллекторы, к которым приурочены значительные запасы нефти в Республике Татарстан и в России, практически всегда связаны с природной трещиноватостью. Природная трещиноватость создает дополнительную неоднородность строения коллектора и вносит существенный вклад в характер разработки залежей нефти в таких коллекторах. Для оценки параметров трещиноватости карбонатных породколлекторов на месторождениях Республики Татарстан задействованы такие методики исследования как: выделение зон трещиноватости на основе данных сейсморазведки, исследования трещиноватости прямым методом (на ориентированном керне) и с помощью скважинной геофизики. Сейсморазведочные работы МОГТ 3Д способны выделять разломы и приразломные макротрещины в виде зон некогерентности сейсмического сигнала и уточнять их на картах акустического импеданса. На основе анизотропии амплитуд и скоростей сейсмических волн также строятся карты трещиноватости. Исследования прямыми методами предполагают отбор полноразмерного ориентированного керна из карбонатных коллекторов. Исследования ориентированного керна позволяют определять углы и азимуты падения, направления простирания трещин, выделять семейства трещин и плотность их распределения. Расширенные геофизические исследования в открытом стволе, включают методы электрического микроимиджера, акустического сканера и волнового акустического каротажа дополнительно к стандартным методам. Сопоставление и комплексный анализ результатов всех приведенных исследований проводятся в модели трещиноватого коллектора в пакете FracaFlow. Полученные результаты помогут более детально описать строение карбонатных коллекторов и будут учтены при бурении новых скважин и проектировании разработки залежей. 70 ИНФОРМАТИВНОСТЬ СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОГО ГАММАКАРОТАЖА ПРИ ИЗУЧЕНИИ СЛОЖНЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ (SPECTRAL GAMMA-RAY LOGGING INFORMATIVE VALUE WHEN STUDYING COMPLEX CARBONATE RESERVOIRS) Хайруллин Т.Р. (научный руководитель - к.г.-м.н., с.н.с. ИПНГ РАН Бурханова И.О.) МГРИ-РГГРУ имени Серго Орджоникидзе, ИПНГ РАН Целью работы является обоснование информативности спектрометрического гамма-каротажа (ГК-С) при изучении сложных карбонатных коллекторов артинского-сакмарского возраста Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ). Коллекторы изучаемых отложений относятся к сложным по составу матрицы, структуре емкостного пространства и насыщению. Для большей части пород также характерно наличие органического вещества (ОВ) как в растворимой (битумоиды), так и в нерастворимой (керогеноподобное вещество) формах. Часто органическое вещество характеризуется высокой концентрацией урана, по этой причине содержащие ОВ породы выделяют по аномалиям интегрального гамма-каротажа (ГК). Выделить вклад ОВ в интегральную гамма-активность возможно с помощью данных спектрометрической модификации гамма-метода. Обоснование необходимости включения метода ГК-С в стандартный комплекс ГИС изучаемых отложений проводилось с использованием данных петрофизических и геохимических исследований керна, отобранного из параметрической скважины центральной части ОНГКМ. Разрез, вскрытый этой скважиной, охарактеризован кривыми концентраций урана, тория и калия. Величины вкладов урана в интегральную гамма-активность изучаемых пород варьируют в широких пределах – от 23 до 98 %, в среднем составляют 79 %. Суммарный вклад тория и калия в интегральную гамма-активность изменяется в диапазоне от 2 до 77 %. В работе изучены сопоставления типа «керн-ГИС» между содержанием органического вещества в породах (по данным, полученным способом холодной хлороформной экстракции образцов и по результатам исследований образцов пиролитическим способом) и концентрацией естественных радиоактивных элементов, а также их вкладами в интегральную гамма-активность. 71 ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКА НОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В БАССЕЙНАХ ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА (EXPLORATION PROSPECTS OF NEW HYDROCARBON DEPOSITS IN THE FAR EAST BASINS) Хорсун И.А., Жуковский М.В. (научный руководитель - к.г.-м.н., доцент Обрядчиков О.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Основные залежи нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах Дальнего Востока РФ и северных районов шельфа Тихого океана связаны с авандельтовыми, турбидитовыми и силицитовыми кайнозойскими осадками. Месторождения Северного Сахалина и прилегающего шельфа Охотского моря приурочены преимущественно к отложениям, выносимым Пра-Амуром (Харахинов, 2010; Веселов, 2006 и др.). Лишь Окружное и Восточно-Кайганское имеют залежи в силицитовых породах. С ними и с турбидитовыми комплексами связаны крупные скопления УВ тихоокеанского шельфа на западе США (Арбатов, Маргулис). Исходным материалом для залежей УВ являлась органика, накапливающаяся in situ. Причем, в авандельтовых и турбидитовых осадках происходит осаждение преимущественно гумусового ОВ, а в силицитах преобладает сапропелевая органика. Происхождение силицитов многие исследователи связывают с широким распространением радиолярий, диатомовых водорослей и других организмов с повышенным содержанием кремния. Повышение концентрации кремнезёма в океане обычно объясняют притоком глубинных вод. Анализ условий седиментации в бассейнах осадков с радиоляриями и диатомовыми остатками (бажениты, доманикиты) указывает на влияние вулканических процессов. Распространение силицитов и их повышенная роль в распределении органического материала отмечается вне зон развития авандельтовых и турбидитовых осадков. При поисках залежей УВ в силицитовых образованиях следует учитывать особенности формирования в них коллекторов. Встречаются толщи с высокими коллекторскими свойствами, но некоторые из них характеризуются низкими значениями пористости и проницаемости, что ставит скопления углеводородов в них в разряд нетрадиционных. 72 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ СВОЙСТВ ТРЕЩИН НА ОСНОВАНИИ ПРАКТИЧЕСКИХ ДАННЫХ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ МНОГОСТУПЕНЧАТОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА (МГРП) (A POST-FRACTURING EVALUATION METHOD BASED ON PRODUCTION DATA IN MULTI-FRACTURED HORIZONTAL GAS WELL (MFHW)) Чжоу Цяофэн, Чжан Ифэй (научный руководитель - профессор Мохов М.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В данной работе исследован неустановившийся процесс перераспределения давления в газовой залежи разрабатываемой при помощи горизонтальных скважин (ГГС) после проведения многоступенчатого гидроразрыва пласта (МГРП). При помощи математического моделирования процесса фильтрации в ГГС, разработана методика определения свойств трещин на основании практических данных (давление и дебит). Также исследовано влияние некоторых параметров: проницаемости матрицы, проводимости трещины, расстояния между трещинами, длины горизонтального ствола скважины, и т. д., и их механизмов воздействия на изменение давления в ГГС после проведения МГРП. Полученные данные о поведении ГГС после проведения МГРП обрабатываются с помощью программы Ecrin обладающей необходимым математическим обеспечением. С помощью программы осуществляется определение типов фильтрационных потоков присутствующих в горизонтальной газовой скважине после проведения мгрп. определяются физические параметры пласта и находящихся в нем трещин, а именно: проницаемость пласта, проводимость трещин, геометрический размер трещин и т. д., после, оценивается полученный эффект от проведения МГРП. В данной работе приведены примеры ГГС после проведения МГРП одного из месторождений КНР, оценка эффективности которого осуществляется по вышеописанной методике. 73 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ И ПОРОГА КРИТИЧЕСКОЙ ДЕПРЕССИИ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ С ТРЕЩИНОВАТОКАВЕРНОЗНО-ПОРОВЫМ ТИПОМ КОЛЛЕКТОРА (DETERMINATION OF OPTIMAL AND CRITICAL DEPRESSION ON FORMATION WITH CAVERNOUS-POROUS-FRACTURED RESERVOIR) Шайдуллин Р.Г. (научный руководитель - к.т.н. Нуриев И.А.) ОАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина Для эффективного извлечения нефти из карбонатных коллекторов необходимо разрабатывать месторождения в оптимальном режиме, не превышая критического порога устойчивости, показателем которой является депрессия. Если это возмущение является щадящим, то самоорганизующаяся система выравнивает это неравновесие. Особенно это важно на поздних стадиях жизни месторождения (Н.П. Запивалов). Особый интерес в изучении оптимальных режимов воздействия на карбонатные коллектора представляют залежи №302, 303 Ромашкинского месторождения, приуроченные соответственно башкирскому ярусу и протвинскому горизонту, находящиеся в эксплуатации более 70 лет. Залежи достаточно полно изучены по результатам бурения и геофизического исследования более чем 1500 скважин, представлены карбонатными коллекторами с трещиновато-кавернозно-поровым типом. Разномасштабная трещинная система оказывает существенное влияние на динамическую неоднородность среды, что приводит к скачкообразным, качественным изменениям гидродинамических процессов. Это отражается в том, что на одной скважине при различных депрессиях на продуктивный пласт гидродинамические параметры пласта проявляются скачкообразно. В частности, в работе подробно рассмотрены зависимости изменения коэффициента продуктивности от депрессии с одновременным сопоставлением добычи нефти и водонефтяного фактора. Выводы: существует два эффективных режима эксплуатации скважин: «традиционный» режим (вязкое течение по Дарси) и режим отбора жидкости с достижением «максимальных» значений коэффициента продуктивности (квадратичное течение по Дарси); нет необходимости увеличивать депрессию на пласт со значительным отбором жидкости после достижения максимальных значений коэффициента продуктивности, т.к. дальнейшее увеличение отбора жидкости дает увеличение доли пластовой воды без увеличения доли нефти в продукции скважин; если коэффициент продуктивности изменяется по 2-му или 3-му виду кривой, то наклонно-направленную и вертикальную скважину по гидродинамическим параметрам можно считать сопоставимой с горизонтальной скважиной. 74 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ТЕРМОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ (IMPROVING OF THERMOGAS TECHNIC AND TECHNOLOGIES) Дарищев В.И., Ахмадейшин И.А., Щеколдин К.А. ОАО «РИТЭК» В настоящее время наблюдается изменение структуры сырьевой базы нефтедобычи России за счет увеличения доли трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов. Основные запасы нетрадиционных углеводородов в России сосредоточены в залежах баженовской свиты. Однако накопленный промысловый опыт свидетельствует о низкой эффективности их разработки. С целью освоения залежей углеводородов баженовской свиты ведётся разработка технологии термогазового воздействия. Данная технология создана на основе интеграции тепловых, газовых и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи и предполагает закачку в пласт широкодоступных рабочих агентов – воздуха и воды. В настоящее время крупный проект по исследованию технологии термогазового воздействия осуществляется на Средне-Назымском месторождении ОАО «РИТЭК». Создан опытный участок, состоящий из пяти скважин (одной нагнетательной и четырех добывающих) и комплекса наземного оборудования. За период эксперимента с октября 2009 года по настоящее время в нагнетательную скважину № 219 закачано около 6 млн. нм3 воздуха. Наблюдается снижение плотности и вязкости нефти, изменение компонентного состава попутного нефтяного газа (в добываемых газах отсутствует кислород), что свидетельствует о протекании активных внутрипластовых окислительных процессов. На основании полученных промысловых и лабораторных исследований термогазового воздействия выполнены расчеты различных вариантов реализации технологии, обоснован подход к повышению эффективности термогазового воздействия для условий СреднеНазымского месторождения, заключающийся в увеличении содержания кислорода в закачиваемом воздухе. Развитие технологии возможно также за счет использования особенностей поведения рабочих агентов в сверхкритическом состоянии при термогазовом воздействии и создания на данной основе механизмов управления процессом. Согласно расчетам освоение и масштабное применение технологии термогазового воздействия позволит увеличить степень извлечения углеводородов из залежей баженовской свиты с 3–5% до 30–40 %. 75 НОВЫЙ ТИП ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ В ЦИАНОБАКТЕРИЛЬНЫХ ВЕНДНИЖНЕКЕМБРИЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ (NEW TYPE COLLECTORS OF CYANOBACTERIAL VEND-LOVERCAMBRIAN SEDIMENTS OF NEPSKO-BOTUOBIAN ANTECLISE) Юрочкина В. А. (научный руководитель - Китаева И.А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Объектом исследования являются венд-нижнекембрийские отложения юга Сибирской платформы. В работе были изучены образцы кернового материала новых скважин, пробуренных в пределах Непско-Ботуобинской НГО (Могдинская площадь). Изученные отложения в основном представлены карбонатнымии породами органогенного генезиса. Основными породообразующими организмами являются цианобактерии. В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы были исследованы отложения венднижнекембрийского возраста, в которых выделяется строматолитовый тип цианобактериальных сообществ. Породы представлены строматолитовыми доломитами. Венд-нижкембрийские цианобактериальные сообщества юга Сибирской платформы развивались в условиях теплого морского бассейна нормальной солености на относительно небольшой глубине, доступной для проникновения света. Осаждение слоя CaCO3 происходило при резком изменении pH в зоне фотосинтеза (Кузнецов, 2003). Этот способ осаждения осуществлялся механическим и биохимическим путем. В строматолитах первичное пустотное пространство представлено межслойковыми пустотами. Пустотное пространство пород-коллекторов, в основе которых находятся строматолитовые сообщества, имеет щелевидный облик, сопровождающийся пузырьковым типом пустот, которые образуются при прохождении через цианобактериальный мат газов, выделяющихся в процессе гниения цианобактерального слоя. Также в породах широко развиты вторичные процессы, которые непосредственно участвуют в формировании пустотного пространства. Вторичные процессы носят унаследованный характер – их развитие происходило по первично образованным каркасам цианобактериальных сообществ. Доломиты строматолитовые сложены кристаллами доломита размером от 0,01 до 0,1 мм, а также микритовыми комочками и сгустками доломита. Среди вторичных процессов отмечаются: сульфатизация (выделение единичных кристаллов ангидрита), окремнение, засолонение (полное или частичное заполнение пустот галитом), кальцитизация (заполнение вторичными кристаллами кальцита (до 0,5 мм) порового пространства). Встречается послойное распределение органического вещества. В результате проведения исследований доломитов строматолитовых были выявлены особенности структуры породы, ее минерального состава и структуры пустотного пространства. Особенности структуры породы подтверждают её цианобактериальный генезис, который выражается в наличии сферовидных стяжений, округлых и нитчатых бактериальных форм. Первичная структура породы во многом изменена вторичными процессами – перекристаллизацией, окремнением и сульфатизацией. Окремнение является раннедиагенетическим процессом, выявляются несколько генераций выделения кремнистого вещества, подчеркивающих первичную структуру. Процессы окремнения играют важную роль в образовании пород-коллекторов, то есть позволяют сохраниться межслойковым и пузырьковым пустотам, за счет чего и образуется новый тип коллектора, подтверждающийся наличием промышленного притока нефти из скважины с именно таким типом пустотного пространства. 76 ПОЛУЧЕНИЕ НЕИОНОГЕННЫХ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ ВОДНОНЕФТЯНЫХ ДИСПЕРСИИ (RECEIVING NONIONIC WATER – OIL EMULSION BREAKERS DISPERSION) Юсупов Ш.Ф. (научный руководитель - к.г-м.н., доцент Акрамходжаев А.А.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина филиал в г. Ташкенте Нефти с высоким содержанием воды поступающие на установку АВТ, нарушает технологический режим его работы; повышается давление в аппаратах и снижается его производительность, а также расходуется дополнительное количество тепла на её подогрев. Синтезы деэмульгаторов нами осуществлялся на основе глицерина, гексаметилентетрамина, олеиновой кислоты Для установления оптимальных условий синтеза с определенной степенью олигомеризации компонентов, реакцию проводили с изменением температуры, продолжительности и соотношения реагирующих полупродуктов (таб.1). Образец деэмульга тора 1 2 3 Условия синтеза Время, мин. 180 240 300 Темпер., С 200 230 260 Изменение мольного соотношения компонентов Глицерин 3 4 5 ГМТА 1,5 2,5 3,0 Олеиновая кислота 2,0 2,5 3,0 Выход деэмульгатора, % 72,4 70,2 74,5 Деэмульгирующую активность синтезированных деэмульгаторов оценивали методом термоотстоя на водонефтяной эмульсии месторождения Шеркент-3. Таким образом, в результаты экспериментов по получению деэмульгаторов из функциональных соединений, нами получены высокоэффективные неионогенные деэмульгаторы, которые по эффективности действия не уступают импортируемым и главное позволит решить проблему импорто замещения по деэмульгаторам воднонефтяных дисперсий. По нашим расчетам ожидаемый экономический эффект, при случае применение неионогенный деэмульгаторов на предприятии НХК «Узбекнефтегаз» составит 800 млн. в год. 77 78 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) СБОРНИК ТЕЗИСОВ 68-ОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ МОЛОДЕЖНОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ НЕФТЬ И ГАЗ - 2014 14-16 АПРЕЛЯ 2014 Г. Секция 2 Разработка нефтяных и газовых месторождений. Бурение скважин МОСКВА 2014 79 ПЕРСПЕКТИВНЫЙ МЕТОД СТРОИТЕЛЬСТВА РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН СО ЛЬДА НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ РОССИИ (PROSPECTIVE METHOD OF CONSTRUCTION OF EXPLORATORY WELLS FROM THE FAST ICE ON THE ARCTIC SHELF OF RUSSIA) Абальян А.Е., Абальян Э.Е. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Балицкий В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина По своему совокупному нефтегазовому потенциалу осадочные бассейны российского арктического шельфа сравнимы с крупнейшими нефтегазоносными регионами мира. По оценкам специалистов, к 2050 году Арктический шельф будет обеспечивать от 20 до 30 процентов всей российской нефтедобычи. Разведка и освоение нефтяных и газовых месторождений в приполярных районах связаны с суровыми природными условиями и решением сложных экономических проблем. Одним из перспективных и наиболее экономичных методов поиска и разведки месторождений углеводородов на арктическом шельфе является бурение разведочных скважин с помощью обычных облегченных буровых установок непосредственно с припая. Для безопасной работы буровой установки требуется толстый прочный ледовый покров с минимумом трещин. Устойчивость льдов может увеличиваться намораживанием дополнительных слоёв льда под основание буровой установки. Учитывая, что 7-8 месяцев припай покрывает значительную часть морей Арктического шельфа России, использование этого метода представляется весьма заманчивым по экономическим соображениям. Цель данного исследования заключается в рассмотрении наиболее экономически выгодного и более быстрого варианта строительства геологоразведочных скважин на шельфе северных морей России. Основная идея работы состоит в расчёте и обосновании конструктивно-технологических решений при создании основания буровой установки, увеличении устойчивости и несущей способности ледяного покрова и повышении безопасности бурения за счёт армирования льда геосинтетическими материалами. Были рассмотрены: возможность применения многослойных сеток для повышения устойчивости ледового основания буровой установки, механические свойства льда и особенности его поведения под действием нагрузки. Выполнен анализ существующих методов расчёта и определения несущей способности ледовых конструкций, произведена оценка экономической эффективности этого способа. 80 СРАВНЕНИЕ МЕТОДОВ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРОФИЛЕЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И НАКЛОНО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН (СOMPARISON OF METHODS FOR AUTOMATED DESING OF PROFILES OF HORIZONTAL AND DIRECTIONAL WELLS) Абраева Т.И. (научный руководитель - Гришин Д.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Использование горизонтальных скважин позволяет увеличить объем добычи нефти или газа в залежах с относительно небольшой мощностью, вследствие обеспечения существенно большей площади притока флюида. Для решения проектных и оперативных задач используется программное обеспечение для построения профилей. Хотя математические алгоритмы расчета участков профилей одинаковы, в различных ситуациях требуется их разное применение. В докладе рассмотрены и сравнены методы построения профилей горизонтальных и наклонно-направленных скважин в программных продуктах: «Проектирование скважин» (Бурсофтпроект), «Landmark Compass», «САПР-Бурение», а также метод расчета, предложенный В. И. Крыловым в пособии «Проектирование профилей горизонтальных и наклонно-направленных скважин» и реализованный автором в среде моделирования инженерных расчетов PTC MathCad. Оценена универсальность каждого из вариантов. Предложены и намечены шаги реализации универсального, по мнению автора, программного решения для проектирования и оперативной корректировки сложных профилей скважин. 81 ОПЫТ ПОСТРОЕНИЯ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ИЗВЕСТНЯКОВ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА МУСТАФИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (THE EXPERIENCE OF CONSTRUCTING THE GEOLOGICALHYDRODYNAMIC MODEL OF MUSTAFINSKOE FIELD’S LIMESTONE TOURNAISIAN STAGE) Абсалямов А.С., Зианбердин Р.И. (научный руководитель - начальник отдела, к.т.н. Нугаева А.Н.) отдел мониторинга ПДГТМ ООО «Башнефть-Добыча» Одной из актуальных задач геолого-гидродинамического моделирования и выявления зон локализации скоплений углеводородов являются коллектора турнейского яруса, в которых локализованы значительные объемы остаточных запасов месторождений Компании. Несмотря на высокую перспективность указанных отложений, нет единого подхода к моделированию карбонатных резервуаров. Авторами представлен алгоритм построения геолого-гидродинамической модели известняков турнейского яруса на примере Мустафинского месторождения. В ходе работы проведен детальный анализ имеющегося фактического материала и данных литературных источников, позволивший отразить в геологической модели основные особенности строения карбонатной толщи турнейского яруса. Последующее построение фильтрационной модели месторождения позволило уточнить количественные характеристики фильтрационноемкостных свойств пород, а также определиться с параметрами наполняющего резервуар флюида. Использованы различные методы определения степени кавернозности и трещиноватости коллектора. Выполнен анализ по Нельсону по накопленной добычи и входному дебиту нефти для определения типа коллектора. По истории разработки, по многим скважинам, были выявлены, характерные для работы второй среды, показатели разработки. Использованы диагностические диаграммы для выявления влияния трещиноватости на разработку по добывающим скважинам. Построена карта вероятного распространения каверн и микротрещин. Аналитическим методом была определена степень распространения трещин в неколлекторе. По результатам геолого-гидродинамического моделирования были выявлены зоны концентрации остаточных запасов углеводородов и даны рекомендации для проведения дополнительных исследованиий карбонатных пород. 82 ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ВЫНОСА ПЕСКА НА СКВАЖИНАХ ПХГ (SAND CONTROL IN WELLS OF UNDERGROUND GAS STORAGE) Абсатдаров Р.Н. (научный руководитель - кандидат технических наук Казарян В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе рассматриваются причины, последствия, а также наиболее эффективный способ предотвращения выноса песка на скважинах ПХГ. Из экономических соображений темп закачки-отбора газа предельно высокий, ПХГ закладываются в высокопроницаемых пластах. Но, как правило, эти пласты сложены мелкозернистым слабосцементированным песчаником и алевролитами. При циклическом характере эксплуатации возникают знакопеременные градиенты давления, приводящие к разрушению структуры породы. Коллектор ПХГ сообщается с наземным транспортным узлом через эксплуатационные скважины. Пространство вокруг этих скважин, называемое призабойной зоной пласта (ПЗП), разрушается в первую очередь, а продукты разрушения в виде песка могут поступать в ствол скважины, что ведет к абразивному износу оборудования, эрозии фонтанной арматуры, пробкообразованию в стволе скважины. Кроме того, проблема предотвращения выноса песка вследствие разрушения пласта-коллектора в призабойной зоне имеет первостепенное значение в комплексе мероприятий по увеличению дебита скважин, повышению эффективности эксплуатации скважин, сокращению затрат на текущий и капитальный ремонт скважин. За рубежом и в России используются различные методы и средства по предотвращению выноса песка и закреплению призабойных зон скважин. К средствам и методам предупреждения разрушения призабойной зоны и выноса песка, используемым на скважинах ПХГ, предъявляются более высокие требования, чем в скважинах на газовых месторождениях. Это объясняется циклической работой скважин, сопровождающейся резкими изменениями давления, температуры и влажности. Для защиты скважины от проникновения продуктов разрушения наибольший эффект дает установка гравийных фильтров, которые весьма успешно работают в добывающих скважинах. В работе рассматривается эффективность использования гравийных фильтров на скважинах ПХГ с экономической точки зрения, а также анализ производства гравийных фильтров в РФ и за рубежом. 83 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ МСП ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ САРМАНОВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (EVALUATION OF THE EFFECTIVENESS OF THE APPLICATION OF TECHNOLOGY TO SMES TO IMPROVE THE FORMATION OF OIL RESERVES SARMANOVSK OILFIELD) Аглиуллин И.И. (научный руководитель - к.т.н, доцент Маннанов И.И.) Альметьевский государственный нефтяной институт В работе анализируется внедрение технологии МСП на Сармановской площади Ромашкинского месторождения. Целью представленной исследовательской работы является рассмотрение и оценка эффективности работы участков МСП, выявление преимуществ и недостатков данной технологии на Сармановской площади. Актуальность данной работы заключается в том, что для Сармановской площади, находящийся на завершающей стадии разработки все большее значение приобретают вопросы эффективного использования имеющихся ресурсов. Если во II и III стадиях разработки для вытеснения нефти водой приемлемым оставалось использование традиционной схемы ППД, то на завершающей стадии для поддержания достигнутых уровней добычи необходимо внедрять новые технологические схемы, к которой относится технология межскважинной перекачки (МСП). Научное значение работы заключается в развитии системы МСП путем внедрения новых устройств в систему данной технологии. Практическая ценность работы состоит в обосновании эффективности внедрения технологии межскважинной перекачки на Сармановской площади Ромашкинского месторождения. Новизна работы заключается в том, что в системе МСП на Сармановской площади в качестве устройства для доведения закачиваемой в продуктивный пласт минерализованной подземной воды до требуемых параметров применяется приустьевой трубный делитель фаз (ТДФ). Необходимое давление закачки на устье нагнетательных скважин на участках МСП-ППД Сармановской площади достигается путем установки после трубного делителя фаз дожимных электроцентробежных насосов с верхним приводом (УЭЦНВП–Д). По всем участкам системы МСП-ППД на Сармановской площади дополнительная добыча нефти составила 24458 тонн. Делая вывод по проделанной работе, можно сказать, что технология межскважинной перекачки зарекомендовала себя как эффективная технология и в последующие годы предполагается дальнейшее развитие данной технологии заводнения на Сармановской площади. 84 РЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОЛИМЕРНЫХ СОСТАВОВ (RHEOLOGICAL RESEARCHES OF WATER-SHUT-OFF POLYMERIC COMPOUNDS) Александров А.Н. (научный руководитель - д.т.н., профессор Рогачев М.К.) Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» Перспективным методом решения проблемы ограничения водопритока являются водоизоляционные технологии на основе гелеобразующих составов. К недостаткам применяемых гелеобразующих водоизоляционных составов можно отнести низкую проникающую способность, невысокую устойчивость в пластовых условиях, токсичность и высокую стоимость. Устранение отмеченного должно существенно повысить конкурентоспособность этого способа водоизоляции. В качестве основы разрабатываемого водоизоляционного состава был выбран полимерный состав под условным названием ПС, к которому добавлялся (в различной концентрации) неионогенный ПАВ. Эксперименты по определению реологических характеристик исследуемых составов показали, что во всем диапазоне исследованных температур (5…80 0С) добавление ПАВ обеспечивает снижение критического напряжения сдвига. Полученные результаты хорошо укладываются в рамки объемного механизма действия ПАВ, который, блокируя электростатическое взаимодействие полимерных звеньев, снижает неньютоновские аномалии раствора. Этот механизм подтверждает и экстремальная концентрационная зависимость параметров фильтрации, характерная для ПАВ: максимальный эффект - снижение критического напряжения сдвига на 96% наблюдается при 5%. В пользу данного механизма свидетельствуют и данные измерений при повышенной температуре: более интенсивное тепловое движение снижает уровень межмолекулярного взаимодействия в растворе и соответствующие реологические аномалии, уменьшается и эффективность действия ПАВ в силу физического характера адсорбции, но экстремальный характер зависимости критических градиентов давления от содержания реагента сохраняется. 85 ВОЗМОЖНОСТЬ СОВМЕСТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ МНОГОСТВОЛЬНОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНОЙ ДЛЯ ДОБЫЧИ ГАЗА (SIMULTANEOUS GAS PRODUCTION BY MULTILATERAL HORIZONTAL WELL FROM SEVERAL LAYERS) Алексеев Н.И. (научный руководитель - к.т.н., доцент Мараков Д.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Целью данной работы является на основании текущих параметров ботуобинского и талахского пластов Среднеботубинского нефтегазоконденсатного месторождения спроектировать многоствольную горизонтальную скважину для добычи газа. Сложностью проектирования многоствольной скважины в условиях Среднеботуобинского НГКМ является оптимизация забойных давлений, так чтобы давление в точке контакта двух потоков из разных пластов было одинаковым. Подбор длин горизонтальных стволов производится с учетом различным свойств ботуобинского и талахского пластов, таких как, пластовое давление (144 атм. и 140 атм.), проницаемость (274 мД и 226 мД), газонасыщенная толщина (5 м. и 7 м.) и запасы газа горизонтов (14 млрд.м3 и 18 млрд. м3). Предлагается произвести оптимальный подбор длин и диаметров горизонтальных фильтров с учетом потерь давления на основе уравнения Форхгеймера с использованием метода Рунге-Кутта, чтобы обеспечить рациональный отбор газа из пластов и равномерное падение давления. 86 СРАВНЕНИЕ МОДЕЛЕЙ ТЕЧЕНИЯ ВЯЗКОПЛАСТИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ МЕЖДУ ПАРАЛЛЕЛЬНЫМИ ПЛОСКОСТЯМИ И МЕЖДУ КРУГОВЫМИ ПЛАСТИНАМИ (COMPARISON OF FLOW MODELS OF VISCOPLASTIC FLUIDS BETWEEN PARALLEL PLANES AND BETWEEN CIRCULAR PLANES) Алексеева А.А. (научный руководитель - профессор Исаев В.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина При бурении нефтяных и газовых скважин нередко происходит поглощение бурового раствора. Для определения количества поглощаемого раствора необходимо знать связь между теряемым объёмом промывочной жидкости и градиентом давления в пласте, возникающим при поглощении. При расчете количества поглощаемого бурового раствора пользуются различными моделями течения ньютоновской и неньютоновской жидкости. В практике бурения буровой раствор зачастую представлен вязкопластической жидкостью (ВПЖ). В работе рассмотрены две модели ламинарного течения ВПЖ в поглощающем пласте: модель течения ВПЖ между параллельными горизонтальными плоскостями (плоская щель) и модель течения ВПЖ между круговыми пластинами (круговая щель). Показано, что формула для определения градиента давления при течении ВПЖ между двумя параллельными горизонтальными плоскостями является частным случаем формулы для определения градиента давления при течении ВПЖ между двумя круговыми пластинами. Также проведены расчеты ламинарных течений ВПЖ в плоской и круговой щели при различных значениях параметров бурового раствора. Для сравнительного анализа введены безразмерные переменные. В результате, определены относительные ошибки значений градиентов давления, полученных по расчетам с использованием модели плоской щели по сравнению с расчетами по модели круговой щели. Построены зависимости относительных ошибок от безразмерного параметра для различных значений коэффициента пластичности. Результаты исследования представлены в виде наглядных графиков. 87 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КОМБИНИРОВАННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ПО СНИЖЕНИЮ МЕЖФАЗНОГО НАТЯЖЕНИЯ АНОМАЛЬНО ВЯЗКОЙ НЕФТИ (EXPERIMENTAL STUDY OF THE COMBINED EFFECT OF REDUCTION OF INTERFACIAL TENSION OF ANOMALOUSLY VISCOUS OIL) Алтынкович Д.А., Максютин А.В., Хусаинов Р.Р. (научный руководитель - профессор Молчанов А.А.) Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» На сегодняшний день одной из самых актуальных задач, стоящих перед нефтегазовой промышленностью страны является поиск новых технологий добычи, которые позволят осуществлять рентабельную разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТЗН). В настоящие дни доля ТЗН в России продолжает увеличиваться и составляет около 60%. Качество остаточных запасов ухудшается также по причине выработки активных запасов. Перспективным направлением исследований по разработке новых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов для месторождений с трудноизвлекемыми запасами является комбинирование физических и физико-химических МУН. Данная работа посвящена исследованиям влияния комбинированного плазменно-импульсного воздействия в комплексе с неионогенным поверхностно-активным веществом (ПАВ) на поверхностное натяжение аномально вязкой нефти Усинского месторождения Республики Коми. По мнению многих авторов необходимо рекомендовать использование этих реагентов при разработке залежей аномально вязких нефтей, так как их свойства существенно влияют на эффективность процесса извлечения ее из пласта. Отметим, что измерение поверхностного и межфазного натяжения выполняется с помощью тензиометров. В данной работе исследования проводились на установке EasyDrop (Германия). Данная система измерений разработана для решения стандартных задач по измерению краевого угла и поверхностного межфазного натяжения, а также для расчета свободной энергии поверхности. Согласно результатам экспериментальных исследований выявлено, что наложение плазменно-импульсного воздействия позволяет усилить влияние неионогенного поверхностно-активного вещества и дополнительно снизить поверхностное натяжение на 26%. Данный эффект предположительно связан с более интенсивным диспергированием асфальтенов после наложения плазменно-импульсного воздействия. Исследования выполнены при поддержке Совета по грантам Президента Российской Федерации для государственной поддержки молодых российских ученых – кандидатов наук (МК-315.2014.5). 88 СПОСОБЫ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (METHODS OF DEVELOPMENT OF MULTILAYER RESERVOIRS) Андреев А.А., Разумов А.Е. (научный руководитель - к.т.н. Деньгаев А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Современная действительность нефтяной отрасли характеризуется большим фондом скважин, эксплуатирующих два и более объектов разработки, к которым ранее был применён традиционный общий подход в вопросе их эксплуатации. Это привело к снижению коэффициента извлечения нефти из ряда объектов. В настоящее время актуализируется разработка и применение рациональных способов эксплуатации, таких как одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ). По данным статистического анализа малодебитного фонда скважин, потенциальным объемом использования альтернативных способов добычи может быть 16% добывающего фонда скважин (около 25000 скважин). В плоскости решения вопроса выбора способа ОРЭ интересен подход иностранных компаний к решению данной проблемы, а именно строительство и эксплуатация многозабойных скважин (ЭМС) в многопластовых залежах, которые позволяют ко всем объектам разработки применить индивидуальный подход. Способы ОРЭ и ЭМС применяются для добычи нефти, закачки воды или рабочих агентов. Неоспоримыми преимуществами данных технологий являются уменьшение объёма разбуривания за счёт использования ствола одной скважины, повышение притока нефти(в несколько раз больше, чем в обычных скважинах), более полное извлечение нефти из залежей и ускоренные темпы разработки месторождений. Перечисленное позволяет задуматься о более плотном внедрении данных технологий на действующем фонде скважин. Несмотря на то, что впервые методы ОРЭ и ЭМС были применёны еще в 30-е годы 20 столетия, до наших дней так и не сформулированы основные критерии по выбору данных технологий к конкретным месторождениям. В данной работе рассмотрены способы решения данной проблемы. Следует отметить, что до наших дней так и не найдено оптимального решения в эксплуатации многозабойных скважин, поэтому в работе будет предложена схема применения гидроструйных насосных систем в многозабойных скважинах, а также приведен их расчёт. 89 МОДЕРНИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВЕДЕНИЯ СОЛЯНОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ В НЕОДНОРОДНОМ КАРБОНАТНОМ КОЛЛЕКТОРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАШАГАН (ACID STIMULATION TECHNOLOGY IN HETEROGENEOUS CARBONATE RESERVOIR OF KASHAGAN FIELD) Аубакиров Т.А. (научный руководитель - д.т.н., профессор Михайлов Н.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Модернизация существующей технологии: в данной научной работе предлагается решение проблем, проявляющихся при проведении обычной соляно-кислотной обработки, заключающееся в использовании вязкоэластичных отклонителей на гелевой основе при проведении СКО в неоднородных карбонатных коллекторах. Применение упомянутых выше отклонителей во время СКО, позволяет обеспечивать равномерное распределение закачиваемой кислоты во все закальматированные поры, каверны и трещины, составляющие скелет горных пород в пределах платформенной части Тенгизского месторождения. Предлагаемый отклонитель представляет собой вязкоэластичную самоотклоняющуюся кислоту, имеющую свойства геля. Отклонитель имеет следующие параметры: 1) Растворимый гель, неповреждающий свойства кислоты; 2) Концентрация HCl 15-20 %, концентрация геля 7-10 %; 3) Одноступенчатая технология, неповреждающая обработку и отводящая кислоту в необходимый интервал; 4) Гель, блокирующий проникновение жидкости в высокопроницаемые зоны; 5) Смесь, не теряющие свои отклоняющие свойства в кислой среде (содержащей сероводород H2S – актуальной в условиях Кашагана); 6) Реагент, мгновенно вступающий в реакцию с образовавшимся в ходе обработки хлоридом кальция CaCl2, в результате которого появляются легко вымывающиеся вещества. Вывод: таким образом, использование гелеобразного отклонителя при проведении соляно-кислотной обработки, обеспечивает более существенное увеличение дебита, значения коэффициента продуктивности и равномерное распределение закачиваемого реагента на всю толщу продуктивного интервала. Применение данной технологии является наиболее эффективным способом интенсификации добычи нефти на месторождении Кашаган в начальный период его разработки, в момент, когда аномально высокое пластовое давление существенно затрудняет использование гидроразрыва пласта. 90 МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДАВЛЕНИЯ ПО СТВОЛУ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ ПРИ ДВИЖЕНИИ ПО НЕЙ ВОДОГАЗОВОЙ СМЕСИ Ахмадейшин И.А. (научный руководитель - Кокорев В.И.) ОАО «РИТЭК» При проектировании водогазового воздействия и его практической реализации необходимо знать величину забойного давления. Если в случае закачки воды расчет забойного давления нагнетательной скважины не представляет особого труда (он равен давлению на устье плюс гидростатическое давление водяного столба, равное произведению плотности воды на глубину скважины), то при закачке водогазовой смеси ситуация не такая однозначная. Действительно, плотность водогазовой смеси зависит от водогазового отношения и давления, которое меняется по длине скважины. При этом водогазовое отношение, вследствие изменения растворимости газа с ростом давления, также может меняться по мере своего движения вниз по стволу скважины. Для решения практических задач был проанализирован ряд полуэмпирических методик. Проведенный анализ показал, что общим недостатком таких методик является необходимость учета большого числа параметров, что делает их достаточно сложными для практического применения. Одним из широко применяемых методов расчета градиента давления по стволу нагнетательной скважины при закачке водогазовых смесей на сегодняшний день является метод Беггза и Брилла (H. Dale Beggs & James P. Brill). Данный метод позволяет учитывать сжимаемость газа, эффект проскальзывания и режим течения (ламинарный, пузырьковый, пробковый и т.д.). В настоящей работе представлена методика расчета распределения давления по стволу нагнетательной скважины при закачке ВГС, а также оценка влияния на величину забойного давления таких факторов как водогазовое отношение и состав газа. 91 ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЦИКЛИЧЕСКОГО ЗАВОДНЕНИЯ СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНОГО КОЛЛЕКТОРА САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (GROUNDS FOR CYCLIC WATER FLOODING OF LAYEREDHETEROGENEOUS SAMOTLOR RESERVOIRS) Ахметжанов И.М. (научный руководитель - доцент Бравичева Т.Б.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Опыт разработки неоднородных коллекторов свидетельствует о низком коэффициенте извлечения нефти при больших отборах жидкости и объемах закачки. Это связано с недостаточно полным учетом упруго-капиллярных механизмов нефтеизвлечения. Одним из способов активизации указанных механизмов является циклическое заводнение неоднородных коллекторов. При циклическом заводнении в полуцикле закачки вода поступает в низкопроницаемые разности как в латеральном направлении, так и в вертикальном направлении из-за разницы давлений (пьезопроводности). В полуцикле падения пластового давления внедрение воды в низкопроницаемые области связано с капиллярной пропиткой. В высокообводненных зонах давление падает быстрее, чем в малопроницаемых нефтенасыщенных областях. В результате в каждом цикле имеют место кратковременное уменьшение притока к добывающим скважинам со стороны обводненных зон и увеличение притока со стороны нефтенасыщенных зон. До настоящего времени не существует количественных критериев как для обоснования выбора самой технологии нестационарного заводнения, так и технологических параметров, таких как продолжительность полуциклов, для различных геолого-промысловых условий. Представлены закономерности влияния технологических параметров на показатели разработки слоисто-неоднородного пласта Самотлорского месторождения, на котором, в соответствии с методикой, разработанной во ВНИИнефть им. академика А.П. Крылова, использование циклического заводнения должно быть эффективным. Показано, что использование циклического заводнения с продолжительным периодом падения пластового давления приводит к увеличению коэффициента извлечения при существенном снижении объемов закачки. Степень увеличения коэффициента извлечения зависит от геолого-промысловых особенностей и процессов кинетики пористости, проницаемости и составляет порядка 6 10%. 92 АНАЛИЗ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ОБЛЕГЧАЮЩИХ ДОБАВОК К ТАМПОНАЖНЫМ КОМПОЗИЦИЯМ (THE ANALYSIS OF PHYSICAL-MECHANICAL PROPERTIES SIMPLIFYING ADMIXTURES TO GROUTING MORTAR COMPOSITION) Аъзамов А.А. (научный руководитель - к.т.н., доцент Магрупов А.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе предлагается приготовление облегченных тампонажных растворов для анализа физико-механических свойств. Для повышения качества крепления скважин в таких условиях необходимы специальные тампонажные цементы и растворы, которые обеспечили бы снижение репрессии на продуктивные и поглощающие пласты в процессе цементирования, высокую герметичность заколонного пространства и долговечность конструкции. Для предупреждения поглощений, снижения репрессии на поглощающие пласты разработаны и применяются как специально выпускаемые облегченные тампонажные цементы, так и цементы, модифицированные облегчающими добавками на буровой или на базах тампонажных управлений. Глины, перлит, ряд промышленных отходов, обеспечивают понижение плотности тампонажного раствора за счет увеличения водосодержания , но при этом понижается седиментационная устойчивость раствора и снижается скорость структурообразования; Введение добавок (мел, асбест и его модификации) приводит к усадочным деформациям цементного камня; Использование большинства облегчающих добавок требует дополнительного введения ускорителей сроков схватывания и добавок понижающих водоотдачу тампонажного раствора; Применение газообразующих добавок (алюминиевая пудра и т.д.) не рентабельно ,так как они дороги и дефицитны; Использование отходов угольной промыщленности, зол, малодисперсных кремносодержащих материалов эколгически не безопасно; Шлифовальная пыль и асбестовое волокно содержат канцерогенные вещества; Керамзит, углеродистые металлы, образуют нестабильные тампонажные растворы с последующим формированием камня имеющего высокую газопроницаемость, низкие физико-механические свойства. 93 ОПТИМИЗАЦИЯ КОЛИЧЕСТВА СКВАЖИН НА ГАЗОВОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (MODEL FOR DETERMINING THE OPTIMAL NUMBER OF WELLS FOR GASFIELD) Барановский А.А. (научный руководитель - профессор Ермолаев А.И.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Предлагаются модель и алгоритм оптимизации числа скважин на газовом месторождении. В комплекс исходных параметров включается продолжительность периода постоянной добычи. Алгоритм решения задачи, используя технико-экономические расчеты, определяет момент времени, начиная с которого дальнейшее увеличение количества скважин для продолжения периода постоянной добычи ведет к снижению рентабельности разработки газового месторождения. Кроме этого алгоритм определяет число скважин, соответствующее максимальному значению прибыли от разработки месторождения. Представлена зависимость прибыли от количества скважин (при построении зависимости были использованы фактические данные реального месторождения). 94 РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ УСТОЙЧИВОСТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ ИНГИБИРУЮЩИХ ДОБАВОК В БУРОВЫХ РАСТВОРАХ (SOLUTION WELLBORE STABILITY USING INHIBITING ADDITIVEIN DRILLING MUD) Басько А.С. (научный руководитель - д.т.н., профессор Зозуля В. П.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте В процессе бурения интенсивно набухающих глинистых горных пород имеет место быть сохранение устойчивости стенок скважины, и большое значение уделяется ингибирующим характеристикам бурового раствора. Наиболее известные системы буровых растворов, содержащие в качестве основного ингибирующего агента соли щелочных и щелочноземельных металлов (хлориды калия и кальция, известь, алюмокалиевые квасцы),многоатомных спиртов (полигликолей, глицерина, полиглицерина и пр), а также эмульсионные буровые растворов на углеводородной основе, обладают рядом недостатков, значительно ограничивающих их применение в активных глинах: ингибирующие катионы калия весьма быстро выводятся из дисперсионной среды бурового раствора, теряя свою особенность. солевые ингибиторы, способствуют разупрочнению глинистых минералов, что приводит к осыпям и прихватам бурового инструмента. необходимость поддерживать для достижения требуемого ингибирующего эффекта относительно высокую концентрацию многоатомных спиртов. высокая стоимость углеводородного бурового раствора и необходимость утилизации твердых и жидких отходов. В связи с этим был разработан новый класс ингибирующих реагентов «Биоминг», который совмещает в себе все преимущества благоприятного применения. Марки реагента «Биоминг» отлично растворимы в любых соотношениях. По ингибирующим свойствам превосходят большинство представленных выше композиций. Не являются коагулянтами глинистой фазы. Их введение в буровой раствор сопровождается значительным снижением водоотдачи, минимальной кольматирующей способностью продуктивных коллекторов. Данные реагенты весьма перспективны за счет высокой технологической эффективности, полной экологической безопасности и отсутствием токсичности. 95 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ КИСЛОТНОГО СОСТАВА МЕДЛЕННОГО ДЕЙСТВИЯ НА ТУРНЕЙСКОМ ГОРИЗОНТЕ НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (АNALYSIS OF THE EFFECTIVENESS OF THE SLOW ACTION OF ACID COMPOSITION ON THE HORIZON TOURNASIAN NOVOELHOVSKY FIELD) Батыргареев А.Р (научный руководитель - к.т.н., доцент Леванова Е.В) Альметьевский государственный нефтяной институт Целью работы является анализ эффективности применения кислотного состава медленного действия (КСМД) на турнейском горизонте Ново-Елховского месторождения. КСМД – основа технологии управляемой направленно-глубокой обработки карбонатного коллектора. Технология предполагает последовательную закачку нефтекислотной эмульсии, чистой соляной кислоты и оторочки КСМД. Механизм действия КСМД основан на эффекте замедления скорости реакции соляной кислоты в 30-100 раз по сравнению с чистой кислотой. При этом достигается транспортирование кислоты по трещинам вглубь пласта, что позволяет повышать охват пласта воздействием и увеличивать область дренирования скважины. КСМД может эффективно применяться в процессе кислотного гидравлического разрыва пласта и обработки призабойной зоны скважины. КСМД является составным элементом кислотной стимулирующей композиции «КСК». В комплекс технологий также входят технологии, поверхностно-активным кислотным составом и технология стимуляции терригенных пластов глинокислотной композицией. В течение 2008–2011 годов технологии с применением КСК внедрены более чем на 600 скважинах месторождений РТ. На месторождениях НГДУ «Елховнефть» в течении 2008-2013 годов на 85 скважинах была применена технология КСМД и получена дополнительная добыча 47437 т. нефти. В работе были проведены расчеты технологической эффективности по методу прямого счета и характеристикам вытеснения. Для расчета были выбраны участки на которых ранее, в течение года до применения КСМД, не применялись другие геолого-технические мероприятия. В результате проведенного анализа было установлено, что метод КСМД является эффективным на турнейском горизонте Ново-Елховского месторождения и может быть рекомендован в качестве метода интенсификации добычи нефти. 96 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ (DEVELOPMENT OF THE TECHNOLOGICAL DECISIONS ON TERMINATING STAGE TO USAGES ON THE GAS FIELDS OF KRASNODAR REGION) Батыров М.И., Березовский Д.А. (научный руководитель - доцент Савенок О.В.) Кубанский государственный технологический университет Актуальность исследования связана с необходимостью разработки комплексных технологических решений на завершающей стадии эксплуатации газовых месторождений Краснодарского края. Большое число газовых месторождений страны – севера Западной Сибири, Краснодарского края и других регионов – значительно истощены и находятся на завершающей стадии разработки, характеризующейся увеличением непроизводительных потерь пластовой энергии во всех элементах системы добычи газа. Они связаны с образованием песчано-глинистых и жидкостных пробок на забоях скважин, гидратно-ледяных и жидкостных пробок в газосборных коллекторах, ограничением скоростей газового потока на устьях скважин штуцирующими устройствами и другими факторами. По причине деградации пород-коллекторов и истощения газовых месторождений на завершающей стадии значительно усложняется проблема выбора эффективных технологических решений, отвечающих быстро меняющемуся состоянию месторождения. Истощение месторождений сопровождается разнообразными по своему составу и силе факторами осложнений добычи, при этом состав и структура факторов высоко индивидуализированы в зависимости от конкретных особенностей месторождения. Вместе с тем, многие научные вопросы обоснования эффективной технологии эксплуатации газовых месторождений на завершающей стадии не изучены достаточно полно. К их числу относится проблема прогнозирования состояния пород-коллекторов, которые представляют собой первопричину осложнений при эксплуатации газовых месторождений на завершающей стадии. В частности, мало исследована проблема разработки метода прогнозирования состояния пород-коллекторов в зависимости от их состава, влажности, пористости и других характеристик. Перспективным инструментом решения этой проблемы являются методы междисциплинарного моделирования (физические, материаловедческие, химические, физико-химические и другие методы). Таким образом, возникает многоуровневая и многофакторная теоретическая и прикладная задача эффективного управления технологией эксплуатации газовых месторождений на завершающей стадии, которая будет решаться на примере месторождений Краснодарского края. 97 АНАЛИЗ МЕТОДОВ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕННОГО СОДЕРЖАНИЯ МЕХПРИМЕСЕЙ В ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ НА ПРИМЕРЕ БЕРЕЗОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НГДУ «ЯМАШНЕФТЬ» (THE ANALISIS OF CONTROL METODS AND LIQUIDATION OF HOLE PROBLEMS DURING THE WELL EXPLOTATION IN CONDITIONS OF HIGH IMPURITY CONTENT ON THE BASE BEREZOVSKOYE OIL-FIELD OGPD «YAMASHNEFT») Батырова Т.Ф. (научный руководитель - старший преподаватель Емельянычева С.Е.) Альметьевский государственный нефтяной институт Процесс выноса механических примесей в условиях Березовского месторождения вызван, наличием слабосцементированных пород, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка и глинистых пород на забой скважины. Для этого применяют различные технологические мероприятия такие как: 1.Термохимические (ТХО, закрепление песка по технологии «Кристалл»). 2.Механические (РК - резиновая окрошка, промывка забоя силами ПРС, углубление забоя, фрезерование силами КРС, установка противопесочных фильтров и якорей). В результате анализа технологической эффективности методов предупреждения и ликвидации осложнений, при эксплуатации скважин в условиях повышенного содержания мехпримесей, наиболее эффективными оказались технология «Кристалл» и термохимическая обработка. Продолжительность эффекта данных от методов почти одинакова. Однако стоимость проведения технологии «Кристалл» без ПРС значительно ниже стоимости ТХО. Проведение технологии «Кристалл» с гидрофобизатором «ТАТНО2002» с целью крепления песка 1 раз в год на скважинах, работа которых осложнена интенсивным выносом песка, позволит увеличить МРП работающих скважин и уменьшить затраты на подземный ремонт, т. к. на таких скважинах ремонт проводится не реже двух раз в год. Эффект от закачки реагента выражается главным образом в том, что он снижает разрушение коллектора, что означает прекращение выноса песка на забой скважины. Предложенный в работе метод по закреплению песка «Кристалл» с применением гидрофобизатора «ТАТНО-2002» может оказаться наиболее эффективным в условиях оптимизации затрат на проведение мероприятия и продолжительности получаемого эффекта. 98 ТРУБНЫЕ ПЛАСТО ИСПЫТАТЕЛИ (PRIMARY OPENING PRODUCTIVE HORIZON) Бекназаров С.Р. (научный руководитель - профессор Зозуля В.П.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Важнейшие задачи при бурении разведочных скважин — выявление всех пластов, в которых содержатся нефть и газ, и установление промышленной ценности каждого из них. В значительной степени эти задачи решают с использованием методов промысловой геофизики и с помощью отбора керна. В карбонатных породах эти методы часто не приносят успеха. Окончательное заключение о наличии нефти и газа в том или ином пласте, сложенном даже терригенными породами, и тем более о его промышленной значимости можно сделать только в результате прямого опробования, т. е. получения притока жидкости (газа) из пласта. В задачи опробования продуктивных горизонтов входит: а) получение притока пластовой жидкости (газа) из опробуемого объекта; б) отбор пробы пластовой жидкости (газа) для последующего лабораторного анализа состава ее и свойств; в) оценка продуктивности объекта; г) оценка коллекторских свойств пласта; д) определения степени загрязненности приствольной зоны пласта. Для этого используется трубные испытатели пластов Наибольшее распространение на предприятиях получили комплект испытательных инструментов (КИИ) и многоцикловые испытатели пластов (МИГ). 99 АНАЛИЗ КОЭФФИЦИЕНТА ТЕРМИЧЕСКОГО РАСШИРЕНИЯ НЕФТИ И ЕГО ВЛИЯНИЕ НА ПОДЪЕМ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ НА ПОВЕРХНОСТЬ (ANALISYS OF THERMAL-EXPANTION COEFFICIENT OF OIL AND ITS IMPACT ON LIFTING OF FLOWSTREAM ON THE SURFACE) Биктимирова Д.Р. (научный руководитель - профессор Мохов М.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе предлагается альтернатива механизированным способам добычи нефти. Рассматривается то, каким образом можно продлить период фонтанирования скважины при применении тепловых методов воздействия на ПЗС, учитывая коэффициент термического расширения нефти. Актуальность работы заключается в предложении нового подхода к способу подъема скважинной продукции на поверхность, который является более экономичным в сравнении с механизированными способами добычи. Для того чтобы проанализировать коэффициент термического расширения нефти использовались коэффициенты термического расширения нефти различных месторождений Советского Союза Западной и Восточной Сибири и соответствующие этим значения термобарические условия и физико-химические свойства нефтей. По этим данным были построены графики t = f(Pпл), t = f(Тпл), t = f(ρн), t = f(Г), t = f(ρд.н.), t = f(ρг) и сделаны соответствующие выводы. Был выполнен расчет, который показал, как изменится объем нефти, находящейся в скважине, при применении тепловых методов воздействия на ПЗС, под действием которых нефть сможет достигнуть устья скважины. Изменение объема учитывалось коэффициентом термического расширения нефти. В результате выполненных расчетов и построения соответствующих графиков были сделаны следующие выводы. Коэффициент термического расширения нефти увеличивается с ростом газосодержания нефти и плотности газа и уменьшается с увеличением плотности нефти как пластовой, так и дегазированной. Он не находится в какой–либо определенной зависимости от пластового давления и пластовой температуры. Рассчитав температурный режим скважины, было показано, что, учитывая коэффициент термического расширения нефти, можно с помощью различных тепловых методов воздействия на ПЗС, заставить скважину фонтанировать. При этом нефть сможет достигнуть устья скважины, не прибегая к механизированным способам добычи нефти. 100 К ВОПРОСУ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СИСТЕМ АВТОМАТИКИ В БУРЕНИИ (CONSIDERATION OF AUTOMATION SYSTEMS APPLYING IN DRILLING) Биктяков А.Ю. (научный руководитель - профессор Балицкий В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Автоматизация процессов бурения сегодня является одним из основных направлений развития буровой техники и технологии. Первые шаги по автоматизации процессов бурения были сделаны в нашей стране примерно 50 лет назад. Одной из первых разработок в этой области был регулятор подачи долота электрический (РПДЭ), который обеспечивал поддержание заданной нагрузки на долото. Современные буровые установки все больше и больше оснащаются системами автоматизации. Меняется содержание труда буровиков: на смену бурильщику, стоящему у тормоза буровой лебедки, пришел оператор процесса бурения, сидящий в удобном кресле и управляющий всеми операциями с помощью джойстика и миниатюрного пульта управления. Во многих случаях оператору помогает система автоматики. Например, система Drilltronic, разработанная норвежскими учеными, выполняет ряд важных функций: оптимизация нагрузки на долото, проведение фрикшен-теста, исключение крутильных автоколебаний бурильной колонны типа stick-slip, ограничение скорости спуско-подъемных операций, запуск буровых насосов и др. Во многих случаях система автоматики позволяют не просто заменить человека или ускорить выполнение операций, но и более успешно управлять процессами, где человек может допустить серьезную ошибку. Таким примером является система управления процессом дросселирования при бурении на депрессии. На протяжении многих лет успешно применяются АСУ ТП бурения.Одна из таких систем разработана белорусской фирмой Модем и успешно внедрена в компаниях Татнефть и Белоруснефть. Она предусматривает стадии проектирования, планирования, учета и контроля строительства скважин. Она основана на системном подходе к сбору, обработке, анализу первичной информации, генерировании отчетов разного уровня, организации логистики, синхронизации различных этапов работы.. Вместе с тем, авария в мексиканском заливе показывает, что сегодня системы автоматики не могут полностью гарантировать от серьезных аварий. Только сочетание высококвалифицированного персонала и современных систем автоматизации процессов бурения могут обеспечить повышение безопасности, надежности и эффективности процесса строительства скважин. 101 ОБОБЩЕНИЕ, ИССЛЕДОВАНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫМИ ПРОЦЕССАМИ В СИСТЕМЕ «СКВАЖИНА – ПРОНИЦАЕМЫЕ ПЛАСТЫ» Болтаев Б.Б. (научный руководитель - д.т.н., профессор Зозуля Виктор Павлович) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Процесс вскрытия продуктивных пластов бурения является одной из основных технологических операций, от которых зависят качество испытания и продуктивность горизонтов. Получение потенциально возможных притоков нефти и газа, достоверной информации о характере насыщенности и коллекторских свойствах пластов на стадии поискогоразведочного и эксплуатационного бурения во многом определяется соответствием типов и свойств буровых растворов условиям первичного вскрытия пластов, надежностью их разобщения. Несмотря на достаточно высокой уровень современной технологии закачивания нефтяных скважин вопрос снижения их продуктивности в результате отрицательного воздействия буровых растворов является актуальным. В особенности это касается месторождений с низкими пластовыми давлениями и низкими коллекторскими свойствами, к которым можно отнести ряд месторождений Узбекистана. Качественное вскрытие нефтяных пластов сопряжено с рядом проблем, обусловленных различиями условий залегания продуктивных горизонтов и ограниченностью технологических решений эффективного заканчивания скважин в данных условиях. Одним из перспективных направлений снижения отрицательного влияния бурового раствора на проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) считается применение полимерных буровых растворов с высокой кольмотирующей способностью. Высокая эффективность таких систем определяется возможностью формировать в процессе филтрации неглубокую зону кольматации и тонкую прочную филтроационную корку которые должны быть слабопроницаемые для фильтрата. Формируемый в приствольной зоне защитной слой способствует предотвращению глубокого проникновения в пласты фильтратов буровых и тампонажных растворов и тем самым повышению качество их разобшения. 102 ОЦЕНКА СВОЙСТВ СИСТЕМЫ ПЛАСТ-СКВАЖИНА В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН (THE EVALUATION OF THE PROPERTIES OF RESERVOIR-WELL DURING DRILLING AND WELL OPERATIONS) Бондаренко М.А. (научный руководитель - профессор Толпаев В.А.) Северо-Кавказский Федеральный университет Динамичное развитие нефтяной и газовой промышленности в России и во всем мире ставит новые научные задачи. Наряду с задачами разведки новых месторождений и созданием методов повышения их отдачи, все большую актуальность приобретают методы моделирования поведения бурения и эффективной эксплуатации скважин на всех этапах разработки месторождения. Особую роль в решении этих задач играют методики определения целесообразности, эффективности и своевременности изменения технологического режима работы скважины. Решение поставленных задач носит комплексный характер, оно определяется геологическим строением пласта, его фильтрационноемкостными характеристиками, запасами, эксплуатационными параметрами, параметрами подземного и надземного оборудования. Основной целью работы является моделирование системы пластскважина по результатам всех доступных наблюдений за изменениями в залежи и определении оптимальных технологических режимов эксплуатации скважины. Задачами работы является: выбор основных параметров имеющих наибольшее влияние на выбор режима; разработка алгоритма; построение экспертной системы интеллектуальной поддержки проведения выбора оптимального режима эксплуатации скважины. Поставленная задача предполагает математическое моделирование системы скважина-пласт основанное на описании средствами обобщений полиномов Бернштейна (ОПБ), построение алгоритма оптимального выбора режима эксплуатации. Применение в решении задачи математических моделей, основанных на ОПБ, позволяет эффективно преодолеть целый ряд трудностей: 1. объединение большого количества разнородных массивов данных в единую модель (Big Data); 2. невысокая точность измерения некоторых параметров процессов в системе пласт-скважина (неустойчивость в малом). 3. сопряжение модели с другими системами (проблема совместимости программных продуктов) Результатом решения задачи является программная система оценки свойств системы пласт-скважина, влияющих на выбор технологического варианта бурения и режимов эксплуатации скважин. 103 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОНИКНОВЕНИЯ ФИЛЬТРАТОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫЕ ГАЗОНАСЫЩЕННЫЕ ОБРАЗЦЫ ГРАНУЛЯРНОГО КОЛЛЕКТОРА (EXPERIMENTAL RESEARCH OF MUD FILTRATE INVASION IN SANDSTONE CORE SAMPLES) Бороздин С.О. (научный руководитель - профессор Подгорнов В.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Проводились исследования проникновения фильтратов буровых растворов в низкопроницаемые газонасыщенные образцы. В качестве дисперсионной среды, внедряющейся в низкопроницаемый коллектор использовалась модель фильтрата обычного глинистого раствора и модель того же фильтрата, обработанного ПАВом, с условным названием RA, для снижения величины поверхностного натяжения. Исследование влияния реагента RA на водонасыщенность и проницаемость ПЗП осуществлялось сравнением коэффициента восстановления проницаемости породы до и после воздействия фильтратов скважинных жидкостей. Исследования выполнялись последовательно: подготовка экспериментальной базы и оценка достоверности параметров, используемых для регистрации эффекта. подготовка кернового материала и группировка по однотипности. насыщение кернов водой и продувка газом для определения проницаемости по газу и объёма пор, заполненных водой. пропитка кернов моделью фильтратов с добавкой и продувка газом для определения проницаемости по газу и объёма пор, заполненных фильтратом. обработка результатов. Вытеснение производилось азотом или воздухом из кернов продуктивных коллекторов фильтратами промывочных растворов, содержащих добавку реагента RA, при постоянных температуре, давлении и режимах фильтрации. Исследования показали, что водонасыщенность призабойной зоны низкопроницаемого продуктивного пласта при контакте с буровым раствором с оптимальной концентрацией реагента RA в фильтрате снижается, что повышает эффективность освоения скважин и ускоряет выход их на оптимальный режим притока из пласта и повышает производительность скважин за счет улучшения фильтрационных характеристик ПЗП. 104 ПЕРСПЕКТИВЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ МАТРИЧНОЙ НЕФТИ ИЗ ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ (PROSPECTS OF EXTRACTION MATRIX OIL FROM STEAM COLLECTORS IN ORENBURG OIL-GAS CONDENSATE FIELD) Буурулдай Ш.Э. (научный руководитель - доцент Малюков В.П.) РУДН В конце 1980-х годов в процессе изучения химического состава остатков из сепарационного оборудования и образцов керна Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения . В процессе исследования были выделены высокомолекулярные компоненты, которые состоят из озокерито- и церезиноподобных образований, твердых парафинов и углеводородов нефтяного ряда. Детальное изучение ВМК привело к открытию нового вида углеводородного сырья, названного «матричной нефтью». Матричная нефть является собственным, сингенетическим углеводородным сырьем, произведенным карбонатной нефтегазоматеринской системой газоконденсатных месторождений, и представляет собой новую разновидность углеводородного сырья. По объему и местонахождению при открытии Оренбургского газоконденсатного месторождения она была определена как остаточная нефть со средней концентрацией в поровых коллекторах 10-15%. Высокомолекулярные компоненты матричной нефти содержат большие концентрации микроэлементов, редких и редкоземельных металлов, содержат практически всю таблицу Менделеева, причем концентрация в них галлия, целого ряда благородных, редких и редкоземельных металлов характеризуется аномально высокими значениями. Аномальные молекулярные массы высокомолекулярных компонентов по сравнению с аналогичными компонентами в обычных нефтях и высокое содержание металлов матричной нефти приводят к технологическим осложнениям при переработке такого вида сырья. В настоящее время ведутся поиск и разработка рентабельных технологий глубокой комплексной переработки высокомолекулярных компонентов специалистами и учеными РАН. Рассматриваются циклическая прокачка через нагнетательную скважину ароматических (или смеси нормальных углеводородных и ароматических) растворителей и сухого газа для отбора нефти, в том числе через вертикальные скважины, с последующей прокачкой сухого или сухого нагретого газа. Также рассматриваются технологии плазменноимпульсного воздействия для создания плотной сетки разнонаправленных трещин в низкопроницаемых коллекторах и другие волновые технологии интенсификации добычи нефти. Исследование матричной нефти – это расширение возможностей обеспечения стабильной работы Оренбургского ГХК, повышение компонентоотдачи на ОНГКМ, увеличение минерально-сырьевой базы газоконденсатных месторождений. 105 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ БС И БГС НА ОБЪЕКТАХ НГДУ «ЛЕНИНОГОРСКНЕФТЬ» (ANALYSIS OF SIDETRACKS USE EFFICIENCY AT THE SITES OF OIL-AND-GAS PRODUCTION DEPARTMENT «LENINIGORSKNEFT») Вафин Р.Р. (научный руководитель - к.т.н., доцент Леванова Е.В.) Альметьевский государственный нефтяной институт В последние годы в связи с прогрессом в бурении скважин стали широко применяться методы повышения эффективности работы старого их фонда. К одному из этих методов относится бурение боковых (БС) и боковых горизонтальных стволов (БГС). Данный метод позволяет существенно (в 2-10 раз) повысить дебиты скважин при сравнительно меньших затратах, чем на бурение новых скважин. Кроме того бурение БС и БГС сокращает техногенное воздействие буровых работ на окружающую среду. Использование нерентабельных, простаивающих и аварийных скважин бурением боковых и боковых горизонтальных стволов позволяет восстановить бездействующие, нерентабельные, аварийные скважины; вскрыть и подключить к разработке оставшиеся целики, тупиковые зоны, пропущенные нефтяные пласты; повысить нефтеотдачу пластов за счет увеличения площади дренирования; сократить затраты времени и материальных средств на проведение работ по обустройству и подключению скважин к системе сбора и ППД. Особо следует остановиться на результатах бурения боковых горизонтальных стволов в старых скважинах. На залежи №1 НГДУ «Лениногорскнефть» в скважинах 15032 и 17934 была успешно осуществлена вырезка «окна» и проводка по песчанику С1bb. Первоначальный дебит скважин составлял 2,3 т/сут и 8 т/сут жидкости, соответственно, и при обводненности 25% и 98%. После освоения горизонтальных участков дебиты составили: 15032 - 10 т/сут при обводненности 3%, 17934 – 22 т/сут при обводненности 7%. Также следует отметить, что в результате проведения данного вида ГТМ средний прирост дебита по скважинам составил 68% (15,3 т/сут против 9,07 т/сут). Для расчета технологической эффективности данной технологии по объектам исследования были выбраны участки в соответствии с руководящим документом. Расчет дополнительной добычи нефти проводился по методам прямого счета и по характеристикам вытеснения. По результатам проведенного в работе расчета можно сделать вывод, что применение БС и БГС является эффективным геолого-техническим мероприятием, позволяющий повысить величину нефтеизвлечения. 106 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ УСТАНОВОК С БИНАРНЫМ ЦИКЛОМ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ УЭЦН (USING BINARY CYCLE INSTALLATIONS FOR REDUCE POWER CONSUMPTION OF ESP) Везеничев Р.А. (научный руководитель - профессор Дроздов А.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В данной работе представлена установка с бинарным циклом для выработки электроэнергии от тепла скважинной продукции, установка монтируется непосредственно на устье. Принципиальная схема представлена на рисунке Важной особенностью данной установки является эргономичность и эффективные показатели. Установка работает на цикле Ренкина с органическим носителем, в данном случае это фреон. Фреон является низкокипящей жидкостью, поэтому можно использовать низкопотенциальное тепло от скважинной продукции. Технологическая реализация альтернативных низкопотенциальных источников тепловой энергии для выработки электроэнергии в бинарных электроустановках является одним из возможных путей сокращения расхода на добычу первичных высокопотенциальных энергоресурсов. 107 ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ШАХПАХТЫ (РЕСПУБЛИКА УЗБЕКИСТАН) И МЕРЫ ПО ПОВЫШЕНИЯ ЕЁ ЭФФЕКТИВНОСТИ Гаврилов П.В. (научный руководитель - профессор Мельников В.Б.) РГУ нефти и газа имени И.М Губкина Газовое месторождение Шахпахты(Республика Узбекистан)введено в промышленную эксплуатацию в апреле 1961 года. Запасы утверждённые в ГКЗ, составляют 46,489 млрд.м3 газа, ежегодный отбор 2,5 млрд.м3 газа. Цель настоящей работы - определить мероприятия, которые повысят эффективность эксплуатации месторождения. В последние годы эксплуатации месторождения имеет место ухудшение продуктивных характеристик, обусловленное повышением обводненности скважин. С падением пластового давления в процессе разработки ниже гидростатического обострились проблемы эксплуатации газодобывающих скважин, связанные с их обводнением, а также в ряде случаев этому способствовало неправильное глушению скважин, которое приводило к поступление вод. Мы полагаем, что без решения основного вопроса, связанного с надежным и эффективным способом глушения скважин с применением новых инновационных технологий, которые предложены нами в этой работе, КРС на месторождении Шахпахты в большинстве случаев будет малоэффективным. Для целей водоизоляции продуктивных отложений целесообразно базироваться на использовании высокоминерализованных вод, которые в контакте с полиакрилатами способны давать гель, а также можно использовать и осадкообразующие композиции – на основе минерализованной пластовой воды и газообразного аммиака, который взаимодействуя с ней, дает нерастворимые в воде осадки в виде гидроокисей кальция и магния, кольматирующие водонасыщенную зону. Указанному способствует и то, что продуктивные песчаники, слагающие месторождение Шахпахты, имеют невысокие коллекторские свойства и, следовательно, капиллярные силы в них будут более развиты. Для глушения скважин предлагается применять предельно облегченные жидкости с некольматирующей твердой фазой или без нее. В качестве последних могут использоваться структурированные слабофильтрующиеся водные растворы неионогенных полимеров с ПАВ того же типа, способные к необратимой деструкции при воздействии на них специальных окисляющих агентов или высококонцентрированных нефтеэмульсионных растворов – на основе газоконденсата или легких углеводородных растворителей. 108 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДОБЫЧИ НЕФТИ (IMPROVEMTNT OF TECHNICAL MEANS OF OIL PRODUCTION) Галимов А.М., Салихов Т.Ф. (научные руководители - д.т.н., профессор Гафаров Ш.А., д.т.н., профессор Ишмурзин А.А., Мустафин В.Ю.) ОАО АНК «Башнефть», Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет Более 80% фонда мировых скважин эксплуатируется штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ). Совершенствование известных ШСНУ, особенно разработка новых конструкций ее наземной и подземной частей, позволит уменьшить затраты на эксплуатацию месторождений, повысить уровень рентабельности добычи нефти, следовательно, увеличить срок разработки объекта. Целью работы является повышение коэффициента полезного действия наземного привода путем уменьшения количества элементов конструкции – источников потерь энергии, и повышение производительности штангового насоса за счет увеличения эффективного хода плунжера. Анализ предыдущих разработок и проведенные исследования позволили разработать привод ШСНУ напрямую связывающий электродвигатель с устьевым штоком колонны штанг с помощью планетарного редуктора. Данная конструкция позволила сократить потери энергии и расширила диапазон регулирования числа и длины хода плунжера ШГН. Совершенствование подземной части установки заключается в разработке конструкции ШГН, позволяющей снизить динамическую нагрузку на штанговую колонну и колонну подъемных труб путем минимизации влияния гидростатического давления столба жидкости и устьевого давления. Уменьшение влияния вызывающего сжимающие и изгибающие усилия при ходе плунжера вниз и следовательно, сокращение деформации и периода деформации колонны труб и штанг. Это привело к уменьшению объема вредного пространства под плунжером, более раннему открытию всасывающего клапана, увеличению эффективного хода плунжера и, как следствие, коэффициента подачи. Заявленный положительный эффект подтвержден данными динамометрирования до и после модернизации насоса и сравнением полученных динамограмм по двум экспериментальным скважинам. В результате проведенных промысловых испытаний наземной и подземной частей ШСНУ получены следующие результаты: - удельное электропотребление снизилось на 36%; - металлоемкость уменьшилась на 63%; - эффективный ход плунжера увеличился в среднем на 9,7%. 109 АНАЛИЗ ПРИЧИН ОБРЫВОВ ШТАНГОВЫХ КОЛОНН ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ШСНУ, НА ПРИМЕРЕ ЗАПАДНО-ЛЕНИНОГОРСКОЙ ПЛОЩАДИ НГДУ «ЛЕНИНОГОРСКНЕФТЬ» (THE ANALYSIS OF THE REASONS OF PARTED RODS DURING THE EXPLOTATION OF OIL WELLS PUMPING UNITS ON THE BASE OF ZAPADNO-LENINOGORSK AREA OGPD «LENINOGORSKNEFT») Галимов Р.И. (научный руководитель - старший преподаватель Емельянычева С.Е.) Альметьевский государственный нефтяной институт На Западно-Лениногорской площади самой распространенной причиной выхода из строя скважин является обрыв штанг по телу – 19 скважин (25,3% от действующего фонда). Для оценки влияния различных факторов на интенсивность обрывов штанг был выполнен статистический анализ осложненного фонда скважин Западно-Лениногорской площади, который позволил оценить степень влияния отдельных факторов. Данный анализ показал, что скважины, в целом, малодебитные, средней обводненности. Основной интервал глубин подвески насосов колеблется от 1180 до 1300 м. Большинство скважин эксплуатируется с числом качаний от 3,6 до 4,1 мин -1 и длиной хода точки подвеса штанг от 2,4 до 2,7 м, что определяет режим откачки ШСНУ. Преимущественно используется насос типа 25-175-THM. Большинство скважин (78,9%) осложненного фонда имеют двухступенчатую колонну штанг, которая компонуется, преимущественно, из штанг диаметром 22 и 19 мм. Повышение максимальных нагрузок в точке подвеса штанг является одной из наиболее распространённых причин обрывов штанговых колонн. Для анализа величины максимальной нагрузки был произведён расчёт с использованием методик И.М. Муравьева, И.А. Чарного и Д.С. Слоннеджера по всем скажинам, вышедшим в ремонт по причине обрыва. В результате расчетов было выявлено, что увеличение числа качаний плунжера и длины хода полированного штока приводит к увеличению максимальных нагрузок. Предлагаются следующие рекомендации и мероприятия по совершенствованию эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ: -выбор оптимального режима откачки и глубины спуска насосов; -штанговая колонна должна компоноваться из штанг одинаковой марки материала, группы прочности стали и вида термической обработки; - для обеспечения качественного учета на каждый комплект штанг оформить паспорт. 110 СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССА ВЗАИМНОГО ОРИЕНТИРОВАНИЯ СТВОЛОВ ПРИ КУСТОВОМ БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (CONTROL SYSTEM OF RELATIVE ORIENTATION WHILE DRILLING GROUP OF WELLS) Гаппаров Ф. Н. Каюмов И.Р. (научный руководитель - Зозуля Н. Е.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Система контроля бурения наклонно-направленных скважин преимущественно кустовым способом на суше и на море связана с использованием телеметрической системы, и предназначена для регулирования процесса взаимного ориентирования скважин с целью предотвращения пересечения их стволов. Техническим результатом является повышение надежности ориентирования стволов относительно друг друга и обеспечение проведения сближения или удаления бурящейся скважины относительно неограниченного количества колонн ранее пробуренных скважин с идентификацией номера этой скважины. Поставленная задача решается тем, что глубинная часть СКВОС включает генератор электромагнитных колебаний, выполненный в виде установленного над долотом диполя, обеспечивающего электромагнитную связь между колонной бурящейся скважины и, по меньшей мере, одной эксплуатационной колонной ранее пробуренной скважины. Наземная часть содержит ПКС участка цепи, образованной бурильной колонной и горной породой околодипольной области, в напряжение и п ПКС цепи, образованной ЭК и участком горной породы, заключенной между долотом бурящейся скважины и ЭК ранее пробуренной скважины в напряжение, где п - число ранее пробуренных скважины. Решение поставленной задачи в предлагаемом устройстве достигается благодаря использованию в качестве контролируемого параметра комплексного электрического сопротивления породы в зоне потенциального контакта долота и колонны ранее пробуренной скважины и использованию электромагнитного канала связи, что приводит к упрощению монтажа и обслуживания и не требует установки датчиков вибрации на скважинах. 111 ИССЛЕДОВАНИЕ СТРУКТУР ВОДОГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ В НИСХОДЯЩЕМ ПОТОКЕ ДЛЯ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНЫХ УСЛОВИЙ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ (RESEARCH OF STRUCTURES OF WATER GAS MIXES IN THE DOWNSTREAM FOR THE CHOICE OF OPTIMUM CONDITIONS OF APPLICATION OF TECHNOLOGY OF WATER-ALTERNATED-GAS INJECTION (WAG)) Гарипов В.Н., Ибрагимов Р.Р. (научный руководитель - доцент Вербицкий В.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время одним из перспективных направлений в области увеличения нефтеотдачи пластов является технология водогазового воздействия на пласт (далее по тексту – «технология ВГВ»). Технология ВГВ может быть реализована различными способами, но основными из них являются: 1) попеременная закачка фаз; 2) циклическая система подачи четок «вода-газ-вода» и 3) закачка в пласт диспергированной водогазовой смеси. Анализ литературных источников по определению фильтрационных характеристик в ПЗС при вытеснении нефти представленными способами ВГВ показывает, что в большинстве случаев, закачка в пласт диспергированной водогазовой смеси позволяет получить наиболее высокие значения коэффициентов вытеснения по сравнению с другими способами. Научная работа нацелена на изучение структуры водогазовых смесей в нисходящем потоке нагнетательной скважины, при различных начальных условиях: свойства пластовой воды, содержание воздуха в смеси, начальная дисперсность водогазовой смеси, поверхностное натяжение, давление и температура. Анализ литературных источников в отечественной и зарубежной печати позволяет сделать вывод о том, что наиболее предпочтительным является условие распределения по всему стволу насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины эмульсионной структуры. Поэтому в процессе экспериментов были решены три задачи: 1) создание технических условий для максимального дробления воздуха в воде; 2) изучение структуры водогазовой смеси при нагнетании в вертикальную трубу, с определением параметров: дисперсности, истинного содержания воздуха в воде, относительной скорости и плотности водогазовой смеси на различных пикетах; 3) исследование характеристик водогазовой смеси при нисходящем потоке, в случае добавления стабилизаторов различного типа и концентраций. Результаты стендовых испытаний позволяют ответить на многие вопросы, связанные с проектированием технологии ВГВ. 112 ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УЭЦН В УСЛОВИЯХ ОТКАЧКИ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ (IMPROVING ENERGY EFFICIENCY IN THE WORK OF ESP PUMPING LIQUID MIXTURE) Гатиятуллина А.Ф., Салимов Д.М. (научный руководитель - доцент Деньгаев А.В.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина В настоящее время более 80% нефти добывается в РФ установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Значительная доля УЭЦН работает в условиях, когда перекачиваемая жидкость содержит свободный газ. При больших содержаниях свободного газа устойчивость работы центробежных насосов снижается. Для повышения эффективности УЭЦН обычно используют газосепараторы. Полезной энергией системы «насос-подъемник» является подъем жидкости в колонне НКТ от динамического уровня до устья и обеспечение необходимого давления на буфере. Для подъема жидкости затрачиваются два вида энергии – энергия, получаемая от электроприводного насоса, а также энергия расширяющегося газа (газлифтного эффекта). Использование газосепаратора с одной стороны защищает насос от вредного влияния свободного газа, но с другой, практически не используется полезная работа газа при подъеме пластовой жидкости в НКТ, так как большая часть газа направляется в затрубное пространство. Так как в наши дни вопросу энергоэффективности добычи скважинной продукции уделяется повышенное внимание, то проблема использования газлифтного эффекта является очень актуальной. Данная работа посвящена рассмотрению результатов промысловых исследований скважин, эксплуатируемых УЭЦН с газосепараторами и без них, анализу потребляемых мощностей этих установок, сравнению рассчитанных теоретически характеристик насоса и полученных на месторождении. Использование газосепараторов при незначительном количестве газа приводит не только к повышенным затратам электроэнергии, но и также увеличивает вероятность расчленения установки и последующей тяжелой аварии. В работе также проводится анализ проведенных ресурсных испытаний серийно выпускаемых сепараторов отечественного и импортного производства. В работе даны рекомендации по выбору типа защитных устройств по борьбе с вредным влиянием свободного газа, с целью повышение энергоэффективности процесса добычи нефти, а также увеличения наработки на отказ УЭЦН в условиях наличия абразива в перекачиваемых смесях. 113 ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ Герасимов В.В. (научный руководитель - к.ф. - м.н. доцент Кравченко М.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время уделяется особое внимание разработке месторождений тяжелых углеводородов. Это связано с сокращением запасов легкоизвлекаемой нефти. Сложность, связанная с извлечением запасов тяжелых углеводородов, привела к созданию ряда технологий, направленных на совершенствование существующих методов и создание новых. В данной работе проведен анализ основных современных технологий разработки месторождений высоковязких нефтей, среди которых особое место занимают тепловые методы, получившие достаточно широкое распространение. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений делятся на два принципиально различных типа. Первый тип основан на организации процесса внутрипластового горения, суть которого инициирование горения коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин с последующим перемещением фронта горения вглубь пласта при нагнетании воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное горение). Второй тип, наиболее широко применяемый в России и за рубежом, основан на нагнетании (с поверхности) теплоносителей в нефтяные пласты. Данные методы заключаются в подведении тепла в пласт с целью снижения вязкости тяжелой нефти при ее подогреве и интенсификации процесса фильтрации. Для оптимизации процессов воздействия на пласт необходимо применение симуляционного моделирования. Основной целью данной работы является анализ промысловых данных и на их основе разработка математических моделей, описывающих развитее тепловых процессов с учетов свойств скелета и пластовых флюидов. 114 СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ДВУХ МЕТОДОВ РАСЧЁТА УБТ (COMPARATIVE ANALYSIS OF TWO METHODS OF BHA CALCULATION) Горбадей М.П. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Балицкий В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе рассмотрены два метода расчёта секции УБТ : Метод,основанный на использовании коэффициента облегчения труб в жидкости (Buoyancy Factor Method) Метод гидростатического давления (Pressure-Area Method) Целью работы является определение наиболее технически обоснованного метода расчёта УБТ. Феномен поставленной задачи заключается в том,что при прочих равных условиях, а именно : глубина скважины, необходимая нагрузка на долото, плотность материала труб, плотность буровой промывочной жидкости различные методы дают различные длины УБТ, причём результаты сильно отличаются. Выведены формулы, составлены программы и получены графические зависимости длины УБТ от различных факторов для 2-х рассмотренных методов расчёта. Отметим,что оба эти расчёта корректны.Получено, что расчёты по первому методу позволяют получить значительно меньшие длины УБТ, чем по второму. Оба расчёта базируются на предположении,что нейтральное сечение находится в пределах колонны УБТ. Возможно именно это обстоятельство, а также большая простота расчётов привели к тому, что действующие сегодня нормативные документы основаны на первом методе расчёта. Тем не менее, к сожалению, продолжают происходить аварии с бурильной колонной, причём наиболее часто на границе УБТ и обычных бурильных труб. Возможной причиной этих аварий является потеря устоичивости бурильной колонны на границе с УБТ, что приводит к появлению знакопеременных изгибающих нагрузок и к усталостному разрушению бурильных труб при роторном способе бурения. Для предотвращения таких аварий над колонной УБТ следует применять секцию тяжёлых бурильных труб (HWP). Американский опыт бурения скважин показывает целесообразность и эффективность их использования. 115 ОПЫТ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ УПРАВЛЯЕМОЙ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ, ДРЕНИРУЕМЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНОЙ (EXPERIENCE AND PROSPECTS OF TECHNOLOGY CONTROLLED DEVELOPMENT OF RESERVES DRAINED BY A HORIZONTAL WELL) Грамм Ю.С. (научный руководитель - к.т.н., доцент Маннанов И.И.) Альметьевский государственный нефтяной институт В ближайшие годы в ОАО «Татнефть» планируется активно внедрять технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием. При этом из-за неоднородности вскрываемого пласта-коллектора эффективность бурения горизонтальных скважин (ГС) остается низкой. Свидетельством данного факта могут служить геофизические исследования скважин (ГИС) на профиль притока – в большинстве случаев, приток пластовой жидкости к горизонтальному стволу обеспечивается 30% ствола, соответственно 70% ствола в разработке продуктивного пласта не участвует, что приводит к неравномерной и неполной выработке запасов нефти. Поэтому важнейшим резервом в повышении эффективности ГС является реализация технологических решений, позволяющих разобщить на продуктивные участки горизонтальный ствол и вести регулируемый (управляемый) отбор пластовой жидкости. В статье рассматриваются результаты внедрения экспериментальной технологии управляемой выработки горизонтальных скважин. Специалистами «ТатНИПИнефть» разработан и испытан комплекс оборудования для «Технологии управляемой выработки запасов, дренируемых горизонтальной скважиной» позволяющий разделить горизонтальный ствол на управляемые с устья продуктивные участки. Экспериментальная скважина №41502г в НГДУ «Джалильнефть» пробурена на залежь №12 бобриковского горизонта в июле 2012г и обсажена эксплуатационной колонной диаметром 168мм до кровли продуктивного пластаколлектора. Горизонтальный ствол пробурен долотом диаметром 144мм. Анализ результатов освоения и исследования скважины показал, что без применения технологии управляемой выработки запасов не возможно обеспечить приток по всему горизонтальному стволу. Было установлено, что суммарная добыча нефти при работе обоих участков составляет порядка 20 т/сут, в то время как значения дебитов после раздела на отдельные участки, соответствуют значению: по дальнему участку 15,1 т/сут, по ближнему 19 т/сут. Анализ результатов дальнейшей эксплуатации скважины после внедрения технологии управляемой выработки позволил детально рассмотреть эффективность внедрения с учетом интерференции участков ствола скважины. Анализ показал, что закономерность в различиях добывных способностей и в обводненности продукции сохраняется на протяжении всего периода работы скважины, что подтверждается результатами исследования скважины. 116 ИССЛЕДОВАНИЕ КИНЕТИКИ РЕАКЦИИ РАСТВОРОВ СОЛЯНОЙ И ПЛАВИКОВОЙ КИСЛОТ РАЗЛИЧНОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ С РЕАЛЬНЫМИ КАРБОНАТНЫМИ И ТЕРРИГЕННЫМИ ПОРОДАМИ (RESERCH ON THE REACTION KINETICS OF HYDROCHLORIC AND ETCHING ACID SOLUTIONS WITH DIFFERENT CONCENTRATIONS WITH REAL CARBONATE AND TERRIGENOUS ROCKS) Гришина Н.В. (научный руководитель - доцент Муминов А.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Было выполнено лабораторное исследование по определению величины скорости и степени растворения карбонатных пород месторождения Парсанкуль и терригенных пород месторождения Умид в растворах соляной, плавиковой кислот и различных добавок (Componex-21v.3, СH3COOH, формалин) Для достижения основной цели были поставлены следующие задачи: определение оптимальной концентрации растворов HCl и HF для интенсификации притока газа в карбонатных и терригенных коллекторах; оценка эффективности рекомендуемых кислотных составов и технологии его закачки на повышении продуктивных характеристик скважин. определение скорости и величины растворения карбоната в растворах соляной кислоты и силиката в растворах плавиковой кислоты, времени нейтрализации кислотных составов. На основе полученных результатов можно сделать следующие выводы: Диапазон изменения скоростей реакции карбонатной породы с различными кислотными составами 0,004-0,54 г/мин, для терригенной породы 0,000534-0,246 г/мин. В карбонатных коллекторах месторождения Парсанкуль применение кислотного состава 15%HCl+6% Componex-21v.3 способствует увеличению эффективности СКО, что объясняется «замедляющим» действием реагента Componex-21v.3 на скорость реакции. Добавка реагента Componex-21v.3 в кислотные растворы HCl и HF различной концентрации существенно снижает скорости реакций с карбонатной и терригенной породой. Уменьшение скорости реакции за счет введения реагента Componex-21v.3 зависит от концентрации исходного кислотного раствора. Образование продуктов реакции и степень заполнения им червоточин зависит от структурно-текстурных особенностей и вещественного состава пород. Реагент 10% НСl с добавкой Componex-21v.3 позволяет прорабатывать как цементирующий материал, так и матрицу карбонатной породы; В терригенных коллекторах месторождения Умид применение добавки 6% Componex-21v.3 снижает степень растворимости породы в кислотном составе, что плохо сказывается на конечном результате. 117 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ СЕВЕРО-УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (FOREXASTING OF THE DEVELOPMENT OF THE CENOMANIAN DEPOSITS OF NORTH-URENGOY GAS FIELD) Грушин П.В. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Басниев К.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Уникальность доклада: Публикации по Северо-Уренгойскому месторождению встречаются крайне редко. Месторождение имеет сложное геологическое строение. Поэтому в докладе приведен особый подход для расчета основных показателей разработки. Месторождение рассматривается как два отдельных, но с наличием гидродинамической связи. В докладе приведены результаты расчетов основанных на составе газа, геологических свойствах пород-коллекторов и вышележащих пород. Результаты этих расчетов играют ключевое значение при дальнейшем расчете основных параметров разработки месторождения. В докладе приведены различные способы расчета показателей месторождения: при различных типах залежи, при различных условиях подтягивания подошвенной воды. Приведен анализ различных вариантов разработки, основанный на результатах расчетов. Частично рассматривается система сбора и переработки газа на примере реально существующих объектов на промысле. Расчеты ведутся с учетом временных изменений в свойствах залежи и флюида. Предложены способы разработки месторождения, основанные на применении горизонтальных скважин. Сделан анализ различных вариантов и подходов к решению задачи. Даны рекомендации по оптимальному из предложенных вариантов разработки. 118 ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ (CEMENT SLURRIES FOR WELL CASING IN COMPLICATED GEOTECHNICAL CONDITIONS) Гудошников Н.А. (научный руководитель - к.т.н., доцент Матякубов М.Ю.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Ускорение технического прогресса и экономики Узбекистана в значительной степени зависит от темпов развития нефтегазовой промышленности, являющейся одной из ключевых отраслей топливноэнергетического комплекса страны. Обеспечение роста добычи нефти и газа зависит как от сокращения сроков разведки и освоения новых месторождений, так и от более полного использования эксплуатационного фонда скважин месторождений, находящихся в разработке. Вовлечение в разработку новых месторождений, в том числе со специфическими условиями заканчивания скважин, где цементирование скважин сопровождается осложнениями, требует разработки новых тампонажных материалов и растворов с соответствующими этим условиям свойствами. В данной работе рассматриваются методы предотвращения осложнений путём совершенствования применяемых дисперсных систем тампонажных растворов посредством улучшения их антифильтрационных и структурно-реологических свойств. Целью работы является повышение качества заканчивания и ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях путем применения тампонажных материалов и технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличение производительности скважин. В результате проведенных теоретических, экспериментальных и промысловых исследований и научного обобщения полученных данных определено, что высокие защитные свойства в тампонажных растворах сохраняют водорастворимые ингибиторы пленочного типа на основе морфолина, обладающие термостойкостью, хорошей сорбционной способностью и химической совместимостью со щелочной средой поровой жидкости цементного камня. В наибольшей степени этим требованиям отвечает ингибитор ВФПМ(высококипящие фракции производства морфолина). Поэтому тампонажные растворы данной консистенции рекомендуются для проведения тампонажных работ на месторождениях Узбекистана. 119 РАСЧЕТНАЯ МОДЕЛЬ ОЦЕНКИ ОБЪЕМНО-ВЯЗКОСТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТЕ-ВОДО-ГАЗОВОЙ СМЕСИ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ (THE COMPUTATIONAL MODEL ESTIMATES THE VOLUMEVISCOSITY CHARACTERISTICS OF THE OIL-WATER-GAS MIXTURE DURING THE LIFE OF THE WELL) Гумеров К.О. (научный руководитель - профессор Рогачев М.К.) Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» Исследование характера процессов, происходящих в призабойной зоне и стволе скважины, путем создания обобщенной математической модели с анализом влияния различных параметров на устойчивость эмульсий и оценкой вязкостных характеристик потока при подъеме водонефте-газовой смеси, является актуальной, на сегодняшний день, задачей перед нефтяной промышленностью. Для предупреждения образования эмульсий, а так же оптимизации режимов работы скважин автором разработана математическая модель для оперативного изучения структуры многофазного потока в призабойной зоне и стволе скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, разработан метод расчета динамической вязкости водонефтяных эмульсий в зависимости от температуры, давления и обводненности с учетом эффекта инверсии фаз. Физико-химические свойства фаз (плотность и вязкость) меняются вследствие изменения термобарических условий и изменения состава самой фазы. Для того, чтобы приблизить модель к реальному состоянию пластовой смеси требуется определить область в которой расположены значения свойств фаз при данной температуре и давлении для конкретной системы. В качестве условий характеризующих систему в любой точке, рассмотрен процесс однократного разгазирования. Пересчет динамической вязкости на пластовые условия (для заданных температуры и давления) осуществляется посредством поправок на давление и температуру, полученным в ходе анализа экспериментальных исследований. Результаты расчета по полученной модели позволят осуществить оптимальный выбор оборудования и режимов его работы. 120 ХРАНЕНИЕ ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА: ПОТЕНЦИАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАНИЕ ГИДРАТОВ ПРИ ЗАКАЧКЕ ГАЗА В ПЛАСТ ШЕЛЬФА (THE CAPTURE AND STORAGE OF CARBON DIOXIDE WITH A CHECK ON POTENTIAL SUGERATIVNE FOR TRANSPORTATION BY PIPES OF VARIOUS DIAMETER) Гурин А.А. (научный руководитель - к.т.н., доцент Хайдина М.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Изменение климата является долгосрочным риском, связанным с накоплением углекислого газа (СО2) и другими парниковыми газами в атмосфере. Разработка и использование технологий улавливания и последующего хранения CO2 в подземных пластах дают возможность снижения выбросов газа. Целью данной работы является изучение условий хранения углекислого газа в пластах отработанных шельфовых месторождений; выявление и разработка методов предупреждения гидратообразования при транспортировке и закачке углекислого газа. Работа служит развитию идеи стабилизации климата, которая требует сокращения глобальных эмиссий CO2. Рассматриваемый метод: улавливание и геологическое хранение углекислого газа. Технологии улавливания и хранения CO2, уже апробированы в Норвегии и Австралии. Технология улавливания СО2 представляет собой создание концентрированного потока СО2 под высоким давлением, который можно легко транспортировать по трубопроводам к месту хранения. Трубопроводы являются предпочтительным средством для транспортировки значительных объемов СО2 на большие расстояния с экономической точки зрения. Для хранения углекислого газа безопасными резервуарами считаются нефтяные и газовые истощенные месторождения, поскольку они удерживали нефть, газ и зачастую двуокись углерода, как естественную примесь, миллионы лет. С экономической точки зрения закачивание СО2 в природные ловушки может оказаться экономически нерентабельным, но в то же время известны технологии повышения углеводородоотдачи пластов при закачке СО2 в них. 121 РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИЙ БОРЬБЫ С ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯМИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ (DEVELOPMENT OF THE METHODS AND TECHNOLOGY OF THE FIGHT WITH SAND SHOWINGS ON THE FIELDS OF KRASNODAR REGION) Гюлумян Е.К., Бондаренко В.А. (научный руководитель - доцент Савенок О.В.) Кубанский государственный технологический университет Анализ опыта борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин в Татарии, Башкирии, Западной Сибири, акваториях Северного моря и других регионах мира показывает, что все эти методы борьбы можно классифицировать на механические, химические, физико-химические и комбинированные. Большое количество применяемых методов подтверждает, что разработать унифицированные методы для всех месторождений невозможно. Различие геолого-физических свойств продуктивных пластов многих месторождений, режимы эксплуатации скважин, эксплуатационное оборудование и другие факторы требуют постановки специальных исследований для выбора наиболее эффективных методов борьбы с пескопроявлениями. Постановка и решение задач снижения пескопроявлений для месторождений Краснодарского края представляет большой интерес как с научной, так и с практической точки зрения в связи с завершающим этапом их разработки. Актуальность данной работы в значительной степени связана с недостаточной проработанностью вопросов деформационно-пространственной нестабильности и разрушения песчанистых пород, а также с отсутствием аналитических подходов к прогнозу пескопроявления. На основании анализа литературных данных можно заключить, что вопросы исследования причин разрушения коллектора и выноса песка изучены фрагментарно и не последовательно. Общая задача исследования причин разрушения коллектора и выноса песка не сформулирована как самостоятельная и принципиальная научно-техническая проблема. Показано, что пескопроявление – многофакторная и многоэлементная сложноустроенная техническая система, для описания которой должны быть созданы общие модели песчаников как пород-коллекторов и изучена их структура, состав и базовые характеристики. Отсюда можно сделать принципиальный вывод о том, что причины пескопроявления проработаны пока ещё в ограниченном порядке, и остаются нерешёнными вопросы исследования механизмов разрушения пород-коллекторов. В связи с этим представляется актуальной задача разработки моделей пород-коллекторов в той степени, которая позволит предсказывать разрушение пород-коллекторов. 122 ОБОСНОВАНИЕ ИННОВАЦИОННЫХ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ ГАЗОГИДРАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ОБРАЗОВАВШИМИСЯ ГИДРАТАМИ В СКВАЖИНАХ (RATIONALE OF THE INNOVATIVE METHODS OF DEVELOPMENT AND METHODS OF COMBATING WITH THE FORMATION OF GAS HYDRATES IN WELLS) Дивнич А.В. (научные руководители - профессор Золотухин А.Б.; профессор Богданов А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Газовые гидраты до сих пор все еще относятся к потенциальному источнику энергии. Значение газогидратов заключается в том, что по многим оценкам их мировые запасы многократно превосходят запасы прочих углеводородов. Так, извлекаемые запасы природного газа в газообразном состоянии оцениваются примерно в 300 трлн. м 3. Запасы же газовых гидратов по различным оценкам могут составлять от 20 до 50 тыс. трлн м3. На сегодняшний день добыча газа из газогидратных залежей, а также борьба с их образованием в колоннах НКТ, трубопроводах и устьевом оборудовании не имеет стандартных универсальных промышленных технологий. В данной работе обосновывается необходимость разработки месторождений газовых гидратов и борьбы с их отложениями в скважинах различными инновационными методами. Производится анализ и отбор наиболее подходящих, эффективных и экономически рентабельных методов на основе имеющихся. Предлагаемые нами технологии являются энергетически эффективными и достаточно универсальными, которые вполне реализуемы не только на суше, но и на шельфе. 123 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ УЧАСТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ (IMPROVING THE RESERVOIR DEVELOPMENT OF AREA WITH HARD-TO-RECOVER RESERVES – “X” OIL FIELD) Домолазов И. А. (научный руководитель - доцент Пятибратов П. В.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина. В данной работе рассматривается подбор оптимального вытесняющего агента с целью совершенствования системы разработки участка месторождения с трудноизвлекаемыми запасами. В рамках производственной задачи проанализирована сформировавшаяся система разработки блока месторождения. Данный блок характеризуется крайне низкой степенью выработки: накопленная добыча нефти на 01.01.2014 данного блока составила 171 тыс. тонн, что составляет всего 6,5 % от утвержденных извлекаемых запасов данного участка месторождения. Общеизвестно, что применение мероприятий по увеличению коэффициента извлечения нефти наиболее эффективно именно на ранних стадиях разработки месторождения. Поэтому на сегодняшний день рассмотрение изменения системы разработки с применением различных вытесняющих агентов является актуальной задачей для данного месторождения. В данной работе был проведен анализ разработки выбранного участка и возможных методов эффективного извлечения его запасов. Рассмотрено применение закачки оторочек горячей воды, раствора полимера и их комбинации. Ряд расчетов до 01.01.2022 проведен на актуализированной гидродинамической модели месторождения, построенной в программном комплексе Eclipse. В результате проведен технологический анализ полученных результатов и выбор наилучшего агента для вытеснения. В таблице 1 приведены результаты расчета. Таблица 1. Результаты расчета на гидродинамической модели на 01.01.2022 Мероприятие Варианты Компенсация 90 % 100 % 120 % Закачка гор. воды Пол-е заводнение Qoil, тыс. т. Отбор от НИЗ Эфф-сть в ср. с баз. вар. % 406.3 422.8 409.1 0,164 0,171 0,165 -4 --3 90 С 424.2 0,171 0 От. 2 месяца 448.0 0,181 6 От. 3 месяца 455.8 0,184 8 От. 4 месяца 458.2 0,185 8 469.3 0,189 11 0 Термополимерное Оторочки пол-ра и гор. воды заводнение 124 АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВТОРНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА ТЕРРГИННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ (ANALYSIS OF TERRIGENOUS FORMATION REFRACTURING) Дюкова М.В. ТатНИПИнефть С каждым годом в компании ОАО «Татнефть» увеличиваются объемы работ по гидроразрыву пласта, соответственно, растет объем добычи нефти за счёт применения ГРП. В последнее время в среднем в год проводится 350400 мероприятий различного назначения, включающих локальные, циклические, глубокопроникающие гидроразрывы и т. п. В частности, значительный интерес представляет рассмотрение результатов повторного гидроразрыва пласта через добывающие скважины. В мире повторный гидроразрыв имеет длительную и успешную историю применения После анализа все скважины на объектах ОАО «Татнефть», в которых проводилось повторные гидроразрывы, были условно разделены на 4 группы. Всего было рассмотрено 28 скважин, где проводились мероприятия по повторному гидроразрыву пласта. Усреднённые результаты по всем группам занесены в таблицу, где указан дебит нефти, жидкости и обводненность до воздействия. Таблица Средние показатели первичного и повторного ГРП по выборкам Очередность воздействия Кол ичес тво сква жин Дебит жидкост и до воздействия , т/сут Дебит нефти до воздейст -вия, т/сут Обводненн ость до воздействия, % Календа рная продолж ительнос ть эффекта, мес Дополни тельная добыча нефти, т Абсолют ное увеличен ие дебита нефти, т/сут Относит ельное увеличе ние дебита нефти, ед. Индек с доходн ости, ед. Первичное положительное, повторное положительное Первичное 10 3,1 2,6 18 72 2760 1,3 1,7 1,35 Повторное 10 6,4 3,9 28 34 2044 1,9 1,7 1,09 Первичное положительное, повторное отрицательное Первичное 7 6,5 3,8 43 48 1574 1,0 1,6 1,20 Повторное 7 9,3 2,2 67 28 933 1,1 1,8 1,14 Первичное отрицательное, повторное положительное Первичное 7 8,2 5,9 19 68 577 0,3 1,0 0,59 Повторное 7 7,2 4,0 27 31 1053 1,1 1,4 0,83 Первичное отрицательное, повторное отрицательное Первичное 4 7,2 4,3 45 54 974 0,6 1,2 1,14 Повторное 4 4,6 3,7 13 24 36 0,05 1,0 0,07 Выборка Таким образом ГРП действенный и высокоэффективный метод увеличения добычи нефти при условии правильного выбора скважины. 125 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССАМИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА НА ОБЪЕКТАХ ООО «БАШНЕФТЬ-ДОБЫЧА» (INCREASING EFFICIENCY OF MANAGEMENT PROCESSES OF OIL AND GAS OBJECTS «BASHNEFT-DOBYCHA» LLC) Еникеев Р.М., Усаров Д.Ш. (научный руководитель - Николаев Ю.М., начальник управления ЦИТС ООО «Башнефть-Добыча») ООО «Башнефть-Добыча» ОАО «АНК «Башнефть» На сегодняшний день главная стратегическая цель компании ОАО «АНК «Башнефть» это лидерство среди российских энергетических компаний России. Корпоративная сеть передачи данных ОАО «АНК «Башнефть» строится и постоянно развивается, исходя из производственных потребностей с учетом организационной и географической структуры компании, в соответствии с поставленными стратегическими задачами. В связи с интенсификацией добычи нефти наиболее острой проблемой сегодня становится необходимость постоянного мониторинга работы объектов нефтегазодобычи «пласт-скважина-насос-система сбора и подготовки» для принятия оперативных и наиболее актуальных решений. Отслеживание динамики основных показателей добычи жидкости, нефти и газа в разрезе скважин, месторождений, объектов подготовки и сдачи продукции является приоритетным при разработке и эксплуатации месторождений. Сопутствующие осложнения: высокое газосодержание, АСПО, эмульсии, вынос мехпримесей, солеотложение ведет к снижению наработки оборудования на отказ, увеличение расхода электроэнергии и, как следствие, к увеличению рисков необеспечения ключевых показателей по добыче нефти и газа. Уже давно назрела необходимость в надежных системах управления технологическими процессами в нефтегазовой промышленности. Работы в этом направлении ведутся как в России, так и за рубежом. В данном проекте рассматривается опыт создания и внедрения автоматизированной системы помощи принятия решений на объектах ОАО «АНК «Башнефть» в процессе разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений компании. Созданная система мониторинга и управления процессами добычи нефти и газа, позволяющая своевременно выявлять и анализировать отклонения в работе объектов. Данная система позволила повысить эффективность управления процессами разработке и эксплуатации месторождений для обеспечения выполнения ключевых показателей по добыче нефти и газа. 126 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ (THE ANALYSIS OF THE TECHNOLOGICAL EFFICIENCY OF THERMAL IMPACT METHODS ON THE RESERVOIR) Ерёменко Б.А. Уфимский госудраственный нефтяной технический университет В приведенной работе анализируются эффективность тепловых методов воздействия на пласт и призабойную зону скважин. Разработка месторождений с трудноизвлекаемами запасами нефти требует значительных материальных затрат и определенных технических решений. В этой связи поиск новых методов теплового воздействия на пласт, позволяющих разрабатывать залежи в геолого-физических условиях с вязкостью нефти до 10000 мПас, является актуальной задачей. В последние годы российскими учеными достигнуты некоторые успехи в этой области. Рассмотрим наиболее эффективные из них: Так, в работе [1] предлагается новый метод теплового воздействия, регулируемого катализатором на основе пероксида водорода. Последний при взаимодействии с пластовой водой выделяет необходимое количество тепла, приводящее к нагреву пласта, и как следствие уменьшению толщины гранично-связанной нефти на поверхности поровых каналов, что увеличивает проницаемость пласта для нефти. Рост температуры уменьшает вязкость нефти, увеличивает коэффициент подвижности нефти, что существенно повышает коэффициент охвата пласта воздействием. Преимуществом такой технологии является отсутствие ограничений – как по глубине залегания пласта, так и по его толщине. Для осуществления метода не требуется применения нагнетательных скважин специальной конструкции, дорогостоящих теплоизоляционных материалов и энергоемкого оборудования. В результате комплексного обследования Степноозерского и Аканского месторождений было показано, что залежи высоковязких и тяжелых нефтей целесообразно обрабатывать только тепловыми методами, так как альтернативные способы воздействия здесь неэффективны и очень дорогостоящи [2]. Здесь же был выполнен обзор фактических материалов по применению технологии внутрипластового горения и приведено значение максимального расчетного КИН (0,45), что в 2-3 раза выше ожидаемых коэффициентов при использовании традиционных методов. В работе [3] показано, что разработка месторождений с карбонатным коллектором, содержащим вязкие и высоковязкие нефти, может быть эффективно осуществлена только с применением тепловых методов разработки, регулирующих в пластовых условиях как растворение или увеличение подвижности асфальто-смолисто-парафинистых компонентов нефти, так и разрушение граничного слоя нефти на контакте с породообразующими минералами. При этом нефтеотдача увеличивается до 45 % против 9% при естественном режиме и 20 % при заводнении. Таким образом, при разработке высоковязких и тяжёлых нефтей, а также коллекторов, обусловленных низкой проницаемостью пород, целесообразность применения тепловых методов не вызывает сомнений. Это испытанный продолжительный, но показавший эффективность в мировой и отечественной практике путь. Используемая литература: Слюсарев Н.И., Мухаметшин Г. Р. Физико-химическое инициирование термического воздействия на пласт при добыче высоковязких НЕФТЕЙ // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело».– 2013.– №5.– С. 180-192 Дияшев Р. Н. Комплекс исследований для обоснования применения тепловых методов разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей карбона // Георесурсы.– 2012.– Т. 45, №3.– С. 14-20. Кудинов В. И.Тепловые технологии разработки сложнопостроенных месторождений вязких и высоковязких нефтей // Георесурсы.– 2009.– №2.– С. 16-20. 127 ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПЛАСТОВ МЕТОДОМ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКОЙ ЩЕЛЕВОЙ ПЕРФОРАЦИИ (SECONDARY RECOVERY METHOD USING HYDROMECHANICAL OPENING SLOT PERFORATION) Ерполатов Т. Ш. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Матякубов М. Ю.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Во время строительства газовых и нефтяных скважин основной задачей является качественное вскрытие продуктивного пласта. От того насколько грамотно будут осуществлены работы, зависит будущая производительность скважины. Само по себе вскрытие продуктивного пласта - это проникновение забоя в продуктивный пласт и пересечение этого пласта стволом скважины. Вскрытие продуктивных пластов можно подразделить на два вида: Первичное вскрытие – бурение скважины; Вторичное вскрытие – перфорация обсадной колонны на уровне разрабатываемого продуктивного пласта. Сущность процесса вторичного вскрытия пластов - создание каналов в цементном кольце, обсадной колонне и участках горных пород, загрязнённых в процессе бурения скважины частицами бурового раствора. Главной задачей при проведении данных работ является создание гидродинамических связей между скважинами и продуктивными пластами. При этом необходимо минимизировать любые негативные воздействия на коллекторские качества ПЗП (призабойной зоны пласта) и не нарушить обсадные колонны и цементное кольцо. Все существующие в настоящий момент методы вторичного вскрытия можно условно разделить следующим образом: Безударное вскрытие, которое также подразделяется на вскрытие сплошное и вскрытие точечным способом перфорации; Ударно-взрывное вскрытие, которое делится на кумулятивную и пулевую перфорацию; Вскрытие при помощи щелевой перфорации. Наиболее эффективным из них является метод щелевой перфорации. Щелевая перфорация – это процесс создания в эксплуатационной колонне щелей для возможности сообщения между пластом-коллектором и скважиной. Перфорационные каналы применяются для извлечения пластового флюида и для закачки в пласт цементного раствора, воды, газа и др. Данный метод гарантирует самую высокую (сравнительно с другими методами) производительность скважины. Однако у данного метода на сегодня есть существенный недостаток, из-за которого он пока не нашёл широкого применения – это увеличение (приблизительно на 24 часа) проведения работ. Хотя в дальнейшем этот недостаток с лихвой окупается. 128 НОВЫЙ МЕТОД ПРОИЗВОДСТВА ХОЛОДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (NEW METHOD OF COLD PRODUCTION IN EXPLOITATION GAS CONDENSATE FIELDS) Жигайлова Я.В. (научный руководитель - Советник Генерального директора Гриценко А.И.) ООО «Газпром ВНИИГАЗ» В процессе эксплуатации технологических установок промысловой подготовки газа и конденсата режим работы технологических установок во многом определяется эффективностью работы оборудования, установок и устройств для получения холода. К ним относят штуцера или дроссели адиабатического расширения газа, холодильные машины абсорбционного и парокомпрессорного типов, расширительные машины (детандеры поршневые или центробежные) для дросселирования газа с совершением внешней работы. Пластовую энергию природных газов можно использовать для охлаждения продукции скважины. Процессы охлаждения ее протекают в турбодетандерах, вихревых трубках и установках, в которых газ дросселируется с высокого давления до более низкого. Причиной понижения температуры является эффект скрытой теплоты испарения смеси газообразных углеводородов, растворенных в конденсате. При разработке газоконденсатных месторождений вместе с природным газом добывается углеводородный конденсат, насыщенный газообразными компонентами. Из характеристики газов дегазации, выделяющихся из сырых конденсатов, видно, что при снижении давления от 41 – 60 кгс/см2 до 1 кгс/см2 из 1 м3 сырого конденсата выделяется от 28 до 128 м3 газа. При снижении давления над насыщенным конденсатом из него испаряются легкие углеводороды. Известно, что при испарении 1 кг метана выделяется 122 ккал теплоты, для других углеводородов эта величина несколько меньше. С учетом того, что количество получаемой теплоты испарения при разгазировании конденсата зависит от его газонасыщенности, нами был разработан метод получения теплоты в необходимых количествах с помощью специальной установки. Установлено, чем больше газа испарится из насыщенного конденсата при разгазировании, тем больше будет получено теплоты, потребной для охлаждения добываемой продукции. Производительность системы при определенном давлении регулируется расходом абсорбента (конденсата) для насыщения его газом и давлением испарения. Предложенный метод охлаждения добываемой продукции при эксплуатации газоконденсатных месторождений эффективен и не требует больших капитальных вложений, а использование газа и конденсата в холодильном цикле делают процесс технологичным и доступным. 129 АНАЛИЗ СПОСОБОВ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ (ANALYZING METHODS OF HIGHLY VISCOUS OILS PRODUCTION) Жубанов М.С. (научный руководитель - доцент Деньгаев А. В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Более половины запасов в России относится к трудноизвлекаемым, причем значительную долю составляют высоковязкие нефти. По разведанным запасам тяжелой нефти Россия занимает третье место в мире после Канады и Венесуэлы. Эксплуатация таких месторождений традиционными техническими средствами механизированной добычи нефти малоэффективна. В связи с изложенным разработка новых технологий добычи высоковязких нефтей является приоритетным направлением развития всей нефтяной отрасли. В данной работе представлены и разобраны современные способы добычи высоковязких нефтей применяемые зарубежными и отечественными нефтяными компаниями. Способы добычи высоковязких нефтей можно разделить на технические и технологические. К технологическим методам относятся различные варианты термического воздействия на пласт такие как: внутрипластовое горение, закачка разогретого пара в пласт, технологии THAI и SAGD и другие. К техническим методам можно отнести применения насосного оборудования специальной конструкции. Для добычи высоковязких нефтей существует специальная конструкция плунжерного насоса. Так же эффективно применение винтовых насосов как с погружным так и с поверхностным приводом. В качестве региона внедрения перечисленных методов былo использовано месторождение Западной Сибири с высоковязкими нефтями. Разработаны рекомендации по применяемости методов на скважинах данного региона с учетом технико-технологических параметров и свойств добываемой продукции. 130 ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЦИКЛИЧЕСКОГО ЗАВОДНЕНИЯ СУЩЕСТВЕННО НЕОДНОРОДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ (RESEARCH OF HIGH-HETEROGENEITY RESERVOIRS CYCLIC WATERFLOODING) Загайнов А.Н. (научный руководитель - доцент Бравичева Т.Б.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время растет доля трудноизвлекаемых запасов углеводородов, среди которых можно выделить пласты с существенной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств, в том числе карбонатных и при наличии суперколлектора. Опыт разработки таких пластов свидетельствует о низком коэффициенте извлечения нефти при больших отборах жидкости и объемах закачки. Это связано с недостаточно полным учетом механизмов извлечения углеводородов, основанных на комплексном влиянии гидродинамических, упругих, капиллярных, гравитационных сил, а также протекающих при разработке физических процессов кинетики пористости, проницаемости (фазовых проницаемостей). Одним из способов активизации указанных механизмов является использование методов нестационарного заводнения – циклическое заводнение, изменение фильтрационных потоков. Периодическое прекращение закачки как способ реализации капиллярных и упругих проявлений в пласте приводит к увеличению КИН и существенному снижению объемов закачки и добычи воды. В высоко обводненных зонах давление падает быстрее, чем в малопроницаемых нефтенасыщенных областях. В результате в каждом цикле имеют место кратковременное уменьшение притока к добывающим скважинам со стороны обводненных зон и увеличение притока со стороны нефтенасыщенных зон. Представлены закономерности влияния природных факторов и управляющих воздействий на показатели разработки неоднородных пластов, в том числе карбонатных и при наличии суперколлекторов. Численные исследования проведены для карбонатных пластов Западной Сибири и Арктического шельфа РФ, а также для Талинской площади Красноленинского месторождения. Показано, что использование циклического заводнения с продолжительным периодом падения пластового давления приводит к увеличению коэффициента извлечения при существенном снижении объемов закачки. Степень увеличения коэффициента извлечения зависит от геолого-промысловых особенностей и процессов кинетики пористости, проницаемости и составляет порядка 6 10%. 131 КРУТИЛЬНЫЕ АВТОКОЛЕБАНИЯ «STICK-SLIP» И ИХ ВЛИЯНИЕ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ДОЛОТА (TORSIONAL VIBRATIONS. «STICK-SLIP» AND ITS INFLUENCE ON THE PERFORMANCE OF THE BIT) Зайков Д.Л. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Балицкий В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Изучение причин преждевременного выхода из строя породоразрушающего инструмента при бурении всегда было актуальным. Каждый тип долот, очевидно, в силу своих отличий от других имеет предрасположенность к тому или иному виду разрушения. Для PDC долот, с момента начала их массового применения, была замечена высокая чувствительность к вибрациям, в особенности к крутильным автоколебаниям, т.е. к «Stick-Slip» эффекту. Данный эффект зачастую проявляется при больших нагрузках на долото и низких частотах вращения, характерных при роторном способе бурения. Разрушения и деформации, вызванные данным эффектом, становятся причиной отказа и истирания резцов PDC долот, их преждевременного износа, что снижает технико-экономические показатели процесса бурения. Рис. 1 Повреждение PDC-долота, работающего на глубине 471 фута, под действием крутильных автоколебаний («Stick-Slip» phenomenon) Цель данного исследования заключается в определении значимости явления «Stick-Slip», анализе этого явления и рассмотрении существующих методов для его предотвращения, либо по снижению влияния на процесс бурения. Были рассмотрены математическая модель крутильных колебаний бурильной колонны и условия возникновения в ней автоколебаний. Найдены границы зон равномерного вращения и крутильных автоколебаний. Предложен алгоритм нахождения режимов бурения в которых отсутствуют крутильные колебания «Stick-Slip». 132 КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К СНИЖЕНИЮ УДЕЛЬНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ЗАТРАТ НА ПОДЪЕМ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАРАК. ПРОЯВЛЕНИЕ ВОЗМОЖНОГО СИНЕРГЕТИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ВНЕДРЕНИЯ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ (COMPLEX CONCEPT TO DECREASE A SPECIFIC ENERGY VALUE RELATING TO ARTIFICIAL LIFT OF KARAK FIELD. PROBABLE SYNERGISTIC EFFECT AS A RESULT OF ENERGY SAVING METHODS APPLICATION) Зайнуллов Т.Х. (научный руководитель - д.т.н., профессор Дроздов А.Н.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина На сегодняшний день на постсоветском пространстве нефть преимущественно добывается установками ЭЦН, доля которых в общем потреблении электроэнергии всего производственного процесса отдельно взятого месторождения может превосходить 50% рубеж. Давно ушли в историю времена, когда вырабатываемая электрическая мощность стоила «копейки» и вопросом количества потребляемой электроэнергии, а уж вопросами его снижения и энергосбережения нефтегазовые компании вовсе не задавались. К тому же в условиях эксплуатации нефтяного месторождения на поздней стадии, характеризующейся одновременно и снижением отборов нефти, и увеличением обводненности добываемой продукции, показатель энергоэффективности приобретает одно из актуальнейших значений. С точки зрения эксплуатации нефтяных скважин и добывающего оборудования повышенный расход электроэнергетической мощности (удельный расход электроэнергии), влекущий за собой снижение рентабельности добычи нефти, может быть обусловлен следующими причинами: Некорректно подобранное ГНО (насос + двигатель), отсюда несогласованный режим работы системы «пласт-скважина-насос»; Эксплуатация насоса вне зоны оптимального режима (правая или левая области), отсюда снижение КПД всей установки; Ухудшение свойств околоскважинной зоны пласта вследствие влияния как чисто технологических, так и естественных факторов (кольматация, загрязнение зоны ПЗС буровым раствором в процессе бурения и т.д.) В данной работе рассматривается технологическая и экономическая эффективность от внедрения вентильных электродвигателей ВД взамен асинхронным ПЭД, применения энергосберегающих режимов эксплуатации нефтяных скважин. Как показал анализ, актуальность применения вентильных электродвигателей видится в основном за счет снижения потребляемой электрической мощности. Однако данный вид оборудования в довесок к энергетическим преимуществам имеет ряд технологических и ресурсных, что помогает повысить эффективность работы глубинно насосного оборудования и оптимизировать отбор с мало- и среднедебитных скважин. 133 КОЛТЮБИНГОВЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ (COILED TUBING DRILLING PIPES) Зарипов С. И. (научный руководитель - д.т.н., профессор Зозуля В.П.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Колтюбинг — одно из перспективных и развивающихся направлений специализированного оборудования для газонефтепромышленности. Оно основано на использовании гибких непрерывных труб, которые заменяют традиционные сборные буровые трубы при работах внутри скважин. Такие трубы благодаря своей гибкости способны предоставить доступ даже в боковые и горизонтальные стволы, кроме того не требуется производить операции по сборке/разборке бурильной колонны. Койлтюбинг широко используется в технологических, а также ремонтно-восстановительных работах, производимых на газовых, нефтяных и газоконденсатных скважинах. Одно из основных ограничений классического койлтюбинга — невозможность использования вращения. Оборудование для койлтюбинга включает не только гибкие металлические трубы, но и различное внутрискважинное и наземное оборудование: койлтюбинговый агрегат (в том числе катушка с трубами, инжекторная головка и др.), а также буровой насос, бустерную установку или специальные компрессоры для нагнетания инертного газа, технику для нагрева технологической жидкости, генератор инертного газа и разнообразное устьевое оборудование. В состав такого оборудования могут входить и многочисленные насадки, режущие инструменты, забойные двигатели, породоразрушающие инструменты, отклонители, пакеры и многие другие приборы. Установки койлтюбинговые делятся на три класса: легкий, средний, тяжелый. В данной работе я хочу, предложить новый подход к применению колтюбинговых бурильных труб. Одним из недостатков койлтюбинговых труб является малая грузоподъемность. Из за этого они применяются только в ремонтно-восстановительных работах а также при бурении неглубоких скважин. Мое рациональное решение данной проблемы является следующие: - повышать качество металла койлтюбинговых труб; -толщину стенки; -форму деталей труб; -применять резиновые шланги подобие грязевого шланга, который используется в обычной буровой установке; - увеличить диаметр труб и т.д. Я уверен, что данная разработка, предлагаемая мной, повышает качество бурения и экономит большое количество времени и денег, необходимые для бурения нефтяных и газовых скважин в современной нефтегазовой индустрии. 134 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ УСТЬЕВОГО ДАВЛЕНИЯ НА СКВАЖИНАХ АРЛАНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (DEVELOPMENT OF TECHNOLOGICAL CONDITIONS FOR WELLHEAD PRESSURE REDUCING ON ARLAN OILFIELD WELLS) Зиазев Р. Р. (научный руководитель - доцент Вербицкий В. С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Высокие устьевые давления при механизированном способе добычи снижают потенциал производительности скважин, а также представляют серьезную экологическую опасность, поскольку превышение допустимых значений линейных давлений резко увеличивает вероятность аварий сборных и выкидных трубопроводов. К тому же растут расходы на электроэнергию, транспорт, материалы из-за частого выхода из строя наземного и глубинного оборудования. Таким образом, для оптимизации работы нефтепромыслового оборудования, снижения производственных затрат и предотвращения загрязнения окружающей среды целесообразно снизить давление на устье скважин. К наиболее перспективным технологиям для решения вышеизложенных задач в настоящее время относят применение мультифазных насосов, бустерных насосных установок, а также мобильных дожимных насосных станций. Результатом использования данного вида оборудования является возможность снижение устьевого давления и как следствие, не только снижение линейного давления, но и повышение производительности скважины за счет уменьшения противодавления на пласт. Таким образом, происходит как уменьшение вредного воздействия на окружающую среду, так и оптимизация работы скважины. В связи с этим, целью данной работы является разработка технологических условий для снижения устьевого давления на примере одного из кустов скважин Арланского нефтяного месторождения. 135 РАЗЛИЧИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА СТАТИЧЕСКИХ НАГРУЗОК, ВОЗНИКАЮЩИХ В ОБСАДНЫХ КОЛОННАХ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (DISTINCTION OF CALCULATION STATIC LOADINGS WHICH ARISE IN CASING COLUMN FOR CONTROLLED DIRECTIONAL AND HORIZONTAL WELLS) Зябкин А. В. (научный руководитель - старший преподаватель Гришин Д.В.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Правильность расчета обсадных колонн на допустимые нагрузки во многом определяет безаварийность процесса разобщения пластов и эксплуатации скважины. Искривление ствола скважины приводит к возникновению в теле обсадной трубы дополнительных нагрузок. В данной работе рассматривается влияние этих нагрузок на расчет обсадной колонны на прочность. Наличие напряжений от изгиба сказывается на величине страгивающей нагрузки, при которой в наиболее опасном сечении резьбового соединения напряжения достигают предела текучести. Также выполнен анализ и расчет значений избыточного наружного и внутреннего давлений, возникающих в различные периоды строительства скважины. Произведя расчет с учетом наличия изгиба колонны можно сделать определенные заключения о наличии значимого различия с расчетом без учета изгиба. В докладе представлено сравнение результатов расчета комплексных нагрузок на обсадную колонну, полученных согласно «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» и «Инструкции по расчету обсадных колонн для горизонтальных скважин», причем, в качестве примера взята скважина с пологим вскрытием продуктивного пласта. 136 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНИРОВАНИЯ ПУТЕМ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО НАГРЕВА (IMPROVEMENT OFSTEAM-ASSISTED GRAVITY DRAINAGE BY ELECTROMAGNETIC HEATING) Ибрагимов И.Р. (научный руководитель - к.т.н. доцент Салимгареев Т.Ф.) Уфимский государственный нефтяной технический университет В мировой практике при разработке месторождений сверхвязкой нефти и природного битума широкое применение получила технология парогравитационного дренирования. Недостаток данной технологии неоднородное формирование паровой камеры, медленное её расширение и неравномерный охват по площади (рис.1а). В работе предлагается повышение эффективности данной технологии путемэлектромагнитного нагрева (аналог микроволновой печи) черезпробуренные уплотняющие горизонтальные скважины(ГС) малого диаметра (рис.1б). а) обычныйвариантб) предлагаемая авторами Рис.1 – Формирование паровой камеры Условные обозначения: н. – нагнетательная, д. – добывающая, у. – уплотняющая малого диаметра горизонтальные скважины Результаты исследования позволили установить: - использование уплотняющих ГС и электромагнитного нагрева позволяет достичь равномерности охвата прогревом, ускорить темп отбора нефти, увеличить КИН (на 11,5%), а также уменьшить паронефтяное отношение (с 3,3 до 2,5 т/т) и отбор попутной воды (в 1,3 раза); - термическая эффективность извлечения может быть увеличена:1) за счет управляемого воздействия путем изменения объемов закачки в уплотняющие скважины растворителя для интенсификации развития паровой камеры,2) сочетанием электромагнитного нагрева с изменениями давления дополнительно закачиваемого в них газа; - процесс когенерации, когда одновременно с выработкой пара получают электричество, повышает эффективность предлагаемого усовершенствованного варианта технологии; - снижается экологическая нагрузка - уменьшение выброса СО2 и потребности в подготовленной воде для выработки пара. 137 СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕ - И ГАЗООТДАЧИ ПЛАСТОВ (MODERN METHODS OF INCREASING OIL - AND GAS RECOVERY) Иброхимов И.Ш.,Наурузбаева А.Б. (научный руководитель - к.т.н., доцент Котлярова Е.М.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Эффективность извлечения нефти и газа из нефтегазоносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтегазодобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтегазопродуктов во всем мире растет из года в год. Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтегазодобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеи газоотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти и газа уже невозможно. Для интенсификации добычи нефти и газа, повышения нефтегазоотдачи пластов на разных этапах разработки месторождений углеводородов широко применяются различные по эффективности технологии и методы воздействия. Метод Закачка реагентов Тепловые Физико-химические Волновые Механические Микробиологические Реагент или способ воздействия Вода, газ, легкие фракции нефти Горячая вода, пар, внутрипластовое горение, горючеокислительные смеси ПАВ, соляная кислота, щелочные растворы и другие химические реагенты Электромагнитные, вибрационные, сейсмоакустические, импульсные Гидроразрыв пласта, разбуривание горизонтальными скважинами Активация пластовой микрофлоры Мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных методов увеличения нефтегазоотдачи растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость добычи нефти и газа с применением современных методов увеличения нефтегазоотдачи по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти и газатрадиционными промышленно освоенными методами. Это говорит о перспективности дальнейшего ее применения и на газовых и газоконденсатных месторожденияхУзбекистана. 138 ОПЫТ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОНЕФТЕНАБУХАЮЩИХ ПАКЕРОВ ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В УСЛОВИЯХ ЗАЛЕЖИ №12 РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НГДУ «ДЖАЛИЛЬНЕФТЬ» (EXPERIENCE AND PROSPECTS OF VODONEFTENABUHAYUSCHIH PACKER ISOLATION JOBS IN THE POOL NUMBER 12 ROMASHKINSKOYE FIELD NGDU "DZHALILNEFT") Идиатуллин А.А. (научный руководитель - к.т.н., доцент Маннанов И.И.) Альметьевский государственный нефтяной институт Процесс поиска технологий, технических решений направленных на повышение эффективности строительства, эксплуатации и ремонта скважин непрерывен. ОАО "Татнефть" занимает одну из лидирующих позиций в данном направлении. Одним из направлений совершенствования разработки в целом является применение горизонтальных, многозабойных скважин и боковых стволов. Несмотря на высокую эффективность горизонтальных скважин актуальной задачей является снижение затрат на строительство и повышение эффективности работы всего ствола скважины. Применение водонефтенабухающих пакеров «ТАМ» позволяет решать ряд проблем при строительстве, ремонте и дальнейшей эксплуатации. Под воздействием пластовых флюидов (воды или нефти) происходит набухание эластомера пакера и перекрытие каналов миграции пластовой жидкости. Резиновые элементы пакера способны набухать при температуре до 302С и выдерживают дифференциальное давление до 62 МПа. Пакеры не имеют подвижных частей и не требуют специального оборудования для их установки. В статье рассматриваются результаты успешного использования пакеров «ТАМ» при строительстве и эксплуатации скважин. Показано, что на горизонтальных скважинах альтернативы использования пакеров «ТАМ» не существует. На примере горизонтальной скважины №27794 и многозабойной скважины №27702Г показано, что получен неоценимый опыт в выполнении изоляционных работ в горизонтальных стволах и установлена возможность регулирования отбора запасов при управлении отбора из горизонтального ствола при разделении объекта на отдельные участки установкой пакеров «ТАМ». Результаты применения технологии на залежи №12 показали, что при наличии достоверной информации об источнике обводнения продукции скважины возможно получение высоких технико - экономических показателей эксплуатации скважин. 139 ОПЫТ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ НАСОСНЫХ СИСТЕМ ДВОЙНОГО ДЕЙСТВИЯ НА ОБЪЕКТАХ НГДУ «АЛЬМЕТЬЕВНЕФТЬ» (EXPERIENCE AND PERSPECTIVES OF APPLICATION OF PUMP SYSTEMS OF DOUBLE ACTION ON OBJECTS OF OIL AND GAS PRODUCTION DEPARTMENT «ALMETYEVNEFT») Идрисов И.И. (научный руководитель - к.т.н., доцент Маннанов И.И.) Альметьевский государственный нефтяной институт На поздней стадии разработки нефтяных месторождений с применением заводнения серьёзной проблемой является увеличение обводнённости продукции скважин, которая достигает 90% и более. При этом существенно возрастают эксплуатационные затраты на добычу нефти, т.к. значительная часть энергии тратится на подъем, транспортировку и последующую утилизацию воды. Одним из направлений для повышения эффективности эксплуатации обводненных нефтяных скважин является применение технологий внутрискважинной сепарации воды и нефти (ВСВН) с применением насосных систем двойного действия (НСДД). Суть технологии заключается в утилизации попутно добываемой воды в прилегающий пласт, за счет чего уменьшается обводнённость продукции и обеспечивается поддержание пластового давления в прилегающем пласте. Рассмотрим технологическую схему реализации НСДД примере рисунка 1. Продуктивный (нижний) и поглощающий (верхний) пласты, вскрытые общим фильтром, разобщаются пакером. НСДД компонуется и монтируется в скважине таким образом, чтобы обеспечить гарантированное гравитационное разделение нефти и воды в стволе скважины. При работе системы в установившемся режиме, высокообводнённая продукция поступает из продуктивного пласта через хвостовик в НСДД, вода из НСДД поступает в межтрубное пространство и далее в поглощающий пласт, а вся нефть с малообводнённой жидкостью поднимается к устью. В работе рассматривается эффективность применения технологии НСДД на примере четырёх скважин. Изучена динамика технологических показателей до и после внедрения. Результаты внедрения и изучения условий работы показали, что возможно обеспечение высоких технико-экономических показателей при внедрении данной системы. Наиболее оптимальными условиями внедрения технологии НСДД являются: 1. использование для целей организации и обеспечения ППД на отдельных участках, в условиях высокой обводнённости продукции скважин для утилизации попутных вод. 2. использование технологии внутрискважинной перекачки для одновременно-раздельной добычи и закачки в стволе одной скважины. 3. совместного решения проблемы организации ППД и утилизации попутных вод. 140 ВНЕДРЕНИЕ КОМПЛЕКСА ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА (INTRODUCTION OF THE PROCESSING ASSOCIATED GAS) Илюшин И.В. (научный руководитель - Кырнаев Д.В.) ОАО «РИТЭК» В работе приводится обоснование мероприятий по утилизации попутного нефтяного газа Касибского месторождения путем внедрения мобильного технологического комплекса для переработки попутного нефтяного газа в твердое и жидкое состояние без выброса в атмосферу парниковых газов. В результате проведения научных исследований компанией НПЦ «Инновационные нефтегазовые технологии» подготовлено технологическое решение в виде системы состоящей из реактора разложения попутного газа, двигателя внутреннего сгорания с генератором электроэнергии. Вся установка представляет собой два серийных плазмотрона индукционного типа, плазменной камеры и камеры быстрого охлаждения, составленной из двух цилиндрических сегментов. После камеры охлаждения поток водородсодержащего газа через мембранный отсек поступает в блок генерации электроэнергии. Широкий спектр исполнения технологии утилизации ПНГ на нефтепромысле ограничивается экономическими показателями. Разница между ними состоит, во-первых, в сумме затрат на реализацию, во-вторых, в степени сокращения вредных выбросов. Например, такие направления утилизации газа как, химическая переработка, криогенная переработка позволяют полностью исключить влияние газообразных углеводородов на окружающую среду, но при этом являются металлоемкими и затратными. Энергетическое направление использования ПНГ и предъявляет минимальные затраты на исполнение, но степень сокращения вредных выбросов не превышает 80 % и зависит от степени и глубины сгорания конкретного газа. Применение установки позволит решить вопрос утилизации попутного нефтяного газа небольших месторождений нефти и газа, находящихся в отдаленных районах со слаборазвитой инфраструктурой. Обеспечит рентабельность разработки и эксплуатации данных месторождений и снижение негативного влияния на окружающую среду. 141 ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ГЛУБОКОВОДНОГО БУРЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВЗД И ДОЛОТ PDC (НА ПРИМЕРЕ АЗОВО-ЧЕРНОМОРСКОГО БАССЕЙНА) (DEEPWATER DRILLING OPTIMIZATION TECHNIQUE USING PDM AND PDC BITS (BLACK SEA CASE STUDY)) Иодковский Ф.Ч. (научный руководитель - доцент Богатырева Е.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В данной работе рассмотрен новый подход к оптимизации процесса бурения для компоновок с винтовыми забойными двигателями (ВЗД) и долотами с поликристаллическими режущими пластинами (PDC, Polycrystalline Diamond Compact). Модель основывается на определении скорости проходки с учетом особенностей данного оборудования на различных интервалах бурения. Результатом моделирования являются оптимизированные значения веса на долоте и скорости вращения колоны, с учетом которых возможно предсказать скорость проходки на наиболее важных интервалах бурения. Модель так же способна показать, как подбор тех или иных конфигураций оборудования повлияет на скорость проходки, что позволяет принять более взвешенное решение на стадии планирования операций. А так же дает представление о характере работы долота и степени его износа. Верификация модели производиться для разреза разведочной скважины в глубоководной части Черноморского бассейна путем определения твердости горных пород по стволу скважины, исходя из механических параметров бурения (вес на долоте и частота вращения) на пройденных интервалах и сопоставления их с ожидаемым литологическим разрезом скважины. Оптимизированные параметры бурения в частных случаях позволяют экономить время проведения операций от нескольких часов до суток, в зависимости от выбранного оборудования. Принимая во внимание потребность в освоении новых ресурсов углеводородов в глубоководных бассейнах и стоимость оперативного времени полупогружных буровых установок и буровых судов, можно сказать, что сокращение времени приведет к значительному уменьшению финансовых затрат и большей эффективности разведочного и поискового бурения в глубоководных акваториях. 142 ПРИМЕНЕНИЕ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО ОТСТОЙНИКА ОТ ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИИ (CATHODIC PROTECTION HORIZONTAL SEDIMENTATION TANK FROM INTERNAL CORROSION) Искандаров Г.М. (научный руководитель - к.т.н., доцент Маннанов И.И.) Альметьевский государственный нефтяной институт Емкости, эксплуатирующиеся в системе добычи, подготовки и перекачки нефти подвергаются воздействию различных агрессивных сред, влияние которых существенно сокращает срок службы нефтепромысловых объектов. Одним из решающих факторов определяющих надежность работы емкостного оборудования, является антикоррозионная защита. На объектах НГДУ «Джалильнефть» широкое распространение нашли два способа защиты горизонтальных отстойников от внутренней коррозии: – нанесение антикоррозионных покрытий на внутреннюю поверхность емкости; – протекторная защита. В статье рассматривается возможность применения нового способа защиты оборудования от внутренней коррозии, который является менее затратным по сравнению с традиционными и наиболее эффективным. Для реализации этого метода предлагается использовать гибкий анодный заземлитель типа ЭЛЭР изображенный на рисунке 1. Рис. 1. Гибкий анодный заземлитель: 1 - медный токопровод; 2 - оболочка из электропроводного эластомера Для определения эксплуатационной стойкости анодов ЭЛЭР, проводились стендовые испытания. Результаты испытаний показали, что анодный заземлитель сохранил свои эксплуатационные характеристики. Было выполнено промышленное внедрение на горизонтальном отстойнике ГО-200 Е-8/3 на Дюсюмовской УПВСН ЦППН №1 с уровнем водной фазы 0,7 метра. Расчеты показали, что необходимо 40 метров анодного заземлителя массой 112кг. Расчетный срок эксплуатации анодного заземлителя составил 15 лет. Экономический эффект применения данной технологии на одном объекте составит 711 тыс. рублей. Катодная защита ГО анодами ЭЛЭР позволяет: - обеспечить защиту внутренней поверхности горизонтального отстойника, сохраняя при этом высокий КПД и низкое энергопотребление; - увеличить срок службы средств ЭХЗ; - снизить затраты на обустройство средств ЭХЗ. 143 ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРОФОБНЫХ ЭМУЛЬСИЙ ПРИ ГЛУШЕНИИ И СТИМУЛЯЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПЕРЕД ПОДЗЕМНЫМ РЕМОНТОМ (APPLICATION OF HYDROPHOBIC EMULSIONS FOR WELLKILLING AND STIMULATION OF OIL WELLS BEFORE WORKOVER OPERATIONS) Исламов Ш.Р. (научный руководитель - доцент Мардашов Д.В.) Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» Процесс глушения нефтяных скважин является важным технологическим этапом, предшествующим проведению подземного ремонта. Применение традиционно используемых составов жидкостей глушения на водной основе приводит к значительному снижению проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП) по углеводородной фазе и, как следствие, снижению темпов добычи нефти. В связи с этим исследования, связанные с разработкой новых гидрофобизирующих составов жидкостей глушения скважин и технологий их применения для сохранения, восстановления и улучшения фильтрационных характеристик ПЗП при подземном ремонте, считаются актуальными в нефтегазовой отрасли. Сущность разработанных технологий заключается в использовании при глушении нефтяной скважины перед подземным ремонтом эмульсионных составов: обратных водонефтяных эмульсий – «блокирующих составов», закачиваемых в скважину с перекрытием интервала перфорации или с продавливанием в призабойную зону продуктивного пласта, обеспечивающих сохранение ее фильтрационных характеристик, и, как следствие, сохранение продуктивности скважины; обратных кислотонефтяных эмульсий – «стимулирующих составов», закачиваемых в скважину с продавливанием в призабойную зону пласта, обеспечивающих улучшение ее фильтрационных характеристик и, как следствие, повышение продуктивности скважины. Высокая агрегативная устойчивость разработанных технологических жидкостей обеспечивается за счет использования в их составе реагентаэмульгатора марки «ЯЛАН-Э2», который разработан и внедрен в промышленное производство совместно с ООО «Синтез-ТНП» (г. Уфа, Республика Башкортостан). Реализация данных технологий позволит: сохранить и увеличить дебиты скважин по нефти, снизить обводнённость добываемой продукции, сократить сроки освоения и вывода скважин на режим эксплуатации, защитить нефтепромысловое оборудование от воздействия агрессивных пластовых и сточных вод. 144 ПРИМЕНЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ВЫТЕСНЕНИЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТМ (USING FORSING OUT CHARACTERISTICS FOR ASSESS THE TECHNICAL EFFICIENCY WELL INTERVENTIONS) Исмагилов И.Р. (научный руководитель - к.т.н. доцент Леванова Е.В.). Альметьевский государственный нефтяной институт Характеристики вытеснения (ХВ) получили очень широкое распространение в качестве удобного инструмента оперативного анализа состояния разработки месторождения, а также как способ оценки эффективности геологотехнологических мероприятий (ГТМ). В работе был проведен расчет технологической эффективности ГТМ по методам ХВ. Основным условием выбора участков для расчета дополнительной добычи нефти было отсутствии проводимых на анализируемых участках других геолого-технических мероприятий в течение 18 месяцев до проведения анализируемого мероприятия. В качестве первоначального перечня было использовано 9 различных ХВ, при выборе которых учитывались следующие особенности: были использованы наиболее распространенные и теоретически обоснованные авторами различных работ ХВ; использовалиcь ХВ из группы кривых обводнения, так как обводненность по участкам выше 30%, кроме того использовались только интегральные ХВ; так как они менее подвержены изменениям системы разработки: Q QН A B * LnQж 1 QН А B * B QН A B * QЖ QЖ 2 QЖ A B *QЖ2 QН QЖ A B * QЖ QН LnQB A B * LnQН Ln QB A B * LnQН QН LnQН A B * LnQЖ QН A B * QН QЖ По данным ХВ были рассчитаны коэффициенты А и В по методу наименьших квадратов. Наиболее подходящие характеристики вытеснения рассчитываются по критерию Тейла. Критерий Тейла - аналог минимизации среднеквадратичного отклонения, учитывающий возможность экспоненциального роста этого показателя. Чем ближе статистический и расчетный временные ряды, тем ближе этот критерий к нулю. В соответствии со значениями критерия Тейла были выбраны 3 ХВ с наименьшими значениями и по ним рассчитана дополнительная добыча нефти по участкам. Таким образом, методы ХВ являются на сегодняшний день самыми распространенными методами для расчета технологической эффективности ГТМ. 145 СНИЖЕНИЕ ТОРСИОННЫХ КОЛЕБАНИЙ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ С ПОМОЩЬЮ НОВОЙ КОНСТРУКЦИИ ДОЛОТА PDC (MINIMIZING THE EFFECTS OF DRILL STRING TORSIONAL OSCILLATIONS WITH NEW PDC DRILL BIT CONSTRUCTION) Каматов К.А. (научный руководитель – д.т.н., проф. Подгорнов В.М.) РГУ нефти и газа имени Губкина Интенсивное внедрение буровых долот режущего типа для различных горно-геологических условий привело к увеличению требований к энергетическим характеристикам наземного и скважинного оборудования для обеспечения плановых режимов бурения. Вместе с тем, увеличенная по сравнению с шарошечными долотами «агрессивность» долот PDC создает предпосылки для развития торсионных колебаний забойной компоновки и бурильной колонны, что приводит к резкому снижению объема энергии, непосредственно направленной на разрушение горной породы, т.е., в конечном счете, механической скорости. В связи с этим, в конструкциях долот PDC широко применяются различные вставки из твердых материалов (как правило, карбида вольфрама), направленные на стабилизацию вращения долота на забое в случае возникновения вибраций различного характера. Промысловый опыт применения описанных конструкций указывает на их эффективность при гашении осевых и боковых биений компоновок. При этом для снижения эффектов «стик-слип» по-прежнему требуется значительное ограничение глубины внедрения резцов в горную породу (либо за счет конструкции долота, либо путем снижения нагрузки во время бурения), что автоматически лимитирует уровень достижимой скорости проходки. В рамках данной работы описан опыт применения новой технологии контроля реактивного момента на долотах PDC на одном из месторождений Ненецкого Автономного Округа. Специально разработанный дизайн долота с моментной характеристикой, близкой к таковой для шарошечных долот, позволил предотвратить чрезмерное «вгрызание» долота в забой в пропластках переслаивающихся пород различной прочности, при этом практически отсутствовал «эффект тормоза» в однородных интервалах геологического разреза. В результате впервые в истории месторождения секция под эксплуатационную колонну длиной более 2000 м пробурена за 1 рейс, а механическая скорость проходки увеличена в полтора раза. 146 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТА НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЦИКЛИЧЕСКОГО ЗАВОДНЕНИЯ НА ОСНОВЕ ТРЕХМЕРНОГО ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ (RESEARCH OF INFLUENCE ON FORMATION GEOLOGICAL AND PHYSICAL CHARACTERISTICS ON EFFICIENCY CYCLIC WATERFLOODING BASED ON THREE-DIMENSIONAL HYDRODYNAMIC MODELING) Канчар Е.Ф. (научный руководитель - доцент Пятибратов П.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Циклическое заводнение –гидродинамический методов увеличения нефтеотдачи, широкоприменяемый для условий неоднородных по толщине и по площади нефтяных месторождений. Предположение об эффективности циклического заводнения впервые было высказано М.Л. Сургучевым в конце 1950-х гг. В настоящее время имеется определенный объем результатов теоретических, лабораторноэкспериментальных и промысловых исследований, представленные в работах Сургучева М.Л., Шарбатовой И.Н., Цынковой О.Э., Боксермана А.А. и др. Циклическое заводнение при определенных геолого-промысловых условиях позволяет вовлечь в разработку низкопроницаемые застойные зоны пласта и как следствие приводит к увеличению нефтеотдачи по пласту в целом. Важным преимуществом данного метода является незначительные капитальные вложения, т.к. для его применения не требуется каких-либо серьезных проектных и инфраструктурных изменений. Целью данной работы является исследование степени влияния геолого-физических характеристик пласта на эффективность циклического заводнения. Исследование проведено на основе синтетических трехмерных гидродинамических моделей, учитывающих наиболее значимые геологофизические особенности, такие как: слоистая и зональная неоднородность, соотношение проницаемостей слоев и их взаимное расположение, соотношение вязкости воды и нефти, зависимости капиллярного давления от насыщенности, гистерезис относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления. Полученные результаты могут быть использованы при выборе объектов для применения циклического заводнения и предварительной оценки эффективности технологии. 147 ПРИМЕНЕНИЕ ОСЦИЛЛЯТОРА ДЛЯ СНИЖЕНИЯ СИЛ ТРЕНИЯ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ О СТЕНКИ СКВАЖИНЫ (THE APPLICATION OF OSCILLATOR FOR REDUCING THE FRICTIONAL FORCES OF THE DRILL STEM ON THE BOREHOLE WALL) Карданов А.А. (научный руководитель - профессор Симонянц С. Л.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Одним из эффективных способов интенсификации добычи нефти и газа является бурение наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками. Актуальной задачей при бурении таких скважин является снижение сил трения бурильных колонн о стенки скважины. Сегодня получили применение химические и механические способы снижения сил трения бурильной колонны о стенки скважины. При химических методах применяются различные типы смазывающих компонентов в буровых растворах. Механический метод предполагает использование в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) центраторов, калибраторов, осцилляторов и т.д. В компании National Oilwell Varco разработан скважинный осциллятор, позволяющий снизить коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины, с целью довести требуемую осевую нагрузку на долото и увеличить механическую скорость проходки. Осциллятор создает малоамплитудные колебания в КНБК что обеспечивает: плавность подачи долота; снижение крутильных напряжений в бурильной колонне; повышение управляемости компоновки; рост механической скорости проходки; снижение вероятности дифференциального прихвата. Осциллятор совместим с MWD/LWD системами. Его применение позволяет значительно увеличить протяженность горизонтального участка при заканчивании скважины. 148 ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИИ ШНЕКОВОГО ДИНАМИЧЕСКОГО НАСОСА ДЛЯ ПОДЪЕМА МНОГОКОМПОНЕНТНОЙ ПЛАСТОВОЙ ПРОДУКЦИИ В СКВАЖИННЫХ УСЛОВИЯХ (DESIGN FEATURES A SCREW PUMP FOR LIFTING MULTICOMPONENT PRODUCTS OF OIL WELL) Каханкин В. А. (научный руководитель - профессор Мохов М. А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Эксплуатация скважин в осложненных условиях. Вовлечение в разработку запасов высоковязкой нефти. Развитие различных направлений по улучшению насосной техники для добычи нефти. Повышение эффективности эксплуатации скважин погружным оборудованием на нефтяных месторождениях, особенно, в осложненных условиях. Разработка нового шнекового динамического насоса для добычи многофазной скважинной продукции. Преимущество геометрической формы рабочей камеры шнекового насоса для перекачивания вязких сред и сред с высоким содержанием механических примесей. Преимущества и недостатки применения электроцентробежных, штанговых и электровинтовых насосов при откачке высоковязких нефтей из скважин. Использование программных комплексов трехмерного моделирования при создании проточной части шнекового насоса. Проведение численных экспериментов на 3D-симуляторах. Расширение возможностей применения бесштанговых погружных насосов для добычи высоковязких нефтей. Разработка трехмерной модели нового шнекового насоса. 149 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СПЕКТРОСКОПИИ РАССЕНИЯ МАНДЕЛЬШТАМА-БРИЛЛЮЭНА ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ ПОВЕДЕНИЯ БУТАНА В ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ ВЕРХНЕЙ МАНТИИ ЗЕМЛИ (USING BRILLOUIN SCATTERING IN STUDYING THE BEHAVIOR OF BUTANE IN THERMOBARIC CONDITIONS OF THE UPPER MANTLE OF THE EARTH) Керимов Х.И. (научный руководитель - к.х.н., Ph.D. Колесников А.Ю.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Изучение углеводородов при сверхвысоких термобарических параметрах представляетcя большой интерес для проблем геохимии флюидов, процессов алмазообразования и проблемы происхождения нефти и газа. В работе предоставлена информация об использовании рассеяния Мандельштама-Бриллюэна для изучения свойств бутана при давлении 30 кбар и температуре 20-300 оС , анализ и обработка экспериментально полученных результатов. Рассеяние Мандельштама-Бриллюэна – результат взаимодействия акустических и электромагнитных волн, поэтому, в первую очередь, результаты исследования показывают информацию о механических свойствах конденсированной среды, в отличие от спектроскопии комбинационного рассеяния, показывающего информацию о молекулярных свойствах. При нагревании бутана в алмазных наковальнях резистивным методом был обнаружен эффект резкого уменьшения сдвига сигнала рассеяния Бриллюэна, соответствующего продольной звуковой волне. В этот же момент произошел сильный рост сигнала обратного рассеяния, что свидетельствует о резком увеличении прозрачности среды. При уменьшении температуры не произошло восстановления сигналов наблюдавшихся при соответствующей температуре при нагревании. Анализ полученной системы с помощью лазерной спектроскопии комбинационного рассеяния показал крайне высокую степень флюоресценции не позволяющую определить природу гомогенного прозрачного образца. В докладе будет приведено методическое описание установки, процедуры подготовки алмазных наковален и загрузки образца, представлен ряд гипотез для объяснения наблюдавшегося эффекта. 150 ПРИМЕНЕНИЕ ПАВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЕННЫХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН (APPLICATION OF SURFACTANTS IN FLOODED GAS AND GASCONDENSATE WELLS) Кильянов Г.М. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Ермолаев А.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Газовые и газоконденсатпые месторождения Крайнего Севера являются составной частью крупной меловой водонапорной системы. При уменьшении пластового давления в залежи водонапорная система чутко реагирует на это вторжением подземных вод в залежь, при этом наблюдается падение гидростатического давления на границе залежь-водонапорная система в законтактной части и появление воды в скважинах, расположенных в пределах газовой залежи. Особенно это проявляется при проведении работ на месторождениях, находящихся на завершающей стадии разработки, когда имеет место интенсивное поступление и накопление пластовой жидкости на забое скважины, что при определенных условиях может привести к глушению продуктивного пласта и прекращению процесса добычи газа. Стабильность работы обводняющихся скважин, находящихся на заключительной стадии разработки, освоение самозаглушенных скважин обеспечивается различными физическими и физико-химическими методами, направленными па удаление скапливающейся жидкости. В России широко применяется метод удаления жидкости с помощью поверхностно-активных веществ (ПАВ). Применение ПАВ в виде стержней, вводимых в скважину через лубрикатор, позволяет обрабатывать скважины без изменения конструкции (за исключением необходимости извлечения забойных клапанов), с герметизированным затрубным пространством и, за счет удаления воды с забоя, поддерживать стабильность их работы до проведения таких мероприятий, как замена КЛТ или снижение давления в газосборной сети. Для удаления скапливающейся на забое жидкости применяются различные ПАВ: аниопактивные, неионогенные, катионактивные и амфолитпые. Наибольшее распространение получили анионактивные и неионогенные поверхностно-активные вещества. Выносящая способность различных ПАВ тесным образом связана со скоростью воздушного потока, при которой происходит барботаж, содержание газового конденсата, увеличение температуры воздушного потока. То есть, эффективный вынос водогазоконденсатной смеси в виде пеноэмульсии происходит в случае слабого взаимодействия между адсорбционными слоями па поверхности глобул газоконденсата и пузырьков воздуха в условиях легко обновляющейся межфазной поверхности. 151 СОХРАНЕНИЕ ЕСТЕСТВЕННЫХ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА (METHODS OF MAINTAINING NATURAL PERMABILITY OF PRODUCTIVE LAYERS) Ким Д.С. (научный руководитель - д.т.н., профессор Зозуля В.П.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Краткий выборочный анализ состояния вскрытия продуктивных пластов показывает, что применяемые технологии вскрытия и типы буровых растворов оказывают определенное влияние на изменение проницаемости призабойной зоны. Это обусловлено тем, что скважины бурятся достаточно быстро, время воздействия бурового раствора на продуктивный пласт не превышает 50 часов. При существующих репрессиях на пласт, данных типа буровых растворов и характеристиках пластов-коллекторов глубина проникновения фильтрата составляет примерно два диаметра скважин (~0,4м). Половина этой глубины вскрывается перфорацией; оставшаяся часть зоны, куда проник фильтрат бурового раствора, частично снижает проницаемость призабойной зоны. Оценка блокирующей способности фильтратов бурового раствора показывает, что коэффициент восстановления проницаемости для них находится в пределах 8085%. Однако такая кольматация пластов оказывает влияние на продуктивность скважин только в начальный период работы скважин (до 6 мес.). В дальнейшем, при эксплуатации скважин, происходит частичная отчистка призабойной зоны. Проведенные гидродинамические исследования подтверждают нормальное состояние призабойной зоны, так как у большинства скважин коэффициент гидродинамического совершенства (ОП) высокий. При вскрытии продуктивных пластов с проницаемостью менее 100мд с целью обеспечения сохранения естественной проницаемости призабойной зоны уже на первом этапе работы скважины необходимо совершенствовать технологию вскрытия продуктивных пластов путем:1) перевода применяемых буровых растворов за 50-100м до продуктивного пласта в раствор ингибирующий (хлоркальциевый, хлоркалиевый и т.п.); 2)выбора технологии вскрытии, обеспечивающей проникновение фильтрата бурового раствора в пласт на глубину, не превышающую глубину прострела применяемыми перфораторами, в соответствии с РД 39-014709-509-05 «Методика выбора режимов промывки скважин при вскрытии продуктивных пластов»; А) производить перфорацию в 100% закопченных строительством скважин на специальных жидкостях: импортных эмульсионных и ингибированных солевых растворах. Осуществлять перфорацию скважин при депрессии на нефти с помощью перфораторов типа ПНКТ и ПР. Б) с целью качества вскрытия продуктивных пластов проводить гидродинамические исследования а период освоения или в течении первого месяца эксплуатации скважин (РД-39-0147009-530-05); В) рекомендовать проведение геофизических и гидродинамических исследований после перфорации для сравнительной оценки качества вскрытия и состояния крепи, а также исследовать пласт пластоиспытателем. 152 PDC ДОЛОТА И ПЕРСПЕКТИВЫ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ В УЗБЕКИСТАНЕ (PDC BITS AND PROSPECTS FOR THEIR USE IN UZBEKISTAN) Ким К. В. (научный руководитель - доцент, д.т.н. Зозуля В.П.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте PDC долота – тип долот, армированных поликристаллическими композитными вставками. На сегодняшний день они зарекомендовали себя наилучшим образом для бурения скважин со сложным геологическим разрезом благодаря своей универсальности, хорошей ударопрочности и стойкости. Впервые этот тип долот был разработан и опробован в США в 1984 г. Основным элементом вооружения долот PDC являются алмазнотвердосплавные резцы. Резец имеет твердосплавную основу, покрытую слоем поликристаллического алмаза толщиной от 0,5 до 5мм. К основным достоинствам долот PDC относятся отсутствие в их конструкции подвижных частей, высокая износостойкость, самозатачивающее действия резцов и низкая требуемая осевая нагрузка на долото. Развитие долот PDC, привело к качественному скачку показателей, как по механической скорости, так и по длине рейсов и соответственно сокращению количества СПО (спуско-подъемных операций). Так же снизилась аварийность, связанная с оставлением частей долота на забое. Узбекские месторождения характеризуются сложным геологическим разрезом, вследствие чего невозможно бурение скважин продолжительными рейсами. Дополнительные затраты времени на спускоподъемные операции и смену компоновки низа бурильной колонны значительно увеличивают стоимость скважины. Исходя из вышесказанного, можно заключить, что применение PDC долот на месторождениях Республики Узбекистан является более чем целесообразным. Несмотря на очевидные преимущества PDC долот перед остальными, на узбекских буровых предприятиях этот тип долот практически не применяется в силу их дороговизны. Однако стоит отметить, что зачастую затраты на PDC долота с лихвой окупаются эффективностью их работы. 153 ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ ОБСАДНЫМИ ТРУБАМИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ЮЖНОГО КАЗАХСТАНА (CASING DRILLING TECHNOLOGY IN THE OIL FIELD OF SOUTH KAZAKHSTAN) Кириллов А.Б. (научный руководитель - профессор Подгорнов В.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Технология бурения на обсадных трубах применяемая на практике является революционной технологией, обеспечивающей спуск обсадной колонны на проектную отметку с одновременным выполнением циркуляции, расхаживания колонн ее вращения в процессе проходки. Бурение и спуск колонны производится одновременно. При максимальном использовании возможностей системы верхнего привода ТБОТ является решением, доказавшим свою эффективность по результатам проходки нескольких миллионов метров, как на суше, так и на морском шельфе, при бурении как вертикальных, так и наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Благодаря гибкости применения технология ТБОТ может успешно применяться вместо традиционных технологий бурения, обеспечивая при этом сокращение эксплуатационных расходов и трудозатрат, снижение капитальных затрат и сокращении сроков выполнения работ. Простота ТБОТ является одним из основных факторов привлекательности этой технологии для многих добывающих предприятий. Оборудование ТБОТ требует минимальной адаптации к стандартной буровой установке и в большинстве случаев может быть смонтировано буквально за несколько часов. Основными узлами комплекса оборудования являются система верхнего привода и система принудительноуправляемого спуска обсадных колонн Casing Drive System™ (CDS™) производства компании ТЕСКО, в комплексе составляющими главный исполнительный элемент системы бурения на обсадных трубах. Монтируемая непосредственно под верхним приводом система спуска колонн CDS обеспечивает высокие эксплуатационные параметры благодаря возможности одновременного выполнения циркуляции, вращения и расхаживания колонны в процессе спуска. Технология ТБОТ практически устраняет риски, связанные с поглощениями. Эффект задавливания частиц шлама в пласт повышает продуктивность пласта благодаря снижению или устранению фильтрации бурового раствора в призабойную зону пласта. Анализ показал целесообразность использования технологии бурения обсадными трубами на месторождениях Южного Казахстана. 154 ОБ ОСОБЕННОСТЯХ ВЛИЯНИЯ РАЗМЕРА ЯЧЕЙКИ РАСЧЕТНОЙ СЕТКИ МОДЕЛИ НА ПРОГНОЗНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЕРТИКАЛЬНЫМИ И СКВАЖИНАМИ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ (EFFECT OF GRID BLOCK SIZE ON PRODUCTION FORECAST DATA FOR VERTICAL AND HORIZONTAL WELLS) Киямова Д.Т., Разживин Д.А. (научный руководитель - д.т.н. Хакимзянов И.Н.) ТатНИПИнефть По результатам многочисленных и многовариантных расчетов на геолого-технологической модели выявлены особенности влияния размеров ячеек расчетной сетки модели на прогнозные показатели разработки залежи, как с использованием вертикальных скважин (ВС), так и скважин с горизонтальным окончанием (СГО). С целью более детального исследования влияния уплотнения расчетной сетки, путем измельчения размера ячейки, на прогнозные показатели разработки, из залежи был верезан отдельный 9-ти точечный элемент. На данном элементе по каждому из вариантов (вариант с ВС и СГО) были проведены прогнозные расчеты показателей разработки до 2030 года с измельчением размера ячейки расчетной сетки от 50м до 5,6м. Для количественной оценки величины погрешности прогнозных показателей, в зависимости от размеров ячейки расчетной сетки, рассчитаны средние за весь период, а также относительные погрешности каждого из сравниваемых параметров. По анализу результатов геолого-технологического моделирования разработки залежи получено, что измельчение размера ячейки для случая разработки залежи ВС приводит к увеличению сравниваемых параметров. Измельчение размера ячейки для случая разработки залежи СГО приводит к снижению накопленной добычи и дебита нефти и к росту обводненности. Наибольшие значения относительной погрешности расчета накопленной добычи и дебита нефти, а также и обводненности проявляются при разработке залежи ВС. Данный факт в основном связан с определением момента образования конуса путем прорыва нагнетаемой в пласт воды. Именно в данный период возникают максимальные погрешности расчета, как эксплуатационных показателей отдельных ВС, так и интегральных показателей в целом по выбранному элементу. По результатам численных экспериментов на элементе разработки эмпирически установлены конкретные размеры, при которых дальнейшее измельчение сетки не сопровождается заметным изменением значений целевых показателей. 155 ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА (PROSPECTS FOR DEVELOPMENT AND PRODUCTION OF HIGH-TECHNOLOGY OIL ARCTIC SHELF) Мусанова М.М., Киян П.И. (научный руководитель - аспирант Дуркин С.М.) Ухтинский государственный технический университет Освоение ресурсов нефти и газа в пределах континентальных шельфов морей и океанов является актуальной проблемой, от решения которой во многом зависит прирост запасов и рост добычи углеводородов не только в России, но и во многих других странах. В работе рассмотрены перспективы освоения нефти и газа на Арктическом шельфе. Представлены характерные особенности освоения морских нефтегазовых месторождений с учетом суровых природноклиматических и гидрометеорологических условий. Также дана характеристика морским нефтегазопромысловым сооружениям в зависимости от глубины моря и от дальности расположения их от суши. Акцентировано внимание на долю высоковязких нефтей Арктического шельфа. Особенно актуальной задачей является транспортировка углеводородов с месторождений Арктического шельфа. На сегодняшний день ощущается дефицит программных средств для расчета технологических показателей разработки данных месторождений. В работе предпринята попытка создания собственной математической модели, позволяющей рассчитывать основные параметры по длине трубопровода. Была разработана консольная программа на языке программирования С++, в которой с помощью уравнения Бернулли было рассчитано падение давления в магистральном трубопроводе при транспортировке высоковязких нефтей. 156 ИННОВАЦИОННЫЙ МОДУЛЬ ПОДГОТОВКИ ВОДЫ (INNOVATE MODULAR PREPARETION FOR WATER) Коньков Ю.Н. (научный руководитель - Кырнаев Д.В.) ОАО «РИТЭК» В работе приводится обоснование технологии подготовки рабочего агента системы поддержания пластового давления Верещагинского месторождения на УППН «Беляевка» на основе модуля КМСРК, разработанного ООО «Новые Технологии и Решения». В модуле КМСРК реализована двухступенчатая технология очистки. На первой ступени обеспечивается осаждение основной массы мех. примесей, на второй – очистка воды до требуемых кондиций по остаточному содержанию нефти и мех. примесей. Принцип действия первой ступени объемное центрифугирование с гидравлической выгрузкой осадка (мех. примесей), вторая ступень – центрифугирование в пористой среде. Прототип оборудования не имеет отечественных аналогов, прошел заводские испытания, имеется разрешительная документация для применения на опасных производственных объектах. Таким образом, предлагаемую технологию и оборудование можно охарактеризовать как инновационную. Качественная подготовка воды обеспечит соблюдение требований проектно-технологической документации на разработку месторождения, что на прямую влияет на величину коэффициента извлечения нефти. Ожидаемый экономический эффект в первые 3 года составит 2 500 тыс. руб. Опытно-промышленные испытания модуля КМСРК на УППН «Беляевка» ОАО «РИТЭК» запланированы на второе полугодие 2014 года. Применение инновационного модуля по подготовке воды возможно во всех отраслях народного хозяйства, производящих жидкие отходы. Внедрение модуля позволит снизить негативное воздействие на окружающую среду, а предприятиям улучшить экономические показатели за счет ухода от оплаты штрафов 157 ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ПАРАМЕТРОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ШЕРШНЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ГЛУБИНУ ВЫПАДЕНИЯ АСПО Коробов Г.Ю. (научный руководитель - д.т.н., проф. Рогачев М.К.) Национальный минерально – сырьевой университет «Горный» Одна из основных проблем нефтедобычи, на сегодняшний день, является проблема отложения парафина на стенках скважины. Для успешного применения оборудования и технологий предупреждения образования и удаления парафина необходимо определять глубину начала их образования в скважинах. В ходе работы получена математическая модель, позволяющая получить глубину начала выпадения парафина в скважине: 𝐻аспо = 𝑓(𝑃𝑖 ; 𝑇𝑖 ; Г𝑖 ; ∆𝑇уэцн ; 𝑄ж ; 𝛽ж ; 𝜂н ; 𝐷нкт ) ( 1) где 𝑃𝑖 - давление потока жидкости в скважине; 𝑇𝑖 – температура потока жидкости; Г𝑖 - газосодержание потока жидкости; ∆𝑇уэцн температурный нагрев УЭЦН; 𝑄ж - дебит жидкости; 𝛽ж – обводненность жидкости; 𝜂н - КПД насоса; 𝐷нкт - диаметр НКТ. Достоверность полученной модели подтверждается промысловыми данными. Трудность использования зависимость заключается в том, что она включает в себя большое количество данных, получение или расчет которых не всегда является возможным. В то же время в рамках одного месторождения большое количество данных для различных скважин схожи, что дает возможность для упрощения математической модели с сохранением точности, достаточной для решения промысловых задач. Таким образом, при обработке промысловых данных для Шершневского месторождения получены зависимости глубины начала выпадения парафина в скважине от различных параметров эксплуатации скважин, таких как дебит скважины, диаметр эксплуатационной колонны, водонефтяной фактор, кпд насоса. Полученные зависимости позволяют оперативно оценить глубину начала выпадения парафина в скважине, а так же показать влияние изменения того или иного параметра эксплуатации на изменения этой глубины. 158 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РЕОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ СТАЦИОНАРНЫХ БУРОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА СТАНДАРТНЫХ ВОРОНКООБРАЗНЫХ ВИСКОЗИМЕТРАХ (DEVELOPMENT OF METHOD OF RHEOLOGICAL TESTING OF NONTHIXOTROPIC DRILLING FLUIDS BY FUNNEL VISCOSIMETERS) Костюченко А.Н. (научный руководитель - д.т.н., профессор Григорьевич Л.Е.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Для измерения реологических параметров буровых промывочных жидкостей всё чаще пользуются дорогостоящими импортными ротационными вискозиметрами, представляющими собой достаточно сложные электромеханические приборы, требующие квалифицированного обслуживания и периодического тарирования. В этой связи остаётся актуальным определение реологических характеристик с помощью простых по конструкции полевых воронкообразных вискозиметров. В докладе предложена новая модель истечения жидкости из стандартного полевого вискозиметра СПВ-5, который впервые рассмотрен как капиллярный вискозиметр с местным сопротивлением. Построены эпюры распределения давлений и записано уравнение баланса давлений при истечении жидкости из СПВ-5. Найден коэффициент местных сопротивлений вискозиметра СПВ-5 в результате решения обратной задачи с использованием эталонной жидкости с известными реологическими характеристиками. Правомерность универсальности коэффициента местных сопротивлений СПВ-5 подтверждается его постоянством во всем диапазоне ламинарного истечения из воронки вязких жидкостей широкого спектра вязкости. Аналогичным образом возможно определение коэффициента местных сопротивлений воронки Марша, ВП-5 и других воронкообразных вискозиметров. В работе предложен подход для определения реологических параметров любых реологически стационарных жидкостей с помощью стандартных воронкообразных вискозиметров, который даёт хорошую сходимость с данными, полученными на ротационном вискозиметре. Разработана простая и удобная для практического использования методика определения реологических параметров буровых нетиксотропных промывочных жидкостей на дешёвом СПВ-5 в промысловых условиях. Для проверки правильности методики проводились исследования реологических свойств буровых растворов различных типов как приготовленных в лаборатории, так и реальных отобранных на буровых. По данным измеренным на СПВ-5 и ротационном вискозиметрах находили расхождение между реограммами, полученными с помощью обоих типов вискозиметров. В результате предложенная методика позволила получить достаточно высокую корреляционную связь между реограммами, полученных на обоих вискозиметрах. 159 ПРИМЕНЕНИЕ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ УЧЕБНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (APPLYING WATER-ALTERNATED-GAS INJECTION FOR MAXIMIZING "X" OIL FIELD PRODUCTION) Кравчук Н.С. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Пятибратов П. В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Применение водогазового воздействия с целью повышения эффективности разработки нефтяного месторождения относится к газовым методам увеличения нефтеотдачи. Технология направлена на выравнивание профиля вытеснения, а также увеличение коэффициента охвата и коэффициента вытеснения. В работе в качестве объекта для гидродинамического моделирования рассмотрен продуктивный пласт АС10 Учебного месторождения. Залежь характеризуется неоднородным строением с поровым типом коллектора, невысокими значениями вязкости и газосодержания нефти. Построение фильтрационной модели и гидродинамические расчеты проводились в программном пакете Nexus Desktop компании Halliburton. В работе рассматривались варианты разработки залежи с применением заводнения и водогазового воздействия. Водогазовое воздействие является перспективной технологией разработки залежи, потому что имеет ряд преимуществ над другими методами воздействий. Водогазовое воздействие обеспечивает увеличение коэффициента охвата по толщине при вытеснении нефти водой и уменьшение остаточной нефтенасыщенности при вытеснении газом, а также уменьшение неоднородности фильтрационного потока. Вытеснение нефти водогазовой смесью происходит более эффективно за счет изменения формы относительных фазовых проницаемостей воды, газа и нефти. Продолжительность эффекта от применения ВГВ связано с размерами и длительностью сохранения двухфазной области: вода и газ, которая обеспечивает проявление комбинированного эффекта. Несмотря на имеющиеся недостатки: гравитационная сегрегация и снижение приемистости нагнетательных скважин, использование данной технологии для разработки месторождений является эффективным мероприятием. Таким образом, применение водогазового воздействия для условий пласта АС10 Учебного месторождения в сравнении с заводнением показало высокую технологическую эффективность. Прирост накопленной добычи нефти и КИН составили соответственно 1310,2 тыс.т и 5,1%. 160 БИОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ В КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТАХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УЗБЕКИСТАНА (BIOTECHNOLOGICAL METHODS OF ENHANCED OIL RECOVERY IN CARBONATE RESERVOIRS OF OIL FIELDS IN UZBEKISTAN) Кремлев А.В. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Котлярова Е.М.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Биотехнологический подход включает дальнейшее серьёзное развитие существующих микробиологических способов на основе современных возможностей биотехнологии с целью более активного и целенаправленного использования микроорганизмов и других живых систем в нефтегазовом производстве. Применяемые способы повышения нефтеотдачи подразделяют на первичные, вторичные и третичные, а также комбинированные способы. К ним можно отнести и биотехнологические, которые обладают комплексным, комбинированным действием. Суть биотехнологических способов повышения нефтеотдачи пластов: микроорганизмы способны синтезировать (вырабатывать) различные вещества, снижающие вязкость и повышающие выход нефти; существуют бактерии, которые обитают и размножаются в нефтеносных пластах и способствуют извлечению т.н. недоступной нефти; микроорганизмы избирательно (селективно) повышают эффективность охвата нефтеносного пласта вытесняющими агентами, которые могут вырабатываться самими же бактериями; Биотехнологические способы могут серьёзно усилить указанные полезные качества микроорганизмов и существенно повысить эффективность их целенаправленного применения в нефтегазовом производстве. 161 ИНДИВИДУАЛЬНЫЕ СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ (INDIVIDUAL MEANS OF CONTROL OF PRODUCED FLUIDS) Кузеев Д.Р. (научный руководитель - Деньгаев А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Объектом исследования являются групповые и индивидуальные замерные установки типа «Спутник» и «Phase Test», АСМА, технологические аспекты проблем этих установок и возможные пути решения. Проблемы формулируются в виде сравнительной характеристики обоих типов устройств. Оптимальные решения этих задач служат исходной информацией для формирования вариантов разработки и обустройства месторождения. Несмотря на надежность автоматизированных групповых замерных установок типа «Спутник», они обладают рядом существенных недостатков, таких как периодичность замера, необходимость предварительной сепарации газа. АГЗУ с периодическими замерами дебитов недостаточно точны, не оперативны и не обеспечивают достоверности результатов - по сути они являются индикаторными, а не измерительными установками. Причем относительная погрешность измерения дебита скважины всегда больше приведённой (по паспорту) погрешности АГЗУ. Индивидуальные замерные установки типа «Phase Test» обладают расширенным потенциалом для измерения различных параметров, лишен периодичности замера и представляет собой оптимальный выбор в случаях, когда предприятие готово выделить соответствующие средства. При весьма продолжительном времени замера визуализация результатов благоприятна. Таким образом, в ходе работы обосновывается возможность и преимущества/недостатки использования индивидуальных замерных установок на месторождении. 162 ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ СБ (OPTIMIZATION OF THE SB OILFIELD MECHANIZED WELLS FUNCTIONING) Куква И. В., Зайнуллов Т. (научный руководитель - доцент Язынина И. В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Главной целью данной работы являлось повышение эффективности работы механизированного фонда скважин месторождения. Основным видом осложнения при эксплуатации глубинно-насосного оборудования месторождения является обрыв и раскручивание штанг, что связано с осложненными условиями их эксплуатации. В связи с небольшими глубинами скважин, для набора заданных углов необходимы большие углы набора интенсивности кривизны, 3 о/10 м и более. Более того осложняют механизированную добычу высокая вязкость продукции и наличие механических примесей в скважинной продукции. В основном обрыву штанг подвержены наклонно-направленные и горизонтальные скважины, эксплуатирующиеся штангово-винтовыми насосными установками. Основные причины ремонта: 1. Слом штанг (397, из них: ННС-153, ГС-191); 2. Проблемы с НКТ (отверстие, брак резьбы, трещина); 3. Влияние песка на работу ГНО; 4. Неисправность насоса; 5. Другие причины (аварии и т.д.). На основе имеющихся данных о средней стоимости оборудования ШГН, ШВН и ЭВН, а также о величине всех эксплуатационных затрат (ТиКРС, электричество, обслуживание) был проведен анализ работы всех типов насосов, расчитаны удельные эксплуатационные затраты на одну скважину в год в зависимости от типа конструкции скважины и используемого в ней ГНО. Был произведен грамотный подбор глубинного насосного оборудования. Основной вклад состоит в комплексном изучении работы насосного оборудования месторождения СБ, решении проблемы увеличения наработки на отказ с помощью новейшего оборудования, а также рассматривались технологии альтернативных способов механизированной добычи. Был проанализирован опыт использования различного погружного оборудования на схожих месторождениях. На основании проделанной работы были сформулированы ценные указания по оптимизации работы механизированного фонда скважин месторождения. Библиографический список: 1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. — М: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2003. — 816 с. 2. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложнённых условиях: Учебное пособие для вузов. – М.: МАКС пресс, 2008. – 312 с. 3. Нефтегазопромысловое оборудование под общ. ред. В. Н. Ивановского. Учебник для ВУЗов. — М.: «ЦентрЛитНефтеГаз», 2003. — 720 с. 4. Мищенко И.Т. Технология и техника добычи нефти. Теоретические основы подъема жидкости из скважин, часть 1 (Учебное пособие). — М.: МИНХ и ГП имени И.М. Губкина, 1977. — 372 с. 5. Середа Н. Г., Сахаров В. А., Тимашев А. Н. Спутник нефтяника и газовика: Справочник. — М.: Недра, 1986. – 325 с. 163 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ОПЗ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП НА ПРИМЕРЕ НГДУ «ЕЛХОВНЕФТЬ» (ANALYSIS OF EFFICIENCY OF PHYSICAL AND CHEMICAL METHODS BOTTOMHOLE TREATMENT IN PRODUCING WELLS SINCE THE FRACTURING BY EXAMPLE OIL AND GAS MANAGEMENT «ELKHOVNEFT») Куланбаева Л.И. (научный руководитель - д.т.н., профессор Гуськова И.А) Альметьевский государственный нефтяной институт В настоящее время большинство нефтяных месторождений Татарстана находятся в стадии снижающейся добычи. Возрастает разработка трудноизвлекаемых запасов и эксплуатация низкодебитных скважин. В современных условиях, одним из основных методов воздействия на пласт, направленных на повышение продуктивности скважин, стало применение гидравлического разрыва пласта (ГРП). Однако, как показывает опыт применения ГРП на месторождениях Татарстана, продуктивность скважин после ГРП в процессе эксплуатации снижается, а при проведении повторных операций возрастает доля неуспешных ГРП. Обусловлено это, как коллекторскими свойствами продуктивных пластов, так и загрязнением ПЗП разного рода кольматантом, включающим мехпримеси, незакрепленного проппанта из пласта-трещины. Основной частью геолого-технических мероприятий, обеспечивающих повышение эффективности использования фонда скважин на месторождениях Татарстана, являются физико-химические методы воздействия на призабойную зону скважин. Исследовались две скважины, на одной из которых после ГРП была проведена закачка 15 мл HCl, а на другой была проведена большеобъемная селективная кислотная обработка. Судя по графикам динамики коэффициента продуктивности, можно сделать вывод, что проведение солянокислотной обработки на карботнатных коллекторах является не менее эффективным как по приросту коэффициента продуктивности, так и по длительности эффекта, чем гидрокислотный разрыв пласта. То есть, нет необходимости в проведении повторного ГРП, который является более дорогостоящим и трудоемким, нежели закачка соляной кислоты. Внедрение представленных комплексных технологий, сочетающих в себе физико-химическое воздействие на ПЗП, проводимые с ремонтными бригадами и без их привлечения, являются перспективными и актуальными при разработке месторождений Татарстана. Простота и комбинированность методов при успешном проведении позволяет быстро окупить затраты, а также снизить себестоимость добываемой нефти. 164 ОЦЕНКА ХИМИЧЕСКОГО ЗАВОДНЕНИЯ МЕЖДУ СКВАЖИНАМИ (EVALUATION OF CHEMICAL EOR IN BETWEEN WELLS) Кульбаченко Л.В. (научный руководитель - профессор Jean-Marie Voirin) IFP School, РГУ нефти и газа имени Губкина В работе рассматривается поведение химических агентов, используемых для повышения нефтеотдачи (поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, щелочи). Используемы на данный момент размеры ячеек в гидродинамической модели не позволяют оценить эффекты, связанные с изменением Капиллярного и Бонда номеров. В данной работе были исследованы варианты использования лишь ПАВ или полимеров, их сочетание в различных пропорциях, ПАВ и полимеры с добавлением щелочей в различных пропорциях и порядке закачки. Эксперименты были проведены на 1D, 2D, 3D сетках с малым размером ячеек (куб с гранью до 0,5м). В ходе экспериментов было выявлено множество эффектов, таких как гравитационное и горизонтальное разделение растворов, нарушение паттерна заводнения (рис. 1) и связанные с этим скачки концентраций. Так же была произведена оценка эффективности обозначенных комбинаций. Рис. 1 Паттерн закачки ПАВ 165 РАЗРАБОТКА ЗАБОЙНОГО ФИЛЬТРА, РЕКОМЕНДУЕМОГО ДЛЯ БОРЬБЫ С ВЫНОСОМ ПЕСКА НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ГУМХОНА (DEVELOPMENT OF DOWNHOLE FILTER RECOMMENDED FOR SAND CONTROL IN THE FIELD GUMHONA) Курбанов Ш.М. (научный руководитель - доцент Муминов А.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте При проектировании строительства скважины №17 месторождения Гумхона предусмотрен спуск хвостовика, оборудованного фильтром для борьбы с выносом песка из X-b пласта. Для решения проблемы с выносом песка из пласта в скважину, были разработаны 3 вида забойных фильтров и измерены их проницаемости: гравийного с диаметром зерен не более 3 мм, щелевого фильтра с шириной щели не более 0,4 мм, пенобетонного с открытой пористостью 80% по 3-ем видам флюидов (вода, пластовая вода с песком, нефть с песком). Таблица 1. Результаты исследования проницаемости различных забойных фильтров Гравийная набивка Пенобетонный фильтр Проницаемость, 10-3 мкм2 Щелевой фильтр Проница емость, мкм2 Дебит, м3/cут 0,25 120 1,875 1,0 480 7,5 Проницаемость, 10-3 мкм2 Дебит, м3/cут газ нефть вода нефть вода вода Бур. Раст-р нефть вода 0,25 6000 175,8 219,8 2,6 11,3 1100 550 950 0,20 4277 - - - - - - - Давление, МПа Давлени е, МПа Подводя итоги, можно сказать, что гравийный фильтр, несмотря на высокую проницаемость, по причине большого размера гравийных зерен показал свою неэффективность и пропустил песок в больших количествах. Щелевой фильтр не пропустил песка, но его проницаемость оказалась не очень большой. Самым оптимальным вариантом явился пенобетонный фильтр, который показал свою эффективность, как при задержке песка, так и в отношении проницаемости (6 Дарси). 166 ИНТЕЛЛЕКТУАЛИЗАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ (OILFIELD INTELLECTUALIZATION) Кырнаев Д.В. (научный руководитель - Лысенков С.Н.) ОАО «РИТЭК» Важнейшим аспектом при интеллектуализации существующих месторождений представляется производственно-технический аудит, направленный на выявление эффективности эксплуатационных процессов, с учетом реальной истории разработки. Полигоном выбрано Аряжское месторождение ТПП «РИТЭК-Уралойл» ОАО «РИТЭК». Определены два вектора повышения эффективности: Формирование оптимального технологического режима работы скважин и оборудования, по средствам комплексного анализа системы добычи, включающего пласт, скважину, устьевое оборудование и наземные производственные объекты. Повышение коэффициента эксплуатации скважин, путем создания единой системы данных, сокращения времени реагирования и принятия решений, и как следствие снижению недоборов нефти по причине простоя оборудования. Проведенный производственно-технический аудит процессов разработки и эксплуатации месторождения, позволил выдать рекомендации по оптимизации системы сбора и транспорта нефти и газа, учета поступления и закачки жидкости на УПСВ «Аряж». Проанализирована существующая схема передачи данных. Главной проблемой представляется разрозненность информации, представленной многочисленными формами Excel. В качестве альтернативы предложено внедрить систему автоматизации, по средствам которой будет создано единое информационное пространство. Развитие моделирования и достигнутые результаты послужили основанием, чтобы использование геолого-гидродинамических моделей при проектировании стало обязательным. Намеченная тенденция не оставляет сомнений, что и построение моделей скважин и поверхностной инфраструктуры в ближайшее время станет нормой. Постоянно действующая интегрированная модель является высокоэффективным инструментом анализа и планирования и основой интеллектуального месторождения. 167 ОЦЕНКА ИЗНОСА И РЕМОНТОПРИГОДНОСТИ ДОЛОТ ТИПА PDC В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ (DULL GRADING AND MAINTAINABILITY ASSESSMENT FOR PDC BITS IN FIELD CONDITIONS) Липатников А.А. (научный руководитель - профессор Леонов Е.Г.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В последние десятилетия при бурении скважин широкое применение получили безопорные долота с поликристаллическими алмазными резцами типа PDC. Учитывая высокую стоимость и большую производительность, а также ремонтопригодность долот данного типа, к методикам описания износа долот PDC в промысловых условиях предъявляются особые требования. Сегодня для оценки износа долот PDC применяются коды ВНИИБТ и IADC. Однако, они не рассматривают ремонтопригодность долот и являются избыточными по содержанию, что затрудняет оператору принимать обоснованное решение о степени износа долота и дальнейшем его использовании. Код ВНИИБТ по аналогии с более ранним руководством AAODC был хронологически разработан для описания износа шарошечных долот, и оказался малопригоден для характеристики износа долот PDC. Код IADC в основном предназначен для производителей долот, совершенствующих свое изделие, а не для потребителей, которым важнее наиболее эффективно отработать инструмент в заданном геологическом разрезе и сложившихся технико-технологических условиях. Большое количество показателей основных и второстепенных видов износа, характеризующих состояние долота, вместе с отсутствием четких понятных эксперту рекомендаций при принятии решения о пригодности долота к дальнейшей работе затрудняет использование кода IADC для визуальной оценки износа долот в промысловых условиях. На основании визуальных наблюдений за износом более чем двухсот долот на площадях Западной Сибири, анализа базы данных отработки (дефектоскопических актов, сметной документации по ремонту, карточек отработки долот) и существующих способов оценки износа, авторами было разработано новое руководство по оценке износа долот типа PDC в промысловых условиях. В руководстве на основе технико-экономических показателей все отрабатываемые долота по степени износа разделены на три группы: пригодные для работы, нуждающиеся в ремонте и утилизируемые. 168 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН (USAGE OF HORIZONTAL WELLS IN REPUBLIC OF UZBEKISTAN) Макаренко В.А. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Котлярова Е.М.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте В наши дни в Республике Узбекистан на многих месторождениях наступил период падающей добычи и остро стоит вопрос об извлечении остаточных запасов газа и конденсата. Проблема заключается в том, что почти все месторождения были открыты в середине прошлого века, когда методы разработки были несовершенны. В качестве решения проблемы мы предлагаем применять горизонтальные скважины. В данный момент средний КИГ по месторождениям Узбекистана составляет от 36-56% что, конечно же, в наше время недопустимо. При использовании горизонтальных скважин мы сталкиваемся с одной, большой проблемой у нефтегазовых компаний Узбекистана нет опыта в проведении работ по разбуриванию горизонтальных скважин. Для решения этой проблемы предлагаем следующий вариант: Привлечение иностранных специалистов Проведение тренингов Обучение местных специалистов в зарубежных компаниях , имеющих опыт проведения таких работ. В пользу горизонтальных скважин выступает тот факт, что они наносят меньший вред окружающей среде, ведь большинство месторождений находятся в зонах заповедных территорий. Благодаря горизонтальным скважинам мы можем уменьшить количество добывающих скважин поскольку с одного ствола можно провести ответвления и вскрывать различные пласты , к тому же давно известно что дебит горизонтальных скважин превышает дебит вертикальных. При использовании горизонтальных скважин подъем ГВК происходит значительно медленней, что позволяет добыть большее количество продукции. 169 МОДЕЛИРОВАНИЕ ДИНАМИКИ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ПРИ ПЕРВИЧНОМ ВСКРЫТИИ И НАЧАЛЬНОЙ СТАДИИ ДОБЫЧИ (MODELLING OF DYNAMICS OF NEAR-WELLBORE ZONE PROPERTIES DURING DRILLING AND EARLY-TIME PRODUCTION) А.А. Макарова1,2, Д.Н. Михайлов2, В.В. Шако2 (научный руководитель - профессор И.Т. Мищенко1) 1 РГУ нефти и газа им. Губкина, Москва; 2 Schlumberger В процессе бурения и заканчивания скважин при репрессии фильтрат бурового раствора и содержащиеся в нем компоненты (твердые частицы, глина, полимеры и т.п.) проникают в околоскважинную зону пласта и вызывают ухудшение ее фильтрационно-емкостных свойств. При вскрытии пласта происходит кольматация околоскважинной зоны твердой фазой бурового раствора; одновременно имеет место проникновение фильтрата бурового раствора и его физико-химическое взаимодействие с пластовыми флюидами и породообразующими минералами. В результате, фильтрационно-емкостные свойства околоскважинной зоны пласта ухудшаются, приводя к высоким значениям скин-фактора. Корректное математическое моделирование нестационарного процесса проникновения компонент бурового раствора и сопутствующей динамики изменения свойств околоскважинной зоны служит основой для диагностики, оценки, предупреждения и контроля за повреждением пласта в нефтяном и газовом резервуарах. В данной работе рассмотрена численная модель околоскважинной зоны пласта, включающая динамику роста внешней фильтрационной корки и формирования/удаления внутренней фильтрационной корки (зона кольматации), проникновение в пласт фильтрата бурового раствора, а также миграцию мелкодисперсных природных частиц, изменение смачиваемости породы и капиллярные эффекты. Приводятся результаты численного моделирования динамики изменения свойств околоскважинной зоны при учете указанных процессов в ходе бурения и освоения скважины. Динамика очистки околоскважинной зоны пласта исследована на модельном примере освоения скважины, когда буровой раствор в стволе замещен более легкой жидкостью и приток вызывается созданием депрессии на пласт. В статье нет привязки к конкретному практическому примеру с учетом действия всех факторов одновременно. Работа выполнена в Московского научно-исследовательского центре Шлюмберже. 170 ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ОПЫТ ДОЛГОСРОЧНОГО РОСТА ДОБЫЧИ НА СТАРЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ (LONG-TORN PRODUCT EXPERIENCE MATURE OIL-FIELD) Малов А.Г., Ахметова Ф.Ф. (научный руководитель - к.г.-м.н. Назмиев И.М.) НГДУ «Чекмагушнефть» ООО «Башнефть-Добыча» ОАО АНК «Башнефть» В республике Башкортостан добыча нефти и газа началась в 1932 году. НГДУ «Чекмагушнефть» с 1957 года разрабатывает 16 месторождений, из них крупных – 1, средних – 2 и мелких – 13. В настоящее время многие месторождения находятся на поздней стадии разработки. На сегодняшний день в старых нефтегазодобывающих регионах имеется проблема истощения запасов, являющаяся основным фактором снижения добычи, так как остальные факторы (снижение пластового давления, коэффициент продуктивности, негерметичности колонн, и другие) компенсируются соответствующими мероприятиями. Единственным способом увеличения добычи нефти является вовлечение в активную разработку недренируемых запасов, как новых, так и ранее открытых залежей. В практическом смысле важное значение имеет не только вовлечение запасов, а так же величина добычи, так как она является основой экономической целесообразности предприятия. Применение новых геофизических методов и их модификаций (импульсный нейтронный каротаж, гироскопический инклинометр, 3D-сейсморазведка), современный подход к геологическому и гидродинамическому моделированию (детальный фациальный анализ, непрерывная интерпретация ГИС) позволяют создать надежную программу по снятию геологических рисков. Всё это обеспечивает высокую технологическую и экономическую эффективность разработки объектов и залежей нефти, относившихся ранее к категории с высокой степенью риска. Новые программные комплексы по анализу и мониторингу разработки, обобщающие в себе значительный объем накопленной геологической информации, в купе с новыми геофизическими методами позволяют провести переоценку разрезов скважин на предмет нефтенасыщенности ранее неперспективных интервалов. В работе представлены результаты внедрения описанного подхода к разработке, позволяющего получить рост добычи за счет высоких дебитов новых скважин, боковых стволов, представлена адресная программа на перспективу с использованием данного подхода. Методика универсальная и применима во всех нефтегазоносных регионах с наличием длительной истории разработки и сформированной инфраструктуры. 171 РАСТВОР НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ С АНПД (MUDS FOR OPENING PRODUCTIVE FORMATIONS WITH ABNORMALLY LOW RESERVOIR PRESSURE) МаляровскийА.В.,Костенко М.А. (научный руководитель - доцент, д.т.н. Зозуля В.П.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Вскрытие продуктивных пластов является важнейшим этапом строительства нефтегазовых скважин. От качественного выполнения работ данного этапа в значительной степени зависят коллекторские свойства продуктивного пласта, а, следовательно, и основной показатель качества новой скважины — ее дебит. Освоение на предприятиях промышленного производства органобентонита — эффективного структурообразователя буровых растворов на углеводородной основе (РУО), позволяет поновому взглянуть на проблему вскрытия продуктивных пластов. Очевидно, что буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов должны оказывать минимальное отрицательное воздействие на продуктивный пласт, иметь высокую взвешивающую и несущую способность для предотвращения накопления шлама в скважине, обладать повышенными смазочными свойствами. Применение растворов на углеводородной основе актуально при бурении пластов, состоящих из осыпающихся аргиллитов, бурении обвальных и пластичных пород. При бурении скважин со сложными профилями пластов этот раствор также является незаменимым. РУО применяется при бурении скважин с отходом от вертикали более 1000 метров, для скважин с горизонтальным окончанием, при спуске нецементируемого хвостовика. РУО должен отвечать следующим требованиям: Высокая смазывающая способность и предотвращение сальникообразования Высокая ингибирующая способность Хорошая очистка скважины от выбуренной породы Минимальное влияние на коллекторские свойства продуктивного пласта Применение РУО не оказывает сильного влияния на экологию и не требует дополнительных мер по утилизации отходов бурения Отходы, полученные при бурении на гелево – эмульсионном растворе соответствуют IV классу опасности (малоопасный отход). 172 КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (INTEGRATED ANALYSIS OF EFFICIENCY OF OIL FIELD DEVELOPMENT IN WESTERN SIBERIA) Манджиева Р.А. (научный руководитель - доцент Назарова Л.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе представлены результаты комплексного анализа разработки одного из нефтяных месторождений в Западной Сибири. Рассматриваемое месторождение характеризуется низкой проницаемостью породколлекторов, низкой начальной нефтенасыщенностью и наличием обширной водонефтяной зоны. Основной особенностью разработки данного месторождения является выделение блоков в пределах месторождения. Это связано с необходимостью оперативного мониторинга за состоянием его разработки и заводнения. Прежде всего, в работе исследовалось текущее состояние выработки запасов по двум блокам месторождения, характеризующихся различными системами расстановки скважин: девятиточечной (блок А) и пятиточечной (блок Б). Для этого использовалась зависимость «Отбор от начальных извлекаемых запасов – Обводненность». По виду этой зависимости оценивалась эффективность выработки запасов по объектам. Было установлено, что блок Б с пятиточечной системой расстановки скважин имеет низкую выработку запасов при высокой обводненности. Это свидетельствует о необходимости оптимизации системы разработки для данного блока. Затем для прогноза извлекаемых запасов по блокам А и Б была использована зависимость «Водонефтяной фактор – Накопленная добыча нефти». Был предложен авторский метод построения прогнозного тренда, базирующийся на применении в качестве основного критерия максимальной величины достоверности аппроксимации R2 для выборки точек из предпрогнозного периода. Наконец, с помощью моделирования элементов пятиточечной и девятиточечной схем заводнения с использованием методики линий тока был проведен расчет текущего и конечного коэффициента охвата пласта вытеснением. Было показано, что данный коэффициент существенно зависит от системы расстановки и плотности сетки скважин. Полученные результаты можно использовать в качестве теоретической основы для обоснования уплотняющего бурения и формирования более плотной сетки скважин с целью увеличения коэффициента охвата и достижения проектного КИН для блока Б данного месторождения. 173 ПРОБЛЕМЫ БУРЕНИЯ И КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В СОЛЯНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ (PROBLEMS OF DRILLING AND CASING OF SAL SECTIONS) Меликян В. В. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Матякубов М. Ю.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Большие залежи нефти и газа связаны с солевыми геологическими структурами – куполообразные структуры наблюдаются в Мексиканском заливе (соли юрского периода), в Уиллистоне, США (соли девонского возраста), в Северном море (меловой период), Иране и т. д. Большие объемы углеводородных ресурсов находятся в Мексиканском заливе, Казахстане (Кашаган и Тенгиз), а также в других областях. В ходе строительства скважин на таких месторождениях может понадобиться проходка 1500-2000 метров в соляных отложениях на глубине 5-9 км. При бурении солевых отложений необходимо, чтобы особые свойства соли - ее ползучесть и высокая растворимость, быть учтены в проекте на бурение. Соль представляет собой вязкий материал и пластически деформируется под действием дифференциальных напряжений, возникающих при бурении; скорость пластического течения солей представляет собой строгую функцию температуры и разности напряжений, а именно разницы между гидростатическим давлением бурового раствора и осевыми напряжениями в пласте (горным давлением). Для описания этого эффекта используется несколько базовых моделей, которые будут рассмотрены в докладе. Проблемы, возникающие при бурении соли обуславливаются смыканием стенок ствола скважины, ведущими к прихватам инструмента, дифференциальному растворению пластов карналлита, бишофита и других галогенидов, создает опасность гидроразрыва вышележащих пластов при рапопроявлениях и т. д. Для успешного бурения и крепления солевых отложений необходимо учитывать ползучесть солей и напряжения в породах, а также корректировать плотность и температуру бурового раствора, чтобы снизить воздействие этих эффектов. Так же необходимы специальные решения в области проектирования обсадных колонн. Высокая механическая скорость проходки отмечается в соляных пластах с пропластками несолевых пород. Из мирового опыта бурения солевых отложений известно, что обычная механическая скорость бурения при использовании различных PDC долот лежит в пределах 15-40 метров в час. Это значит, что соляный пласт мощностью в 1000 метров можно пробурить за 2-3 дня, что важно для снижения риска аварий, вызванных ползучестью солей. Соль имеет очень низкую проницаемость, поэтому плотность бурового раствора не оказывает существенного влияния на скорость проходки. Качественный контроль над составом и плотностью бурового раствора позволяет снизить скорость пластического течения породы или остановить ее при сохранении высокой скорости проходки. 174 ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА РАСТВОРЕННОГО ГАЗА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Меньшикова И.Н. (научный руководитель - Дуркин С.М.) Ухтинский государственный технический университет Как правило, любая нефть, находящаяся в пластовых условиях, содержит растворенный газ. Процесс растворения может быть описан с помощью закона Генри. Так, зависимость растворимости газа в жидкости от давления, заключается в том, что при постоянной температуре газа, растворенного в данной жидкости, растворимость газа пропорциональна его давлению над раствором. Известно, что коэффициент растворимости реальных газов – величина не постоянная. Она зависит от состава жидкости и газа, от давления, температуры и других факторов. С повышением давления происходит растворение газа в нефти. Следовательно, при снижении давления возможен обратный процесс, т.е. выделение из нее газа. Основным параметром, который характеризует растворение газа в жидкости, является давление насыщения. Значение этого параметра определяет ту величину давления, при которой весь газ, находящийся в контакте с жидкостью, полностью растворяется в ней. При уменьшении пластового давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. Происходит разгазирование нефти и наблюдается явление двухфазной фильтрации. Динамика годовых показателей разработки залежи при данном режиме имеет свои особенности. Для их изучения необходимо создать математическую модель, описывающую процессы извлечения нефти. При моделировании нефтяных пластов наиболее распространенной является модель нелетучей нефти Маскета – Мереса (black oil model). В ней углеводородная система представлена двумя компонентами: нефтью и газом, растворенным в нефти. Таким образом, на основе численной математической модели в работе рассмотрены основные особенности влияния растворенного газа на прогноз технологических показателей разработки элемента пласта. Как правило, правильный выбор математической модели и использование качественных лабораторных данных позволит преодолеть на стадии проектирования месторождения негативные факторы, ухудшающие эксплуатацию скважин в реальных условиях. 175 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ И ФАКТОРОВ ВЛИЯЮЩИХ НА ОБРАЗОВАНИЕ ОРГАНИЧЕСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ (ANALYSIS OF CONDITIONS AND FACTORS AFFECTING THE FORMATION OF ORGANIC SEDIMENTS) Минуллин Р.Р. (научные руководители - доцент Маннанов И.И., асс. Павлова А.И) Альметьевский государственный нефтяной институт На поздней стадии разработки в условиях интенсивного техногенного воздействия на пласт актуальной задачей является изучение проблем связанных с возникновением осложнений при эксплуатации. С целью изучения условий образований АСПО в условиях техногенного воздействия были изучены промысловые материалы по одному из объектов НГДУ «Альметьевнефть». Промысловые данные были разбиты на группы факторов каждая из которых характеризуют условия работы скважины. Ассоциативный анализ позволяет оценить влияние факторов на интенсивность формирования АСПО. По полученным результатам стало видно что, связь между межремонтным периодом и обводненностью не случайна. При высокой обводненности продукции, непрерывной средой является водная фаза в которой распределены капельки нефти и пузырьки газа. Известно, что газовые пузырьки обладают способностью флотировать взвешенные частицы парафина. Исходное содержание нефти в потоке Н0, то в присутствии газа содержание углеводородной фазы увеличивается на величину Н0+ΔН, где ΔН – объем окклюдированного газа, который определяется по формуле nd3 , где 6 n – количество пузырьков; d3 - диаметр пузырьков окклюдированного газа; Анализ изменения нагрузок в процессе эксплуатации позволил выявить, что нагрузки меняются и создаются более напряженные условия для работы штанг. Опыт борьбы с формированием органический отложений показывает, что приоритетно применение растворителей парафинового ряда (дистиллят), общая доля применения, которых достигает 48,4 % при 100% успешности. Таким образом, изучение условий и результатов влияния формирования органических отложений на эффективность работы оборудования не утратило своей актуальности и требует более детального изучения на каждом из эксплуатационных объектов. 176 АНАЛИЗ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ИТПС-РС В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ СЕВЕРОАЛЬМЕТЬЕВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ANALYSIS AND PROSPECTS OF TECHNOLOGY ITPS-RS INJECTION WELLS NORTH - ALMETEVSKY ROMASHKINSKOYE FIELD AREAS) Минуллин Р.Р., (научный руководитель - доцент Маннанов И.И.) Альметьевский государственный нефтяной институт Актуальной задачей на поздней стадии разработки нефтяных месторождений является поддержание достигнутых уровней добычи. Для решения данной задачи необходимо обеспечить эффективную работу всей системы включая нагнетательные и добывающие скважины. Процессы, происходящие в призабойной зоне нагнетательных скважин связаны с ухудшением фильтрационных свойств. Актуальной задачей является выполнение мероприятий по восстановлению поглощающей способности пластов для эффективного поддержания пластового давления. В статье рассматриваются эффективность технологии направленных на восстановления и повышения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Экспериментальные работы по проведению закачки кислотного состава, показал, перспективность применения технологии ИТПС-РС в нагнетательных скважинах. В процессе кислотной обработки обеспечивается хорошее смачивание породы, исключается образование гудронов, тяжелых смол, эффективно разрушаются кислотно – нефтяные эмульсии, а также замедляется скорость реагирования кислотного состава с породой коллектора. Преимуществом метода ИТПС-РС является его простая технология и высокая мобильность, позволяющие проводить работы по повышению производительности скважин с небольшими затратами времени и средств, практически в любых геолого-технических условиях, а также щадящее воздействие на обсадную колонну и цементный камень. Успешность обработки отмечается по приросту среднесуточного дебита по участку № ХХХ11 в объеме 9,52 т/сут, удельный эффект составил 933,8 т/скв, дополнительная добыча нефти составила 3399 тонн. Сформированный план мероприятия по улучшению фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта нагнетательных скважин в результате физико-химического воздействия в целом можно считать эффективным и целесообразным. 177 ТЕХНОЛОГИЯ ПЛУНЖЕРНОГО ЛИФТА ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАБОТЫ ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН ОРЕНБУРГСКОГО НГКМ (PLUNGERLIFT TECHNOLOGY TO SUPPORT DROWNED WELLS OF ORENBURG GAS CONDENSATE FIELD) Мусалов Р.К. (научный руководитель - профессор Гафаров Н.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина С первых лет разработки Оренбургского НГКМ в продукции ряда скважин появилась вода. Обводнение газодобывающих скважин существенно влияет на процесс разработки залежи, и по мере снижения пластового давления процесс обводнения является одним из самых значимых факторов, приводящих к снижению продуктивности скважин. Для обеспечения работы обводненного фонда скважин на ОНГКМ применяются различные методы и технологии. Одной из самых перспективных технологий является плунжерный лифт. Применение плунжерного лифта относится к методу механизированной добычи периодического действия, в котором для подъема жидкости с забоя скважины обычно используется только энергия пласта. С 2012 года начато испытание технологии плунжерного лифта на одной из скважин ОНГКМ. За время испытания технологии плунжерного лифта отработала на режимах с различной периодичностью пуска-остановки. С учащением цикличности работы плунжера уменьшается время набора давления и, как следствие, плунжер не всегда приходит на устье. При закрытии устьевого клапана практически сразу после прихода плунжера создается запас энергии (давления) для следующего цикла, однако, ограничивается добыча газа за один цикл. В 2013 году для оптимизации работы плунжерной подъемной системы проведены работы по закачке ПАВ в скважину. Совместное применение ПАВ и плунжерной установки дало лишь кратковременное увеличение дебита по газу. На данный момент плунжер совершает 12 циклов в сутки. Среднесуточный дебит газа увеличился с 0,5 до 5 тыс.м3/сут, средний дебит пластовой воды с 0 до 9 м3/сут. Добиться более существенных дебитов по газу не представляется возможным из-за большого притока жидкости в пласте, практически моментально замещающей объем отбираемый жидкости. Испытание технологии плунжерного лифта на ОНГКМ позволяет сделать вывод, что данная технология эффективна в скважинах с небольшим притоком пластовой жидкости. Однако и на выбранной скважине отмечена положительная динамика по дебиту газа. Несомненно, данная технология имеет будущее на Оренбургском НГКМ. 178 ВЛИЯНИЕ РЕМАСШТАБИРОВАНИЯ СЕТКИ НА РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ В ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРАХ (THE GRID UPSCALING INFLUENCE ON SIMULATION RESULTS OF WATER-OIL DISPLACEMENT IN FRACTURED RESERVOIRS) Мухаметзянов И.З. (научный руководитель - профессор Пономарев А.И.) Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет В постановке задаче было принято: прямоугольный пласт 300 x 1000 x 10м, на одном из краев которого находится нагнетательная скважина, а на другом- добывающая. Моделировалось вытеснение нефти водой в трещиноватом пласте. Было взято два варианта интенсивности трещиноватости: 1) сетка с низкой интенсивностью (порядка 200 трещин различной длины на всей площади пласта); 2) сетка с плотной трещиноватостью (1000 трещин различной длины на всю площадь пласта). В каждой проводящей ячейке принималась только вторичная пустотность, ячейки, непересекаемые трещинами считались непроницаемыми. Для каждой модели расчеты велись по 3 вариантам количества ячеек: 3х10х1 , 9х30х1, 27х90х1. Главная задача исследования состояла в анализе обводнения продукции добывающей скважины в зависимости от интенсивности, направленности трещин и размера сеток в процессе гидродинамических расчетов в симуляторе Eclipse. В результате расчета были получены следующие результаты. В моделях с низкой интенсивностью трещин при увеличении количества ячеек в сетке (уменьшении их размера) обводненность продукции уменьшалась, а в сетке 27х90х1 фронт вытеснения не доходил до добывающей скважины и, следовательно, обводненность продукции была практически равно нулю. В моделях с высокой интенсивностью трещин для обоих вариантов их направленности при увеличении количества ячеек в сетке, характер обводненности по мере продвижения фронта вытеснения практически не отличается, а в конечном результате, обводненность нефти остается постоянной с весьма незначительным отклонением для хаотичных трещин и не превышает 5% для варианта с трещинами выделенного направления Исходя из результатов, был сделан вывод о том, что для моделирования пластов с высокой интенсивностью трещиноватости можно строить относительно укрупненную сетку для первоначальной адаптации модели и избежать долгого процесса адаптации кривых относительных фазовых проницаемостей при переходе от мелкой сетки к более крупной. 179 ОПТИМИЗАЦИЯ ВЫРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ МОДЕЛИРОВАНИЯ (OPTIMIZATION OF DEVELOPMENT OF CARBONACEOUS RESERVOIRS WITH APPLICATION OF SIMULATION) Назмутдинов Р.Ш (научный руководитель - зав. лаб. геолого-гидродинамического моделирования отдела разработки нефтяных месторождений, профессор, д.т.н. Низаев Р.Х.) ТатНИПИнефть Компьютерное моделирование пластовых систем является в настоящее время основным инструментом для прогнозирования разработки месторождений углеводородов и мониторинга их эксплуатации. Оптимизация выработки карбонатных коллекторов внедрением горизонтальных скважин при помощи геолого-гидродинамического моделирования в данной работе показана на примере бобриковского горизонта Камышлинского месторождения. Для построения геологической модели Камышлинского месторождения использовался программный комплекс IrapRMS, а гидродинамической - Tempest 7.0 компании ROXAR. В данной работе на модели Камышлинского месторождения было предложено несколько вариантов оптимизации системы разработки. Мы сравнивали изменение подвижных запасов в месторождении на менее выработанных участках без проведения мероприятий, после бурения на данных участках горизонтальных скважин с наиболее оптимальной длиной для этой части месторождения, и после проведения ГРП на предложенных скважинах. Длина горизонтального ствола, предлагаемых скважин, в каждом конкретном случае определялась по технологическим и экономическим критериям и объемам запасов нефти, вовлеченных в разработку. Также они были подобраны так, чтобы снизить возможность преждевременного обводнения на рассматриваемом участке. Был выполнен анализ текущей системы разработки, оценены остаточные запасы нефти, выявлены не вовлеченные в процесс разработки области. Для дальнейшей оптимизации предложены наиболее перспективные участки, благодаря оптимизации которых в разработку будут вовлечены новые запасы нефти, что позволит увеличить конечный коэффициент извлечения нефти в целом по месторождению. Конечный экономический расчет показал, что проводка наклоннонаправленных скважин на участке бобриковского горизонта Камышлинского месторождения дает положительный результат. А при проведении поинтервального ГРП на горизонтальных участках данных скважин экономический эффект улучшается, следовательно, предложены провести также поинтервальное ГРП для оптимизации разработки участка. 180 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПРЕДЕЛЬНОГО ГРАДИЕНТА СДВИГА НА ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ (RESEARCH OF IMPACT OF ULTIMATE SHEAR GRADIENT ON DEVELOPMENT PARAMETERS) Назмутдинов Р.Ш., Александров Г.В (научные руководители-д.т.н., профессор Низаев Р.Х, д.т.н. Бакиров И.М.) ТатНИПИнефть Фильтрация жидкостей, обладающих структурно-механическими свойствами может существенно отклоняться от законов Ньютона и Дарси в пористой среде. Такие нефти в связи с тем, что их вязкости и подвижности являются переменными величинами, называют аномально вязкими или неньютоновскими нефтями. В связи с этим, для решения задач проектирования и анализа разработки нефтей необходимо учитывать особенности проявления структурно-механических свойств. В данной работе на примере Камышлинского нефтяного месторождения представлены результаты расчетов, выполненные на гидродинамическом симуляторе. Использование моделирования может быть в данном случае крайне полезной, т.к. мы без дополнительных затрат можем изменить интересующий нас параметр предельного градиента сдвига, чтобы выявить его влияние на показатели разработки. В работе смоделирована проектная скважина с двумя параллельными горизонтальными стволами для оптимизации разработки данного месторождения. Проведены расчеты двух вариантов с закачкой в верхний горизонтальный ствол скважины и в нижний. На рисунке 1 представлен график зависимости накопленной добычи данной скважины с учетом интерференции скважин при закачке в вышерасположенный ствол скважины. Накопленная добыча нефти, тыс. т 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 янв 2013 янв 2019 янв 2025 янв 2031 янв 2037 янв 2043 янв 2049 янв 2055 Текущая дата с заданием предельного градиента сдвига пластовой нефти 0,17 атм/м. с заданием предельного градиента сдвига пластовой нефти 0,02 атм/м. без учёта реологических свойств нефти Рис.1. Зависимость накопленной добычи от предельного градиента сдвига В данном случае закачка идет через вышерасположенную скважину с забойным давлением 83,7 атм., непрервный отбор продукции нижерасположенной скважины с забойным давлением 28 атм. 181 ПРОВЕРКА СОБЛЮДЕНИЯ УСЛОВИЯ ДЕПРЕССИИ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ ПРИ РАЗНЫХ РЕОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИКАХ БУРОВОЙ ЖИДКОСТИ (ANALYZING THE COMPLIANCE OF (UNDERBALANCED DRILLING MODE IN THE HORIZONTAL WELLS WITH DIFFERENT RHEOLOGICAL CHARACTERISTICS THE DRILLING MUD) Насери Ясин (научный руководитель - профессор Подгорнов В.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Опыт бурения нефтяных и газовых скважин в различных горногеологических условиях свидетельствует о том, что одним из определяющих условий безаварийной их проводки является поддержание (регулирование) заданного дифференциального давления в системе скважина - пласт. Область изменения дифференциального давления выбирается из условий предупреждения возможных поглощений промывочной жидкости, флюидопроявлений, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины, а также из требований охраны недр и экологии. В настоящее время этим требованиям в полной мере отвечают технологии бурения скважин на депрессии и равновесии давлений в системе скважина - пласт, которые эффективны как при проводке вертикальных скважин (ВС), так и наклонно направленных и горизонтальных скважин (НН и ГС) В этой работе мы исследуем что, при разных реологических свойствах и расходах бурового раствора и разных размерах КНБК до какой точки в горизонтальном участке проектируемой траектории скважины можно пробуить соблюдая условия депрессии и даже если если эти условия не соблюдены до какой точки можно пробурить горизонтально без гидроразрыва пласта и требуется найти оптимальное решение при котором можно будет максимально пробурить горизонтально и не превышать условия депрессии. 182 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБРАБОТКИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ КИСЛОТНЫМИ КОМПОЗИЦИЯМИ (ANALYSIS OF THE EFFECTIVENESS OF TREATMENT HORIZONTAL WELLBORE ACID COMPOSITIONS) Нигаматов Н.Э. (научный руководитель - старший преподаватель Егорова Ю.Л.) Альметьевский государственный нефтяной институт Конструктивные особенности горизонтальных скважин требуют нестандартного подхода к выбору метода обработки ствола скважины с целью повышения их производительности. Для анализа эффективности проведения кислотных обработок горизонтальных стволов были взяты скважины, вскрывшие карбонатные отложения на глубине 900-1200м. В результате проведенного анализа были получены данные, представленные в таблице 1. Таблица 1 – Эффективность обработки горизонтальных скважин кислотными композициями № скважины Дата ОПЗ Вид ОПЗ 1718Г 1714Г 10.2013 07.2013 1723Г 11.2013 1719Г 11.2013 СКО БСКО СКО с обратной эмульсией СКО с обратной эмульсией Дебит по нефти, т/сут до после 2,2 7,2 2 5,9 Обводненность, % до 4,8 21,2 после 2,8 3,1 3,4 7,1 3,5 3 1,8 9,8 4,4 3 В результате проведенного анализа было выявлено, что после проведения обработки горизонтальных стволов кислотными композициями дебит по нефти в среднем увеличился в 3,2 раза, а обводненность снизилась в среднем в 2,8 раза. Обработка призабойных зон горизонтальных скважин кислотными композициями производилась с использованием гибких колонн насоснокомпрессорных труб, что упрощало саму технологию и минимизировало время, в течение которого отработанная кислота остается в скважине. Литература: 1. Сучков Б.Ю. Интенсификация работы скважин.- Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2007.-612с 2. Хисамов Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти: Учебное пособие. - Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук Республики Татарстан, 2013.-310с 183 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОРД В УСЛОВИЯХ БЕРЕЗОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (THE ANALYSIS OF INFLUENCE OF GEOTECHNICAL CONDITIONS FOR THE EFFICIENCY OF USE OF DUAL PRODUCTION IN CONDITIONS OF BEREZOVCKY FIELD) Нуриахметов А.З. (научный руководитель - к.т.н., доцент Захарова Е.Ф.) Альметьевский государственный нефтяной институт В работе рассмотрено влияние геолого-технических условий на эффективность использования ОРД в условиях Березовского месторождения. Березовское месторождение является многопластовым объектом, среди которых выделяются пашийский и кыновский горизонты верхних девонских отложений, турнейский ярус, тульский и бобриковский горизонты нижнего карбона, башкирский ярус и верейский горизонт среднего карбона. Для анализа влияния геолого-технических условий на эффективность использования ОРД было рассмотрено 10 скважин Березовского месторождения. В данных скважинах внедрены однолифтовые конструкции ОРД, и все они эксплуатируются ШГН. Расчет технологической эффективности внедрения ОРД на данных скважинах был проведен методом прямого счета. Наибольшая дополнительная добыча нефти за год после внедрения ОРД составила 1187,2 т в скважине 7037; 1165,2 т – в скважине 2116; 1027,8 т – в скважине 16503. Самый низкий показатель дополнительной добычи составил 393,2 т на скважине 16521. Внедрение ОРД на Березовском месторождении можно считать технологически эффективным мероприятием. Доп.добыча за год после внедрения УОРЭ, т 1400 1187,2 1200 1165,2 1027,8 1000 800 600 609,6 446,3 700,7 542,2 480,6 393,2 400 576,5 200 0 16506 16503 16521 7106 7164 7037 7098 7163 7070 2116 Номер скважины Рисунок 1 - Дополнительна добыча нефти за год после внедрения УОРД на скважинах Березовского месторождения 184 ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОДИНАМИЧЕСКОГО ТЕЧЕНИЯ В ОСЕСИММЕТРИЧНОМ КАНАЛЕ ИМПУЛЬСНОГО ЭЖЕКТОРА МЕТОДАМИ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ (RESEARCH OF GAS-DYNAMIC FLOW IN PULSE EJECTOR AXISYMMETRIC DUCT ON THE BASE OF MATHEMATICAL MODELING METHODS ) Обухов А.В. (научный руководитель - профессор Слободкина Ф.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Стационарные газовые эжекторы широко используются в нефтегазовой промышленности, при проведении аэродинамических экспериментов, в энергетике, в авиационной и других отраслях для увеличения расхода низконапорного газа путем смешения со стационарной струей высоконапорного газа. В настоящее время известно, что эжекционный процесс при наличии пульсирующей активной струи позволяет получить значительно более высокие значения параметров, определяющих эффективность процесса. Имеющиеся эксперименты показали существенный прирост импульса и коэффициента эжекции в импульсном эжекторе по сравнению со стационарным эжектором c теми же значениями управлений. Данная работа посвящена математическому моделированию газодинамического течения в канале импульсного эжектора. Исследуется детальное распределение параметров в осесимметричном канале с целью получения представлений об особенностях различных режимов течений и выбора направления оптимизации по характеристикам эффективности устройства. Исследование ведется для течений вязкого турбулентного теплопроводного газа на основе численного решения уравнений НавьеСтокса, осредненных по Рейнольдсу, с замыканием системы двухслойной параметрической моделью турбулентности. В импульсном эжекторе пульсирующий процесс реализуется в результате периодического закрытия-открытия входа в канал активного газа. Описание его требует постановки соответствующих нестационарных граничных условий и отслеживания результатов не только по координатам, но и по времени. Созданные алгоритмы и программный аппарат позволяют детально исследовать распределение газодинамических параметров по времени и по пространству, а также вычислять интегральные характеристики устройства, определяющие его эффективность. Импульсный режим работы эжектора обладает большим числом управлений, что позволяет эффективнее оптимизировать это устройство. Широкое использование эжекторов в различных областях дает возможность значительно увеличить экономический эффект. 185 КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ОПТИМИЗАЦИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА СТАДИИ ПАДЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «К» (COMPLEX APPROACH FOR DEVELOPMENT OPTIMIZATION OF OIL FIELDS ON THE STAGE OF PRODUCTION DECLINE BY EXAMPLE OF THE FIELD «K») Осадчая Н. С. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Деньгаев А. В.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина На данный момент большинство месторождений находятся на третьей стадии разработки, которая характеризуется постепенным снижением добычи нефти. Следовательно, в нефтегазовой сфере одной из важнейших задач сегодня является обеспечение приемлемого темпа снижения добычи, что требует выполнения двух аспектов: непрерывного контроля за разработкой месторождения и применения мер по ее оптимизации. Месторождение «К» в 2011 г. вступило в стадию падения добычи нефти. С целью мониторинга состояния разработки месторождения ежегодно выполняются Анализы разработки (АР) и Авторские надзоры, последний документ – АР – был выполнен в 2012 г. С целью оптимизации разработки в 2013 г. были проведены опытно-промышленные работы (ОПР) по трансформации сетки скважин. Также в связи с высокой обводненностью продукции в последние два года активно проводятся работы по выравниванию профиля приемистости (ВПП). На примере месторождения «К» в рамках производственной задачи мною был выработан и пошагово реализован комплексный подход к оптимизации разработки: 1) Сначала был проведен анализ состояния разработки месторождения на данный момент в соответствии со стандартами компании-оператора; 2) Затем с помощью расчетов по характеристикам вытеснения (на специальном ПО и «вручную») и на фильтрационной модели (ГДМ) была оценена эффективность уже проведенных работ по оптимизации разработки: по трансформации сетки скважин и по ВПП; 3) На основе проведенных анализов и с учетом геологических условий были рассмотрены варианты дальнейшей оптимизации разработки месторождения: расширение ОПР по трансформации сетки скважин, ВПП и циклическое заводнение. В результате работы был выработан целевой вариант разработки месторождения «К». 186 УЛУЧШЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ШАХПАХТЫ (РЕСПУБЛИКА УЗБЕКИСТАН) Османов И.С. (научный руководитель - профессор Мельников В.Б.) РГУ нефти и газа имени И.М Губкина Месторождение Шахпахты(РеспубликаУзбекистан, Каракалпакия),с утверждёнными запасами в количестве 46,489 млрд.м3, введено в разработку в апреле 1961 г.с годовым отбором 2,5 млрд.м3.В настоящий работе выполнен анализ геолого-геофизической и геолого-промысловой информации, накопившейся по месторождению с 2003 г., а также данных эксплуатации скважин с 2004 г. В процессе разработки месторождения Шахпахты сначала наблюдалось улучшение продуктивных характеристик скважин за счёт очищения их призабойной зоны и различных мероприятий по повышению их производительности, а в последние годы имеет место ухудшение рассматриваемых характеристик, обусловленное повышением обводненности скважин. С падением пластового давления в процессе разработки продуктивных горизонтов ниже гидростатического обострились проблемы эксплуатации газодобывающих скважин, связанные с их обводнением. В ряде случаев поступление вод приводило к глушению скважин. Мы полагаем, что без решения основного вопроса, связанного с надежным и эффективным способом глушения скважин с применением новых инновационных технологий, в частности сверхлегких тиксотропных промывочных жидкостей, не поглощаемых продуктивной толщей, КРС на месторождении Шахпахты в большинстве случаев будет малоэффективным.Для глушения скважин предлагается применять предельно облегченные жидкости с некольматирующей твердой фазой или без нее. В качестве последних могут использоваться структурированные слабофильтрующиеся водные растворы неионогенных полимеров с ПАВ того же типа, способные к необратимой деструкции при воздействии на них специальных окисляющих агентов или высококонцентрированных нефтеэмульсионных растворов – на основе газоконденсата или легких углеводородных растворителей. Для целей водоизоляции продуктивных отложений наиболее целесообразно базироваться на использовании высокоминерализованных вод, которые в контакте с полиакрилатами способны давать гель. Для проведения водоизоляции в указанных условиях, селективность применения реагента ГИПАНа относительно нефти и минерализованной пластовой воды позволяет с успехом вводить полимерный раствор в нефтеводонасыщенный, а тем более газоводонасыщенный коллектор через зону перфорации. 187 ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА ПРИ ИСПЫТАНИИ МОРСКОЙ СКВАЖИНЫ НА ПРИМЕРЕ ДОЛГИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (OFSHORE WELL INFLOW INTENSIFICATION BY THE EXAMPLE OF DOLGINSKIY OIL FIELD DURING PROBATION) Памужак С. Г. (научный руководитель - профессор Дзюбло А. Д.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Долгинское нефтяное месторождение расположено в центральной части Печорского моря. Открыто в 1999 г. при испытании нижнепермскокаменноугольных карбонатных отложений в скважине, пробуренной в присводовой части Южно-Долгинской структуры. Литолого-стратиграфический разрез представлен отложениями юры, триаса, перми и карбона. Продуктивные отложения скважины представлены карбонатным комплексом (известняками) нижнепермско-каменноугольного возраста и залегают в интервале глубин 3327-3288 м, из которых был получен промышленный приток нефти. В работе был выполнен анализ результатов испытаний объектов в эксплуатационной колонне на Долгинском месторождении комплектом внутрискважинного испытательного инструмента, спускаемого на насоснокомпрессорных трубах. В ходе испытаний был получен невысокий приток нефти, всего ~ 67 м3/сут. С целью увеличения дебита скважины и выявления потенциальных возможностей залежи, было принято решение применить метод интенсификации притока для дальнейшего изучения характеристик пласта. В настоящее время существуют различные методы интенсификации нефтеотдачи, такие как: тепловые, газовые, химические, гидродинамические и т.д., из которых был выбран метод кислотной обработки скважины На эффективность кислотной обработки влияют условия в пласте, т.е. температура, давление, карбонатность, строение карбонатного коллектора. Во время обработки раствор кислоты исходит в трещины, расширяя их или очищая от остатков бурового раствора. В результате воздействия 15% раствора соляной кислоты в пласт, дебит увеличился в 2,5 раза и составил 168 м3/сут, дебит газа 29264 м3/сут, газовый фактор составил 174,2 м3/сут. Таким образом, применение метода кислотной обработки дало положительный результат, улучшив фильтрационно-емкостные показатели пласта. Гидродинамические исследования, выполненные после интенсификации, показали более обоснованные промысловые характеристики залежи. 188 ПРИМЕНЕНИЕ СИНТЕТИЧЕСКОГО ПОЛИМЕРНОГО ВОЛОКНА ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕМОНТНОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ Патлай А.В., Кадыров Р.Р.(«ТатНИПИнефть»), Савельев А.А. (ООО «СиАйрлайд»). (научный руководитель - д.т.н. Кадыров Р.Р.) ТатНИПИнефть Неизбежно стареющий фонд скважин всё чаще требует проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР). Для повышения эффективности актуальна задача совершенствования технологий ликвидации зон интенсивного поглощения. Традиционным методом при ликвидации зон поглощений является применение различных наполнителей, быстросхватывающихся тампонажных материалов. Однако в большинстве случаев эту проблему удаётся решить только ценой неоправданных затрат, средств и времени. В связи с этим разработана технология РИР с использованием цементоволокнистых материалов. Технология РИР с использованием цементоволокнистых материалов включает в себя использование цементного раствора, содержащего в себе волокнистый наполнитель. В качестве наполнителя используется волокно строительное микроармирующее, которое позволяет увеличить эффективность мероприятий по герметизации нарушений, а также цементированию дополнительных колонн, хвостовиков и доподъему цемента за обсадной колонной при проведении работ в условиях поглощений. Сущность применения технологии РИР с использованием цементоволокнистых материалов заключается в том, что тампонажный раствор с волокном образует подвижную смесь, которая способна проникать в поры и трещины пласта под избыточным давлением. В то же время фиброцементный раствор не растекается в порах и трещинах, создавая в устье полостей прочный тампон, что обеспечивает экономное расходование тампонажного раствора и сокращение потерь на поглощение пористыми пластами тампонажного раствора на 25-35 %. Волокна ориентированы вдоль закачиваемого потока и практически не оказывают сопротивления при закачке, в то время как при резкой смене направления движения потока волокна оказывают значительное сопротивление (до 10 МПа) в течение времени (обычно до 10 с), необходимого для переориентации волокон, что и обуславливает тампонирование крупных каналов, трещин и пор. Проведённые исследования по отработке технологии по использованию тампонажного цементного раствора с добавлением волокна показали перспективность данной технологии, успешность которой составила 85 %. 189 ПРИМЕНЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ УЧЕБНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (APPLYING HORIZONTAL WELLS FOR MAXIMIZING "X" OIL FIELD PRODUCTION) Передерий А. М. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Пятибратов П. В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе в качестве эксплуатационного объекта рассматривался продуктивный пласт АС10 Учебного месторождения. Залежь характеризуется неоднородным строением с поровым типом коллектора и невысоким значением вязкости нефти. Была построена трехмерная, трехфазная гидродинамическая модель Учебного нефтяного месторождения. Гидродинамические расчеты проводились в программном пакете Nexus Desktop компании Halliburton. Данная модель построена на основе уже имеющейся геологической модели. В результате проведения расчетов технологических показателей с применением заводнения при пятиточечной системе размещения скважин на расстоянии 900м друг от друга, проектная накопленная добыча нефти и конечный коэффициент извлечения нефти составили 10958 тыс. тонн и 0,424 соответственно, (наиболее рентабельная система расстановки скважин). Для повышения эффективности разработки месторождения был рассмотрен вариант довыработки запасов горизонтальными скважинами. Основные преимущества ГС по сравнению с традиционными вертикальными скважинами заключается в том, что они позволяют вовлечь в разработку большую часть коллектора, разрабатывать низкопроницаемые пласты, а также увеличить производительность скважин и ускорить добычу. Несмотря на имеющиеся сложности, такие как высокая стоимость и технологические трудности при бурении и заканчивании горизонтальных скважин, использование данной технологии для разработки месторождений является эффективным мероприятием. Накопленная добыча нефти на конец разработки Учебного месторождения составляет 11 025 тыс. тонн. Как видим эффект от бурения трех горизонтальных скважин составил 67 тыс. тонн накопленной добычи нефти. И ЧДД (чистый дисконтированный доход) проекта составил 2 114 631 тыс. рублей, в то время как ЧДД от проекта с применением только вертикальных скважин составил 2 112 480 тыс. рублей. В результате мы имеем эффект в 2 151 530 рублей на конец разработки месторождения. 190 СРАВНИТЕЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДА ТЕРМОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ Перехожев Ф.А. (научный руководитель - к.ф. - м.н. доцент Кравченко М.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В связи с истощением запасов легкоизвлекаемых углеводородов особую актуальность приобретает совершенствование существующих и создание новых методов разработки месторождений нетрадиционных углеводородов. Одним из перспективных методов является технология термогазового воздействия. Суть термогазового метода заключается в закачке в пласт одновременно воды и сжатого воздуха. При этом в пласте, где характерная для баженовской свиты температура составляет 65°C и более, вследствие окисления нефти создается высокоэффективный вытесняющий газовый агент (содержащий азот, углекислый газ и широкую фракцию легких углеводородов), который и обеспечивает мощный прирост нефтеотдачи. В данной работе анализируется содержание метода термогазового воздействия и возможности его применения для добычи нефти на различных месторождениях баженовской свиты. Изучается проблема эффективности применения данной технологии в зависимости от структуры коллектора, исходного термобарического состояния всех насыщающих пласт компонентов и возможности фазовых переходов и химических реакций при нагнетании в пласт различных активных агентов. Конечной целью данного исследования является создание адекватной математической модели процесса термогазового воздействия на пласты Баженовской свиты в многомерной постановке с учётом анизотропии пласта и кинетики фазовых переходов. 191 ПЕРЕСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ С ЦЕЛЬЮ СНИЖЕНИЯ ПОГРЕШНОСТЕЙ (НА ПРИМЕРЕ КЫРТАЕЛЬСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИИЯ) (RESTATING DEVELOPMENT TO PREVENT ERRORS (FOR EXAMPLE KYRTAELSKOGO OIL AND GAS FIELDS) Полишвайко Д.В.,Чепиль Р.С. (научный руководитель - к.т.н. Кулешов В.Е.) Ухтинский государственный технический университет Кыртаельское нефтегазоконденсатное месторождение является средним по величине запасов нефти, и сложным по геологическому строению. Основная часть запасов нефти месторождения содержится в нефтяной зоне газоконденсатнонефтяной залежи, приуроченной к песчаникам основной толщи старооскольского надгоризонта. Залежь характеризуется как массивная сводовая, стратиграфически и тектонически экранированная. У недропользователя – компании ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» при эксплуатации месторождения выявлено отклонение проектных показателей от фактических. Одной из проблем является погрешность расчета забойного давления. Расчет забойного давления в проекте разработки велся по месторождению без учета газового фактора. В работе выполнен расчет забойного давления с учетом газового фактора. Разрабатывается программный комплекс для выполнения расчетов и их оптимизации. Решение этой проблемы даст более точные результаты расчетов различных параметров связанных с забойным давлением. 192 СОВРЕМЕННЫЕ СПОСОБЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В ГЛУБИННОНАСОСНОМ ОБОРУДОВАНИИ СКВАЖИН (MODERN METHODS AND TECHNIQUES OF PREVENTION AND REMOVAL OF ASPHALTENE DEPOSITS IN DOWNHOLE PUMPING EQUIPMENT WELLS) Поступов А.В., Хусаинов Р.Р. (научный руководитель - доцент Максютин А.В.) Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» В настоящие дни доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти в России продолжает увеличиваться и составляет около 60%. Качество остаточных запасов ухудшается также по причине выработки активных запасов. В общем балансе разрабатываемых месторождений преобладают месторождения, вступившие в позднюю стадию разработки и, как следствие, наблюдается значительное ухудшение их структуры, увеличение обводнение продукции скважин. Проблемы сохранения естественных фильтрационно-емкостных свойств пласта и повышение надежности эксплуатации скважин становятся все более актуальными. При добыче высоковязких, парафинистых нефтей серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), формирование которых приводит к снижению производительности и эффективности работы насосных установок. Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по двум направлениям. Во-первых, по предупреждению (замедлению) образования отложений. Второе направление – удаление АСПО. В данной работе рассматриваются общие положения по подбору растворителей АСПО, современные способы и технологии предупреждения АСПО в глубиннонасосном оборудовании. Работа направлена на изучение механизмов образования твердых органических отложений (АСПО), исследованию особенностей и обоснованию технологий воздействия для предупреждения их формирования в нефтепромысловых системах. Для проведения экспериментальных исследований использовалась пробы нефти Фаинского месторождения. Исследования направлены на разработку комбинированных технологий на основе физико-химического и физического воздействий для предупреждения образования АСПО. Исследования выполнены при поддержке Совета по грантам Президента Российской Федерации для государственной поддержки молодых российских ученых – кандидатов наук (МК-315.2014.5). 193 ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ МУРМАНСКОГО ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В БАРЕНЦЕВОМ МОРЕ (FEATURES OF DEVELOPMENT O MURMANSK GAS FIELD IN THE BARENTS SEA) Пронюшкина С.М. (научный руководитель - профессор Кульпин Л.Г.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В связи со спецификой разработки ряда морских месторождений в условиях арктического шельфа могут встретиться значительные техникотехнологические трудности. Например, возможное присутствие криолитозоны и наличие газовых гидратов в верхних слоях геологического разреза. Одним из проявлений техногенности является известный эффект опускания дна моря при разработке месторождений углеводородов. Наиболее значительно этот эффект может проявляться при освоении газовых и газоконденсатных месторождений. В основном это связано со снижением начального пластового давления в процессе разработки Имеется ряд публикаций, где рассмотрен подобный эффект на месторождениях суши (Коротаев Ю.П.), однако на месторождениях при использовании морских платформ с опорой на дно моря указанные эффекты могут привести к опусканию дна и уменьшению клиренса платформ до уровня досягаемости волн. Эти эффекты указывались в публикациях Дмитриевского А.Н., Кульпина Л.Г., Максимова В.М. для условий Штокмановского месторождения. Оценка величин вертикального смещения дна моря важна, поскольку следствием этого геодинамического процесса может быть разгерметизация заколонных пространств скважин, деформация подводных коммуникаций, возможный выход из строя крепящих якорей и др. Просадка может быть неравномерной, что целесообразно учитывать в расчетах при освоении месторождений. В данной работе представлены результаты расчетов по Мурманскому газовому месторождению в Баренцевом море, готовящемуся в ближайшее время к освоению с целью газификации района г.Мурманска. Расчеты использованы при подготовке проектных документов институтом «НИПИморнефть». Основные результаты доклада опубликованы в печатных работах: 1. Кульпин Л.Г., Пронюшкина С.М. Оценка просадки дна при разработке Мурманского морского газового месторождения //Oil&Gas Journal, — 2013, — № 8. — С. 66–68. 2. Пронюшкина С.М. Мурманское газовое месторождение в Баренцевом море как потенциальный техногенный объект // Электронный научный журнал «Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика»,— Выпуск 2(8), — 2013. 194 МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ ГАЗОГИДРАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ МЕТОДОМ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ Прохоров А.А. (научный руководитель - к.ф. - м.н. доцент Кравченко М.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время большое внимание уделяется созданию эффективных технологий извлечения газа из гидратных залежей. Оптимизация процессов добычи требует создания адекватных математических моделей, описывающих процесса воздействия на пласты, содержащие гидратные включения. В данной работе проведен анализ процесса выделения газа из гидрата в ходе его диссоциации в результате теплового воздействия. Основными характеристиками, влияющими на один из главных параметров диссоциации гидрата, а именно скорость распространения её фронта (за которым поровое пространство пласта заполнено твердым гидратом, а перед которым – газом и водой), являются: начальная температура среды, температура носителя тепла, плотность среды, удельная теплоемкость среды, коэффициент теплопроводности среды в областях диссоциации и гидрата и удельная теплота диссоциации гидрата. Проведенный в работе анализ позволил сравнить эффективность тепловых методов на различных месторождениях и выявить характерные особенности процесса. Результаты анализа использованы для построения модели теплового разложения газогидрата с учетом фазовых переходов. Исходные данные для моделированы принимались с учетом промыслового опыта разработки месторождения газогидратов. Первый этап процесса моделирования базируется на подходе с выделение фронта плавления – в постановке задачи Стефана. Проведенный анализ позволяет оценить темп прироста запасов газа при прогреве газогидратной залежи. 195 ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ (IMPROVING THE QUALITY OF OPENING LOW PERMEABILITY RESERVOIRS) Прудский М.Ю. (научный руководитель - профессор Подгорнов В.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Рассматриваются технологии вскрытия бурением низкопроницаемых коллекторов и их влияние на естественную проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП). Анализ результатов проникновения дисперсионной среды технологических растворов на водной основе в низкопроницаемый коллектор на эксплуатационные качества ПЗП свидетельствует о существенном возрастании роли физико-химических процессов (межфазных, капиллярных, диффузионных, электростатических, молекулярно-кинетических и др.). Интенсивность гидравлической фильтрации и пропитки в результате физико-химических процессов в низкопроницаемых коллекторах соизмерима, а, в случае совпадения направления их действия, объёмы дисперсионной среды, проникающей в ПЗП, существенно возрастают. Повышения качества вскрытия бурением продуктивных низкопроницаемых коллекторов можно достичь за счёт: оптимизации состава технологической жидкости, которая позволит снизить отрицательное воздействие на коллекторские свойства ПЗП; оптимизации гидравлической программы промывки; перехода на депрессионный режим вскрытия, в том числе, за счёт использования технологических приёмов, сокращающих гидродинамические и гидроимпульсные давления при спуско-подъёмных операциях. 196 ТЕХНОЛОГИИ ВНУТРИСКВАЖИННОЙ СЕПАРАЦИИ ВОДЫ И НЕФТИ. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ DOWS (DOWNHOLE OIL AND WATER SEPARATION TECHNOLOGIES. PROBLEMS AND PROSPECTS OF DOWS USE) Разумов А.Е., Андреев А.А. (научный руководитель - доцент Деньгаев А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Добываемая из скважины продукция обычно включает в себя нефть, газ, воду и твердую фазу. На поздних стадиях разработки на поверхность извлекается в основном вода, которая может составлять более 80% от общего объема жидкости. Излишки пластовой воды закачивают в подземные водохранилища, а необходимую для ППД транспортируют по трубопроводу, очищают от механических примесей, при этом затрачивается значительное количество энергии. Это требует больших финансовых затрат, тем более, что экономическая привлекательность разработки при увеличении обводненности уменьшается. Одним из способов решения данной ситуации является внутрискважинное отделение нефти от воды с последующим нагнетанием воды в другой пласт в пределах одной скважины при разработке двух пластов одновременно. Сокращение количества воды, поднимаемой на поверхность обеспечивает уменьшение требуемой мощности, снижает гидравлические потери, а также упрощает поверхностное оборудование. Кроме того, многие издержки, связанные с очисткой воды сокращаются, не говоря об экологии. Тем не менее, успешное разделение нефти и воды в скважине, а затем нагнетание воды в пласт является относительно чувствительным процессом со многими переменными факторами, которые влияют на эффективность и целесообразность такой операции. Например, соотношение нефть/вода может варьироваться от скважины к скважине и может существенно изменяться в течение срока службы скважины. Требуемое давление нагнетания также может изменяться в течение срока службы скважины. Дополнительные проблемы возникают, когда скважинный флюид содержит твердые вещества, такие как песок и другие частицы. Присутствие твердых частиц в потоке воды может создать осложнения, такие как кольматация ПЗС. В работе проводится сравнение технологий по внутрискважинной сепарации воды и нефти, используемых в мировой практике. Проведен сравнительный анализ трех основных видов внутрискважинной сепарации: гравитационной, гидроциклонной, центробежной. Выявлены проблемы и преимущества использования каждой из них. 197 ИССЛЕДОВАНИЯ ДИСПЕРСНОСТИ И КОЭФФИЦИЕНТА ПОГЛОЩЕНИЯ СВЕТА НЕФТИ (OIL DISPERSITY AND COEFFICIENT OF LIGHT ABSORPTION RESEARCHES) Раупов И.Р. (научный руководитель - профессор Кондрашева Н.К.) Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» В работе представлены результаты лабораторных исследований дисперсных параметров (среднего диаметра частиц, дисперсности) и оптических свойств (оптической плотности D и коэффициента поглощения света ε) девонской нефти Ново-Елховского месторождения. Известно, что молярный коэффициент поглощения ε зависит от длины волны падающего светового потока, температуры и природы растворенного вещества и растворителя и, как правило, не зависит от концентрации раствора. Но при изменении химических свойств системы: при гидролизе, образовании гидратов или ассоциации – происходит увеличение или уменьшение коэффициента поглощения ε. Авторами проведены многочисленные лабораторные исследования оптической плотности D проб нефти с использованием спектрофотометра Unico 2100 с добавлением органических растворителей: петролейного эфира (П.Э.) для осаждения асфальтенов из НДС и 4-хлористого углерода CCl4 для растворения органических соединений (АСПО, частицы асфальтенов). Исследования D и ε проводились в интервале длин волн 3251000 нм с шагом 10 нм. По результатам вычислений коэффициента поглощения света построены спектральные кривые ε для различных растворителей и концентраций растворенных веществ. Известно, при повышении дисперсности будет происходить более интенсивное тушение света и экстинкция D возрастет. Лазерный анализатор размеров частиц «Ласка» позволяет измерить дисперсные параметры коллоидных систем. Исследования дисперсных систем основаны на методе малоуглового светорассеяния. Результаты исследований позволяют сделать следующие выводы: 1) При одинаковой концентрации растворенных веществ с=0,287% нефть с добавкой CCl4 абсорбирует свет в 1,5-2 раза больше, чем с добавлением П.Э. 2) Увеличение концентрации растворенного вещества в 15 раз снижает коэффициента поглощения света ε в 2-2,5 раза. 3) Увеличение концентрации растворенного вещества в 2 раза увеличивает дисперсность НДС в 5 раз и количество выпавших асфальтенов почти в 100 раз. 4) Следовательно, с увеличением дисперсности уменьшается коэффициент поглощения света. 198 ПОДБОР РЕЦЕПТУР ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ УЗБЕКИСТАНА. ИХ ФИЗИЧЕСКИЕ И РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА. (OILWELL MUD RECIPE SELECTION FOR WELL CASING IN MINING AND GEOLOGICAL TERMS OF UZBEKISTAN. PHYSICAL AND RHEOLOGICAL PROPERTIES OF OILWELL MUD) Рузиева А.В. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Зозуля Н.Е.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Тампонажные растворы – это комбинации спецматериалов или составов, используемых для тампонирования. Тампонажные смеси с течением времени могут затвердевать с образованием тампонажного камня или загустевать, упрочняться, оставаясь вязкой или вязко-пластичной системой. В результате цементирования обсадных колонн помимо основной функции – разобщение пластов – рецептура цементного камня должна обеспечивать закрепление обсадных колонн в стволе скважины и защиту труб от коррозии пластовыми водами и газами, а также способствовать устойчивости обсадных колонн. В настоящее время основными проблемами, возникающими в процессе перехода цементного раствора в камень являются следующие: расслоение и водоотделение, снижение давления на пласты до гидростатического в период структурообразования цемента, усадка цементного камня, проблемы хрупкости цементного камня в результате увеличения внутреннего давления в колонне выше критического, ведущее к образованию трещин в цементном кольце, проблемы коррозии цементного камня. В лаборатории Филиала РГУ нефти и газа в г. Ташкенте были приготовлены и исследованы рецептуры тампонажных растворов на основе цемента марки ПЦТ. В качестве добавок использовались такие химические реагенты, как КМЦ, лигносульфанаты, соль, бентонит, кварцевый песок, барит и проч. Рецептуры прошли испытания и исследования на оборудовании, предоставленном Chandler Engineering Company L.L.C. В ходе испытаний образцам задавались скважинные условия, соответствующие реальным условиям скважин Узбекистана. Также были сняты и замерены реологические и физические показатели рецептур. Цементный раствор, приготовленный и исследованный в лабораторных условиях, решает большинство проблем с креплением обсадных колонн и рекомендован для цементирования скважин в горногеологических условиях Узбекистана. 199 КОМПЛЕКСНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА ДЛЯ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СПЕКТРОФОТОМЕТРИИ НА ПРИМЕРЕ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (COMPREHENSIVE RESEARCH OF EFFICIENCY OF HYDRAULIC FRACTURING TO DEVELOP RESIDUAL OIL WITH SPECTROPHOTOMETRIC METHOD FOR ROMASHKINSKOYE FIELD) Рыбаков А.А. (научный руководитель - д.т.н., профессор, Гуськова И.А.) Альметьевский государственный нефтяной институт Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – мощное средство воздействия на пласт, которое проявляется не только в интенсификации добычи, но и в существенном повышении текущей и конечной нефтеотдачи пласта, за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков с непреобразованными запасами нефти. Для оценки эффективности ГРП немаловажное значение имеет определение качества вовлекаемых запасов по объекту в целом и отдельно по каждой скважине. Для оценки качества вовлекаемых остаточных запасов нефти при проведении ГРП предлагается спектрофотометрический метод анализа, заключающийся в определении ряда параметров, характеризующих оптические и физико-химические свойства нефти. Это – коэффициент светопоглощения, спектральные коэффициенты (СК), плотность и вязкость нефти. Предлагается комплексный анализ динамики суточного дебита, обводнённости продукции, забойного давления, плотности нефти, кинематической вязкости, коэффициента светопоглощения и спектральных коэффициентов нефти. В результате исследований по ряду добывающих скважин Ромашкинского месторождения (НГДУ «Азнакаевнефть» и «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть») выявлено уменьшение коэффициента светопоглощения нефти после проведения ГРП, что позволило сделать предположение об изменении фильтрационных потоков и вовлечении в разработку ранее недренируемых зон пласта с остаточными запасами нефти. В свою очередь, по реагирующим скважинам участков нагнетательных скважин (после ГРП) отмечается увеличение коэффициента светопоглощения нефти, свидетельствующее о вовлечении в разработку преобразованных запасов нефти, т.е. увеличении коэффициента вытеснения остаточных запасов. Проведенное комплексное исследование на основе спектрофотометрии позволяет не только оценить качество вовлекаемых в разработку запасов в результате проведения гидравлического разрыва пласта, но и определить направленность ГРП, как метода увеличения нефтеизвлечения или как метода интенсификации. 200 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ СТРУКТУРЫ ЗОНЫ КОЛЬМАТАЦИИ И КИНЕТИКИ ЕЕ ФОРМИРОВАНИЯ (EXPERIMENTAL STUDY OF CLOGGING ZONE STRUCTURE AND KINETICS OF ITS BUILD-UP) Рыжиков Н.И. (научный руководитель - к.ф.-м.н. Михайлов Д.Н.) Московский Научно-исследовательский центр Шлюмберже Кольматация порового пространства околоскважинной зоны твердыми компонентами бурового раствора или иных технологических жидкостей может возникать на этапе бурения, заканчивания, ремонта скважин. Вследствие превышения давления в скважине над пластовым давлением происходит проникновение суспензии (бурового и цементного растворов, других технологических агентов) в околоскважинную зону. В процессе фильтрации суспензии через пористую среду частицы захватываются в сужениях пор, при этом поры блокируются, а коллекторские свойства - ухудшаются. Формируется внутренняя фильтрационная корка (зона кольматации). Детальное исследование процесса проникновения и накопления частиц в пористой среде требует развития специальных экспериментальных подходов. В данной работе использован комплексный экспериментальный подход, включающий лабораторный фильтрационный эксперимент по закачке раствора загрязнителя и анализ профиля распределения кольматанта в пористой среде после осуществления закачки. Описаны результаты экспериментов по фильтрации водных растворов бентонитовой глины различной концентрации, а также суспензии твердых частиц (SiC) через пористую среду. Предложены методы построения профилей для различных компонент бурового раствора с помощью специального анализа компьютерной микротомографии и на основе исследования вариации скорости продольных ультразвуковых волн в различных поперечных сечениях образца пористой среды. На основе анализа данных компьютерной микротомографии показано изменение связанности порового пространства под воздействием кольматанта. Экспериментально зарегистрировано значимое влияние зоны кольматации на скорость продольной ультразвуковой волны. Эффект изменения скорости воспроизведен на основе теории Френкеля-Био-Николаевского. Представлен профиль распределения кольматанта вдоль фильтрации, полученный путем прозвучивания образца ультразвуковыми волнами. 201 ПРИМЕНЕНИЕ САЙКЛИНГ-ПРОЦЕССА КАК МЕТОДА УВЕЛИЧЕНИЯ КОНДЕНСАТООТДАЧИ (МИРОВОЙ ОПЫТ) (APPLICATION OF CYCLING-PROCESS AS A METHOD OF INCREASE CONDENSATE RECOVERY RATIO (GLOBAL EXPERIENCE) Рябова Л.А. (научный руководитель - доцент, к.т.н Котлярова Е.М.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Узбекистан богат, в основном, газовыми и газоконденсатными месторождениями, при этом не извлекаемое количество газоконденсата велико. И стоит обратить внимание на потенциальное увеличение объемов добычи конденсата, находящегося в продуктивных пластах. Конденсат ― это ценнейший высокомолекулярный углеводород для нефтегазоперерабатывающей и химической промышленности и составляет немало важную роль в укреплении минерально-сырьевой базы страны. Среди преимуществ газового конденсата можно выделить более высокое содержание светлых фракций, нафтеновых и ароматических углеводородов, что хорошо для производства высокооктанового бензина. Газоконденсат в не переработанном виде используется в качестве моторного топлива. Целью доклада является ознакомление с разновидностями сайклингпроцесса, которые применялись и испытывались в мировой практике. В исследование включены несколько передовых стран, которые успешно развивают газовую отрасль и максимально-возможно извлекают конденсат из недр. На основе этого, выявим недостатки и негативные последствия в применение того или иного вида сайклинга с разными компонентами закачки и обозначим ограничивающие факторы в применении этого процесса для извлечения конденсата. Но экспериментально доказано, что при обычном способе добыче углеводорода, то есть при режиме эксплуатации месторождения на истощение, коэффициент извлечения конденсата (КИК) низкий, не превышающий 30-50%. При использовании сайклинг-процесса КИК увеличивается почти до коэффициента газоотдачи ― 70-85%. Это данные при полном сайклинге. И КИК возрастает до 60-70% при частичном сайклинг-процессе. И в заключение надо отметить, что применение сайклинг-процесса, как метода увеличения конденсатоотдачи, не сосем распространенно в газовой отрасли. Но, полагаясь на мировой опыт, для рационального пользования ресурсами недр этот метод очень эффективен. 202 ОЦЕНКА ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА РАБОТУ УСТАНОВКИ СКВАЖИННОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА В НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕМ УПРАВЛЕНИИ "АРЛАННЕФТЬ", С ПРИМЕНЕНИЕМ СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ (EVALUATION OF FACTORS AFFECTING OPERATION OF SUCKER-ROD PUMP IN «ARLANNEFT» PRODUCTION DEPARTMENT USING STATISTICAL METHODS) Садиков И.Ф. (научный руководитель - преподаватель, к.т.н. Ситдиков М.Р.) Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет С каждым годом в России увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов. Это связано с вступлением месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением добычи нефти, резким ростом обводненности, ухудшением структуры запасов. Образующиеся вязкие эмульсии, солеобразование и отложения парафина приводят к снижению коэффициента полезного действия установок и отказам оборудования. В связи с чем необходимо использовать повышенные финансовые, трудовые и материальные ресурсы, нетрадиционные технологии. Из-за малых дебитов НГДУ чаще используют установки глубинных скважинных насосов (УСШН) различных модификаций. К примеру, на Арланском месторождении на момент исследования при помощи установок штанговых насосов эксплуатируется 72,44 % всего фонда скважин, а самым частым видом аварии является ликвидация обрывов штанг. Данная работа посвящена обработке промысловой информации по обрыву насосных штанг Юсуповской площади Арланского месторождения определению статистического закона распределения случайной величины (обрыв штанги), выявлению факторов вызывающих аварии штанг. В результате исследования было установлено, что случайная величина подчиняется статистическому закону распределений Вейбулла. Обрыв по длине колонны штанг больше происходит в средней (45 %) и нижней (35 %) части колонны, причем обрывы в средней части интенсивнее всего, что вероятно связано с интенсивностью набора зенитного угла по стволу в средней части скважины. Максимальный зенитный угол скважин достигает 4245о. Распределение скважин по числу двойных ходов в минуту показал, что интенсивность аварий при работе УСШН происходит в интервале 4,0÷5,0 кач/мин. Обрывы в самой штанге интенсивнее всего происходят по телу штанги (67,2 %) и по муфте (22,9 %). Практическая значимость результатов работы состоит в оптимизации режима работы и подбора компоновки глубинно-насосной штанговой установки, что позволит увеличить межремонтный период работы скважин. 203 ЭФФЕКТИВНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ФАКЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК (EFFECTIVE UTILIZATION TORCH) Саидалимов А.С., Кабилов Т. (научный руководитель - к.т.н., доцент Котлярова Е.М.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте На современном этапе развития нефтегазовой промышленности остро стоит вопрос о рентабельном утилизировании попутного газа. При нынешней утилизации газа происходит простая потеря больших объемов газа. Рациональное использование попутного газа принесет дополнительную пользу экономики страны. Ее можно пре образовать в электроэнергию или тепло энергию. Наиболее рациональным решением данной проблемы является постройка мобильных теплоэлектростанции при факельных установках. Принцип этой установки прост. Он состоит из резервуара или сосуда, заполненной водой. При сгорании попутного газа сосуд нагревается, образующийся пар подается по трубам, двигает турбину теплоэлектростанций. Этим можно обеспечить тепловой и электроэнергией весь комплекс оборудования и бытовых помещений находящиеся в зоне этого месторождения. Это позволит сэкономить значительные затраты на дизтопливо. Эти установки теплоэлектростанции удобны и экономичны тем, что их после завершения работ на месторождении можно демонтировать и использовать на новом объекте. Предлагаемый вариант утилизации попутного газа является новым и инновационным в сфере нефти и газовой промышленности что дает возможность появлению новых рабочих мест, рациональному использованию природных ресурсов республики Узбекистан. 204 ОБЗОР МЕТОДА ПАРО-ГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНИРОВАНИЯ(SAGD) В РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ И БИТУМНЫХ НЕФТЕЙ, РАСЧЕТ ПАРОВОЙ КАМЕРЫ Сайфутдинов А. Ф (научный руководитель - к.т.н. Язынина И.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В связи с истощением активно разрабатываемых в настоящее время месторождений легкой нефти, нефтегазодобывающие компании уделяют всё большее внимание развитию методов разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. Одним из таких методом является парогравитационное дренирование (SAGD), который на сегодняшний день в мире зарекомендовал себя как очень эффективный способ добычи тяжелой нефти и природных битумов. В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. Основными проблемами данного метода, являются подбор оптимального оборудования, для создания и транспортировки пара в пласт, наличие больших объемов воды, а также очистка воды для повторного использования в производстве пара. Для эффективного применения технологии требуется однородный пласт сравнительно большой мощности, оптимальные температура и давление закачиваемого теплоносителя (пара). Количество добываемой продукции пласта при применении парогравитационного дренирования напрямую определяется объемом паровой камеры, которая зависит не только от давления и температуры, создаваемые в пласте, но и от фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Целью данной работы является описание метода SAGD и установления условий применимости его на месторождениях, рассмотрение физических процессов взаимодействия пара с жидкостью в пласте, а так же определение оптимальных термо-барических условий, для максимального извлечения углеводородов. 205 ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ СЕПАРАЦИИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ В ПРЕДЕЛАХ КУСТА ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН (EVALUATION OF POSSIBILITY TO SEPARATE HYDROCARBONS WITHIN THE GROUP OF PRODUCING WELLS) Салимов Д.М. (научный руководитель - доцент Деньгаев А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время в Российской Федерации обводненность скважинной продукции составляет 83,5%. Таким образом, более 4/5 всего объема жидкости проходит значительное расстояние от куста скважин до ДНС. Это ведет за собой большие экономические затраты на бесполезную перекачку воды, а так же перегрузку сборного нефтепровода, вследствие чего происходит преждевременный его износ и возникновение аварийных ситуаций. В связи с этим остро стоит вопрос об отделении части воды от водонефтяной смеси прямо на кусту скважин. Был проведен анализ современных методов сепарации воды от нефти как внутри скважины, так и на ее поверхности. По принципу действия системы сепарации нефти и воды можно разделить на 3 группы: гидроциклонные, центробежные, гравитационные. К тому же, системы сепарации на поверхности могут базироваться на способе отстаивания водонефтяной смеси. В работе предложены новые методы сепарации водогазонефтяной смеси с применением нефтяных фильтров и деэмульгаторов. Также проведены расчеты гидроциклонов, влияние линейных размеров на процесс отделения воды от нефти, с упором на отсутствие нефти в сбрасываемой воде. Для определения процентного содержания нефти в воде предлагается использование влагомера на линии сброса. На кафедре РиЭНМ в лабораторных условиях были проведены испытания центрифуг, в которых сепарация происходит за счет центробежных сил. Испытания проводились на двух видах эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». В данной работе представлены результаты испытаний, а так же расчеты эффективности применения технологий на примере одного из месторождений России. 206 ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ МАМОНТОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (GEOLOGICAL-GEOPHYSICAL MODEL OF PRODUCTIVE RESERVOIRS AT MAMONTOV OIL DEPOSIT) Сарычева О.В. (научный руководитель - профессор, д. г.-м.н., академик РАЕН Мустафин С.К.) Башкирский Государственный Университет Мамонтовское нефтяное месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В тектоническом отношении месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты, которая относится к молодым образованиям. В региональном плане участок проектируемых работ расположен в зоне сочленения Сургутского свода и Юганской – крупных структур І порядка разноименного знака. По определению, цифровая трехмерная адресная геологическая модель (ГМ) представляет собой набор объемных сеток параметров модели, характеризующих: пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев; пространственное положение стратиграфических границ продуктив-ных пластов; пространственное положение литологических границ в пределах пластов; положение начальных и текущих флюидных контактов. Процесс трехмерного геологического моделирования осуществлялся в программном комплексе Shlumberger Petrel. Построение ЦГМ проводиться по основным объектам разработки Мамонтовского месторождения – терригенным пластам группы А, Б Сургутского свода, а также среднеюрским отложениям (ЮС2). Для построения цифровых трехмерных геологических моделей нужно использовать геолого-геофизическую базу данных, содержащую информацию: координаты устьев и альтитуды всех пробуренных на месторождении скважин; данные инклинометрии; кривые ГИС и результаты их послойной интерпретации (РИГИС); результаты корреляции скважин (маркеры залегания кровли и подошвы пластов); принятые по залежам отметки ВНК; результаты интерпретации сейсморазведочных работ 2Д. Критерием качества построения модели являлось соответствие модельного (по кубу) и фактического (по РИГИС) распределения параметров и свойств продуктивных пластов. Подсчитанные по трехмерной геологической модели запасы нефти расходятся с утвержденными запасами менее чем на 5 %. Таким образом, построенная модель соответствует сложившимся представлениям о геологическом строении продуктивных пластов Мамонтовского месторождения и может служить основой для гидродинамического моделирования. Литература 1.Азис Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, (пер. с англ.) - 1982. - 408с. 2.Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений - проблема моделирования. М.: Недра, 1979. - 302 с. 3.Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: «Недра», 1992. - 270 с. 4.Хасанов М.М., Рыжков А.Б., Караваев А.Д. и др. Компьютерная обработка данных физикогидродинамических лабораторных исследований керна. // Вестник ИЦ ЮКОС, 2002, № 3, с.37-42. 207 ПРОРЫВ В ОБЛАСТИ ГЛУБОКОВОДНОГО БУРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ С ДВОЙНЫМ ГРАДИЕНТОМ (BREAKTHROUGH IN ULTRA-DEEP WATER OPERATIONS DUAL GRADIENT DRILLING (DGD) TECHNOLOGY) Селиванов Е.В (научный руководитель - д.т.н., профессор Балаба В. И) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 1. Начиная с 2000-го года, более чем 50% мировых запасов нефти было разведано в глубоководье. Текущие разрабатываемые месторождения истощаются, и, таким образом, траты на разработку месторождений в глубоких морях постоянно увеличиваются. 2. Бурение с двойным градиентом (DGD) - самый современный и эффективный способ бурения в глубоководье. Технология подразумевает использование двух различных по плотности жидкостей (морской воды в райзере и бурового раствора в затрубном пространстве скважины). 3. Буровой раствор, используемый в DGD, имеет большую плотность чем раствор, применяемый в обычном бурении, что позволяет бурить эффективней. 4. Технология применяет комплект оборудования: подводный насос, подводное вращающееся устройство и блок измельчения шлама. 5. Недостатки технологии сводятся к дорогому оборудованию и нехватке опыта, в то время как преимуществ очень много. В основном, это уменьшение стоимости (приблизительно, на 15 млн. долларов с одной скважины) и времени бурения за счет установки меньшего количества обсадных колонн. 6. Технология DGD имеет большие перспективы в нефтяной промышленности по всему миру, так как предлагает более безопасные, дешевые и эффективные методы бурения в глубоководье в условиях постоянно растущего мирового спроса на нефть. 208 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ МНОГОЗАБОЙНЫМИ СКВАЖИНАМИ В УСЛОВИЯХ 224 ЗАЛЕЖИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ANALYSIS OF OIL RESERVES RECOVERY EFFICIENCY USING MULTIHOLE WELLS ON 224 DEPOSIT OF ROMASHKINSKOYE OILFIELD) Семенов А.В. (научный руководитель - доцент Габдрахманов А.Т.) Альметьевский государственный нефтяной институт За время разработки нефтяных месторождений России и Татарстана их основные эксплуатационные объекты находятся в поздней стадии, которая характеризуется высокой выработанностью залежей нефти, значительным обводнением продукции скважин, ухудшением качества запасов нефти. Низкая продуктивная отдача на данных эксплуатационных объектах обусловлена устаревшими, но до сих пор широко применяемыми технологиями разведки и разработки вертикальными скважинами. Для воостановления рентабельной добычи необходимы методы по увеличению добывных возможностей скважин. Одним из таких методов является бурение многозабойных скважин (МЗС). Целью данной работы является анализ эффективности выработки запасов нефти многозабойными скважинами. Для выполнения анализа были выбраны участки, подлежащие оценке эффективности выработки запасов, собрана необходимая промысловая информация, построены графики зависимостей накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости, что позволило найти извлекаемые запасы. Одним из основных этапов был этап выбора соответствующих уравнений зависимостей, дальнейшее преобразование которых позволило определить извлекаемые запасы приходящиеся на одну скважину по фактическим промысловым данным. Отдельно были оценены извлекаемы запасы при конечной стопроцентной обводненности, что интересно с теоретической точки зрения. Для сравнительного анализа были рассчитаны извлекаемые запасы при достижении максимально возможной обводненности, при которой эксплуатация скважин остается рентабельной с учетом современного уровня развития техники и цен на нефть. Использование технологии многозабойного бурения позволит значительно снизить себестоимость добываемой продукции, повысить экономическую и технологическую эффективность разработки старых месторождений, приступить к освоению новых низкопродуктивных сложно построенных объектов и месторождений, снизить темпы падения добычи нефти и увеличить нефтеотдачу пластов. 209 НОРМИРОВАНИЕ РАСХОДА МЕТАНОЛА НА ОБЪЕКТАХ ПХГ (RATIONING METHANOL CONSUMPTION AT THE UGS) Сергеев А.С. (научный руководитель - доцент Хайдина М.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе предлагается принцип нормирования удельного расхода метанола на технологический процесс, основанный на изменении величины пластового давления. Приводятся сравнительные графики фактического, теоретического и нормативного расходов метанола на объектах ПХГ с различными системами подачи ингибитора гидратообразования (автоматизированная, ручная). В работе приводятся результаты применения различных подходов к нормированию расхода метанола: с одной нормированной величиной на весь период отбора, и с переменной нормой расхода метанола, зависящей от изменения пластового давления. В работе предлагается форма мониторинга расхода ингибитора гидратообразования. Предлагается подход к оценке степени обеспечения безгидратной эксплуатации газопромыслового оборудования и трубопроводов на основании данных о расходе метанола. В работе предложен комплекс организационно-технических мероприятий для ПХГ с системами подачи ингибитора в ручном режиме, включающий определение требуемого количества метанола в каждый момент времени производственно-диспетчерской службой, и доведение данной информации до оператора в виде таблиц с периодами открытиязакрытия ТПА подачи ингибитора. 210 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН ГИБРИДНЫМИ ДОЛОТАМИ (IMPROVING THE EFFICIENCY OF DRILLING WELLS HYBRID BITS) Сергеев И.С. (научный руководитель - профессор Симонянц С.Л.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Для обеспечения максимально высоких показателей работы долота при бурении самых твердых и абразивных пород при максимальной частоте вращения разработаны гибридные долота, сочетающие в себе все достоинства алмазных и PDC долот. Такие долота установили множество рекордов по таким показателям как длина пробуренного интервала и скорость проходки во множестве регионов, включая Северную Америку, Латинскую Америку, Европу, Африку и Ближний Восток. Конструкция гибридного бурового долота позволяет производить эффективное бурение переслаивающихся пород при поддержании оптимальной механической скорости проходки, исключая необходимость замены долота при бурении различных пород. В результате достигается более высокая скорость проходки, меньшее количество СПО и снижение общих расходов нефтегазодобывающей компании. В данной работе представлены особенности конструкции гибридных долот, их сравнительная характеристика по различным производителям, методика выбора наиболее оптимальной конструкции гибридного долота в соответствии со свойствами буримой породы и типом забойного двигателя. 211 СТАТИСТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПРОЕКТНЫХ И ФАКТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ КЫРТАЕЛЬСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (STATISTICAL ANALYSIS OF THE DESIGN PARAMETERS AND ACTUAL DEVELOPMENT KYRTAEL OIL AND GAS CONDENSATE FIELD) Сердюков Н.И., Мушинский В.Л. (научный руководитель - доцент Волкова И.Н.) Ухтинский государственный технический университет Эффективность разработки характеризуется большим количеством технологических показателей. В настоящее время накоплено большое количество статистических данных о разработке месторождений, однако нет их системного анализа, нет общей методики обработки данных. В настоящей работе представлена попытка статистического анализа проектных и фактических показателей разработки месторождений Республики Коми. (на примере Кыртаельского месторождения). Мы сравнили такие показатели, как добыча нефти, добыча жидкости, дебит, обводненность и т.д. Всего 60 показателей. Проведенный корреляционный анализ говорит о достаточно грамотном прогнозе, о четком следовании технологическим процессам. Для дальнейшего анализа мы выделили основные технологические показатели разработки. Был выделен достаточно обширный временной промежуток для анализа (24 года). Мы построили точечные диаграммы и получили линии тренда – полиномы 2-го, 3-го и 4-го порядков. Далее был проведен регрессионный многомерный анализ с целью выявления факторов, оказывающих наибольшее влияние на годовую добычу нефти. Годовая добыча нефти, годовая добыча жидкости – проверялось показательное распределение; дебит жидкости, дебит нефти – проверялось нормальное распределение. Использовался критерий 2 . В настоящее время на промышленных предприятиях имеется большое количество статистических данных о фактических показателях разработки месторождения, однако отсутствует методика обработки этих данных. Отсутствует и методика сбора этих данных, так как отсутствует статистика о тех показателях, которыми можно варьировать с целью увеличения добычи нефти. Однако задача прогнозирования показателей является очень актуальной и перспективной. 212 ГИРОСКОП: ДВИЖЕТСЯ ЗЕМЛЯ – ДВИЖЕТСЯ НАУКА (GYROSCOPE: EARTH ROTATES – SCIENCE MOVES) Середин Д. Ю. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Зозуля В.П.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Основными приоритетами современного технологичного бурения являются: 1. Вскрытие продуктивных пластов без негативного воздействия на их коллекторские свойства; 2. Точная проводка ствола скважины, с увеличением проходки по продуктивным отложениям(горизонтальное и многозабойное бурение). И если первое достигается путем применения облегченных буровых растворов, то второе за счет использования навигационного оборудования в процессе бурения. Одновременное решение этих двух проблем приводит к ряду трудностей. Так при аэрации и введении наполнителей в раствор, MWD системы с гидравлическим каналом связи теряют свою работоспособность из-за глушения сигнала. Применение кабельного канала связи не эффективно из-за ряда его недостатков. Альтернативой может служить электромагнитный канал связи, однако кроме низкой передачи данных, основным его недостатком является влияние генератора электромагнитных волн на блок датчиков (в частности магнитометр). Частично эту проблему можно решить применением немагнитных деталей или разнесением блока датчиков от генератора, но это приведет к резкому удорожанию и большим искажениям в измерениях, так как чем ближе датчики к долоту, тем точнее измерения. Магнитное поле Земли, особенно в высоких широтах также оказывает влияния на измерения. Решением проблем с магнитной интерференцией может служить применение гироскопических датчиков. Современные технологии позволяют создавать бесплатформенные гироскопические датчики, которые обладают рядом преимуществ. Стоимость гироскопического измерительного прибора будет дороже, но разница в цене кратно перекроется с разницей цен корпусных деталей, так как не придется использовать немагнитные материалы. Возможность расположения блока датчика непосредственно над забойным двигателем, обеспечит высокую точность измерения. На точность измерений никак не повлияют девиации и магнитные возмущения Земли, а также магнитная интерференция скважинного оборудования. При использовании гироскопических датчиков не будет зависимости от типа канала связи. Из-за решения вышеописанных проблем перспективным направлением станет улучшение электромагнитного канала связи, взамен гидравлическому и проводному. 213 К ВОПРОСУ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОРЗ НА АЛЬМЕТЬЕВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ON EVALUATION OF EFFICIENCY OF DUAL WATER INJECTION ON ALMETYEVSKYA AREA, ROMASHKINSKOYE FIELD) Сираздинов В.А. (научный руководитель - к.т.н., доцент Захарова Е.Ф.) Альметьевский государственный нефтяной институт Ромашкинское месторождение, относится к числу многопластовых объектов. При этом разработка пластов ведется в основном единым фильтром. Совместная закачка вытесняющего агента в пласты с различающимися ФЕС снижает эффективность их выработки. Выполненный анализ скважин Альметьевской площади с внедренной системой ОРЗ, позволяет отметить, что с внедрением УОРЗ увеличивается объем закачиваемого агента в пласт, изменения пластового давления практически не происходит, резких изменений устьевых и забойных давлений не отмечается. Это обусловливается тем, что технология ОРЗ предусматирвает закачку жидкости в пласты в соответствии с их ФЕС. Анализ работы нагнетательных и реагирующих добывающих скважин показал, что эффект от внедрения УОРЗ проявился практически на всех реагирующих добывающих скважинах. В основном происходит увеличение дебита по нефти на 30% и снижение обводненности на 26%, также отмечается рост забойного давления, в среднем на 25%. В работе приведены расчеты дополнительной добычи нефти по методу прямого счета и характеристикам вытеснения Максимова, Давыдова, Пирвердяна, Назарова, Камбарова и Абызбаева, и других. По картам разработки, изобар и данных о запасах, были подобраны скважины-кандидаты, для внедрения технологии ОРЗ. При подборе скважин учтена конструкция и техническое состояние скважины, являющиеся определяющими факторами при выборе технологической схемы. Большое количество пластов и пропластков с разной проницаемостью, а также избыточное заводнение некоторых пластов и слабое заводнение других, усложняют процесс выработки Альметьевской площади. В целях вовлечения в разработку слабо дренируемых и недренируемых запасов, регулирования заводнения по разрезу перфорированных пластов и повышение эффективности системы разработки в целом, рекомендуется дальнейшее внедрение УОРЗ на скважинах Альметьевской площади Ромашкинского месторождения НГДУ «Альметьевнефть». 214 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА БУРЕНИЯ ДЛЯ ДОЛОТА PDC (DETERMINING THE OPTIMAL DRILLING PRACTICE OF PDC BIT) Солодкин А.С. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Балицкий В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Самым дорогостоящим процессом среди всех работ в нефтегазовой промышленности является строительство скважины. Очевидно, что для повышения его технико-экономических показателей необходимо обеспечить бурение скважины в оптимальном режиме, который позволил бы рационально использовать ресурс породоразрушающего инструмента, снизить стоимость и увеличить скорость бурения скважины. Эта задача хорошо изучена для бурения шарошечными долотами и мало освещена в отечественных публикациях для долот PDC, поэтому она по-прежнему решается на основе опыта и интуиции буровиков. Определение математических зависимостей и закономерностей существенно облегчило бы поиск оптимального решения и, как следствие, помогло бы избежать осложнений при использовании долот PDC и повысить экономическую эффективность бурения. В процессе исследования мною был произведен анализ зарубежных источников и детально рассмотрена существующая модель ROP (механической скорости проходки), оценивающая износ долот PDC во время бурения. Уставлено, что механическая скорость проходки для долот данного типа сильно зависит от такого параметра, как передний угол наклона зубков в продольной плоскости и в меньшей степени - от угла их наклона в поперечной плоскости. Были получены рациональные значения величин этих угла в зависимости от механических свойств разбуриваемой горной породы. Также, основываясь на двух критериях оптимизации режима бурения (минимуме эксплуатационных расходов на один метр проходки и максимуме рейсовой скорости проходки), был составлен алгоритм определения оптимального сочетания нагрузки на долото и частоты его вращения. Полученные результаты позволяют судить, что оптимальный режим бурения будет существенно зависеть от принятого критерия оптимизации. 215 РАСЧЕТ КРИВЫХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В НИСХОДЯЩЕМ ПОТОКЕ (CALCULATON THE CURVES PRESSURE DISTRIBUTION GAS-LIQUID MIXTURE IN DOWNFLOW) Сорокин А.Ю. (научный руководитель - Мохов М.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящий момент весьма остро стоит проблема утилизации попутного нефтяного газа и пластовой воды на месторождениях в России. Стимул к принятию срочных мер нефтяными компаниями придало государство, повысив штрафы за сжигание попутного нефтяного газа и сделав, таким образом, этот процесс не выгодным. В свете этих событий, постепенно, начинают проявлять популярность методы повышения нефтеотдачи, связанные с закачкой попутного нефтяного газа в пласт и одним из вариантов такой закачки является закачка газожидкостной смеси. В реализации этого метода существует проблема расчета забойного давления при закачке ГЖС в пласт и как возможный вариант негативных последствий неверного выбора режима закачки – это неконтролируемый ГРП. В этой работе приведен один из способов расчета кривых распределения давления газожидкостных смесей в нисходящем потоке и представлены соответствующие результаты. Так же представлена одна из возможных схем приготовления ГЖС на устье скважины с целью ее дальнейшей закачки в пласт. 216 ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАКАЧКИ ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ Сорокина А.О. (научный руководитель - доцент Пятибратов П.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Объектом исследования является многопластовое месторождение тяжелой высоковязкой нефти, характеризующееся наличием газовой шапки. Месторождение находится на стадии роста добычи нефти. В целом по месторождению наблюдается увеличение добычи нефти и жидкости, связанное с увеличением фонда добывающих и нагнетательных скважин. Не смотря на то что, месторождение находится на второй стадии разработки, уже наблюдается ряд проблем: высокая вязкость нефти, низкое пластовое давление, низкое газосодержание, низкий коэффициент извлечения нефти. С июля 2013 года на 44 скважинах месторождения осуществляется закачка воды с температурой 90 ̊С. Для выявления влияния геологических факторов на эффективность закачки, были выбраны четыре участка месторождения с разными геологическими строениями: ЧНЗ, ВНЗ, ГНЗ, ВГНЗ. На каждом из участков был произведен прогноз технологических показателей при закачке горячей воды с температурой 90 ̊С и различными вариантами показателей текущей компенсации (75%, 90%, 100%, 110%, 120%). За базовый вариант приняли закачку воды с температурой 40 ̊С. Все расчеты и выбор подходящих участков производились с использованием характеристик вытеснения и гидродинамической модели, построенной с использованием ПО Eclipse 100. На основе произведенных расчетов, результаты которых приведены в таблице 1, можно сделать выводы, на каких участках месторождения целесообразнее применять закачку горячей воды, с целью повышения технико-экономических показателей разработки месторождения. Таблица 1. T 90 90 90 90 90 Тек.Комп% 75 90 100 110 120 Прирост накопленной добычи нефти, % ГНЗ ВНЗ ЧНЗ ВГНЗ 6,00 8,90 11,46 14,91 16,07 1,74 4,14 6,22 5,99 4,21 1,12 1,21 1,26 1,32 1,39 4,26 5,54 5,61 4,93 4,10 217 К ВОПРОСУ ПРОВОДКИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С БОЛЬШИМИ ОТХОДАМИ ОТ ВЕРТИКАЛИ (RESEARCH INTO QUESTION REGARDING THE CONSTRUCTION OF HORIZONTAL WELL WITH EXTENDED REACH DRILLING) Стародубцев А.О., Сулемана Н.Т., Стаценко А.А. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Балицкий В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Разработка нефтяных месторождений на шельфе о. Сахалин частично ведется с помощью скважин, пробуренных с берега моря. Профили этих скважин характеризуются большими отходами от вертикали. Среди актуальных проблем бурения таких скважин - выбор рационального профиля скважины и конструкции бурильной колонны. Известен опыт бурения на месторождении Одопту-море с протяженностью ствола скважины более 12 тыс. м. В настоящей работе рассмотрены некоторые факторы, ограничивающие длину ствола скважины. В первую очередь это возможность передачи нагрузки на забой скважины. Большую роль здесь играет сила трения бурильной колонны о стенки скважины, которая затрудняет передачу нагрузки на забой. В работе рассматриваются некоторые методы уменьшения силы трения. Среди них: Выбор оптимального профиля скважины; Использование алюминиевых бурильных труб (АБТ) на горизонтальном участке, т.к. на нем имеют место наибольшие силы трения; Вращение колонны при обеспечении ее необходимой прочности; Возможность размещения УБТ либо на вертикальном участке, либо на участке набора кривизны; Возможность бурения скважины раствором на углеводородной основе, который позволит уменьшить коэффициент трения за счет своих смазывающих свойств. Произведены расчеты, показывающие, как указанные факторы влияют на протяженность ствола скважины. Использование всех этих методов позволит пробурить скважины с большими горизонтальными отходами, что уменьшит стоимость освоения месторождений на шельфе о. Сахалин. 218 ГЕНЕРАЦИОННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ПЛАСТОВ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ Степаненко Г.С. (научный руководитель - к.ф.-м.н., доцент Кравченко М.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Основным источниками добычи нефти на разрабатываемых месторождениях баженовской свиты являются трудноизвлекаемые запасы, приуроченные к нетрадиционным сложнопостроенным ловушкам. В связи с этим, поисково-разведочные работы на нефть в тонкозернистых резервуарах баженовской свиты становятся все более актуальными. Имеются общие предположения о роли источника нефти, реализации его нефтегенерационного потенциала и эффективности первичной миграции нефти в этой генерационно-аккумуляционной системе. Отложения баженовской свиты формировались в неоднородных условиях и характеризуются различным генерационным потенциалом. На большей части территории западной Сибири баженовская свита находится в главной зоне нефтеобразования. Отличительной особенностью баженовской свиты является то, что процесс преобразования ОВ еще не завершен. Поэтому в коллекторе наряду с легкой нефтью содержатся углеводороды непосредственно в составной породообразующей части породы, называемой керогеном. Для баженовской свиты характерен кероген II типа, нефте- и газогенерационный потенциал которого весьма значительны. Одна из главных идей по разработке баженовской свиты – это генерация традиционной нефти непосредственно внутри пласта посредством термического преобразования керогена. Согласно экспериментальным исследованиям, извлечение углеводородов из керогена возможно под воздействием температур выше 4000С. Поэтому одной из технологий, тестируемых российскими компаниями сегодня, является термогазовый метод воздействия. Генерационный потенциал достаточно стабилен в разрезе свиты и наиболее контрастно изменяется только в кровельной и подошвенной части разреза. Для всей территории района исследований неприемлемо использовать некое одно значение начального генерационного потенциала ОВ. Поэтому определение степени реализации породами генерационного потенциала требует не только оценки зрелости ОВ, но и знания закономерностей изменения его начальных значений в районе исследований. Значения начального генерационного потенциала ОВ не могут иметь стройной функциональной зависимости только от какого-либо одного параметра, так как зависят от множества факторов, контролирующих преобразование ОВ в молодых осадках. 219 ЮЖНО – КИРИНСКОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ – УНИКАЛЬНЫЙ ОБЪЕКТ НА ШЕЛЬФЕ САХАЛИНА (YUZHNO-KIRINSKOYE OIL GAS CONDENSATE FIELD UNIQUE OBJECT OFFSHORE SAKHALIN) Сторожева А.Е. (научный руководитель - профессор Дзюбло А. Д.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Южно-Киринское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Киринского блока проекта Сахалин-3 на шельфе острова Сахалин. Газ проекта Сахалин-3 является основной ресурсной базой для газотранспортной системы «Сахалин -Хабаровск- Владивосток». В 2010- 2011 гг. на Южно- Киринской структуре были пробурены разведочные скважины № 1 и 2, установившие промышленную газоконденсатную залежь в породах дагинского горизонта. По сумме категорий С1+С2 запасов газа Южно-Киринское ГКМ было отнесено к категории крупных. Запасы оценивались в более 500 млрд. м3 газа и 70 млн. тонн конденсата, на их основе нами была построена гидродинамическая модель месторождения и рассчитаны параметры разработки для газоконденсатной залежи. В ходе проведения доразведки в 2013 году, в результате бурения разведочных скважин № 3 и 4, на месторождении уточнены запасы углеводородного газа (до 700 млрд. м3), конденсата (до 130 млн. тонн) и выявлена залежь нефти, ресурсы которой оцениваются до 450 млн. тонн. В связи с этим, существующая схема освоения месторождения должна быть скорректирована. Аналогом для разработки Южно- Киринского НГКМ может послужить расположенное рядом Лунское газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой, на котором ведется добыча газа и нефти из продуктивных пластов дагинского горизонта. Соседнее Киринское ГКМ впервые в России введено в эксплуатацию с помощью подводного добычного комплекса (ПДК) при глубине моря до 100 метров. Глубина моря на Южно- Киринском нефтегазоконденсатном месторождении достигает 200-220 метров, расстояние до берега 60 км, поэтому возникают технологические трудности обустройства месторождения. Одновременно необходимо решать задачу по первоочередности добычи нефти или газа. В существующих условиях необходимо провести доразведку месторождения и на основе новых данных повысить уровень достоверности оценки запасов углеводородов, уточнить геологическую и гидродинамическую модели и разработать Концепцию освоения этого уникального месторождения. 220 ПРОБЛЕМЫ ОБРАЗОВАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ И НЕОРГАНИЧЕСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ БИРЮКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРОБНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ (PROBLEMS OF ORGANIC AND NONORGANIC SEDIMENTATIONS IN OIL WELLS OF THE BIRYUKOVSKOE FIELD ON COMPLETION OF TEST OPERATION AND A SOLUTION OF THEM) Стручков И.А. (научный руководитель - профессор Рогачев М.К.) Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» В работе приведены результаты исследования комплексом физических методов неорганических отложений из добывающих скважин Бирюковского месторождения. Проанализированы причины осадконакопления. Предложены комплексные мероприятия, направленные на предотвращение образования и удаление неорганических отложений в скважинах. Получена зависимость глубины начала выпадения парафина от дебита и обводненности продукции для добывающих скважин Бирюковского месторождения посредством физико-математического аппарата с учетом структуры газожидкостного потока, широкого спектра физико-химических параметров и влияния работы электроцентробежных насосов. Выполнен расчет прогнозных значений парафинобезопасных дебитов скважин месторождения. Выявлено, что со снижением дебита скважины и обводненности поднимаемой жидкости, глубина начала образования парафина увеличивается. С увеличением дебитов и доли воды в добываемой продукции глубина начала формирования парафиновых отложений смещается по направлению к устью скважины, что является следствием увеличения скорости восходящего потока и теплоемкости пластового флюида за счет большей теплоемкости воды по отношению к нефти. Однако, промысловый опыт показывает, что повышение температуры потока даже при незначительной обводненности является причиной выпадения неорганических солей. Разработана математическая модель для определения глубины начала образования асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) в добывающих скважинах Бирюковского месторождения. Полученная модель может быть использована в реальном проектировании при проведении мероприятий, направленных на предупреждение образования АСПО в скважинах, что способствует снижению количества подземных ремонтов и повышению техникоэкономических показателей работы скважин. 221 ФОРМИРОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОГО ЭКРАНА ВОКРУГ СТВОЛА СКВАЖИН С ОТКРЫТЫМ ЗАБОЕМ (FILTRATION SCREEN FORMATION AROUND OPEN HOLE COMPLETED WELLS) Сулейменов Н.С. (научный руководитель - профессор Подгорнов В.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина На ряде месторождений с терригенно-поровым коллектором горногеологическая обстановка позволяет заканчивать скважины «открытым» забоем без цементирования обсадной колонны. При этом значимость фильтрационного экрана (ФЭ), который формируется в призабойной зоне продуктивного пласта при вскрытии его бурением в виде фильтрационной корки (ФК), участка пласта, закольматированного тонкодисперсной фазой бурового раствора (УК) и участка пласта, заполненного фильтратом бурового раствора (УФ), возрастает, т.к. сокращается зона проникновения в продуктивный пласт. При освоении скважины ФЭ необходимо разрушить, поскольку он создаёт существенные затруднения движению пластовых флюидов к скважине. Использование безглинистых растворов (чаще всего на полимерной основе, с кислоторастворимой твёрдой фазой, с размерами фракций, обеспечивающими поверхностную кольматацию) даёт возможность при освоении удалять ФЭ соляной кислотой. Однако, эти растворы характеризуются относительно сложной рецептурой, включающей дефицитные химические реагенты, которые, проникая в коллектор, создают дополнительные фильтрационные сопротивления движению флюидов. Высококачественные глинистые растворы формируют низкопроницаемые ФЭ, но их глинистая фаза трудно поддаётся химическому разрушению и не вымывается из порового пространства породы. Поэтому разработка условий эффективного разрушения глинистых ФК, при освоении скважин особенно с горизонтальным окончанием 222 ТЕХНОЛОГИЯ УДАЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОГО ЭКРАНА ПРИ ОСВОЕНИИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ С ОТКРЫТЫМ ЗАБОЕМ (FILTER SCREEN REMOVAL TECHNOLOGY WHILE STIMULATION TREATMENT IN OPEN HOLE COMPLETED WELLS) Сулейменов Н.С., Бороздин С.О. (научный руководитель - профессор Подгорнов В.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Предлагаемая технология имеет целью обеспечить восстановление естественной проницаемости призабойной зоны пласта за счёт кислотного удаления фильтрационной корки и участка пласта, закольматированного тонкодисперсной фазой со стенок ствола скважины, сформированных глинистым буровым раствором. При применении в качестве способа восстановления проницаемости призабойной зоны в «открытом» стволе кислотной обработки необходимо на этапе вскрытия продуктивного пласта бурением в буровой раствор ввести определенное количество кислоторастворимого наполнителя (известняк , доломит, сидерит , целестин и т.п.). Регулируя фильтрационные свойства буровых растворов реагентами, разрушаемыми в кислоте, можно обеспечить формирование малопроницаемой фильтрационной корки, которая в значительной степени затруднит проникновение твёрдой и жидкой фаз в ПЗП. Эффективность технологии состоит в том, что оптимальное количество наполнителя проницаемость глинистой ФК заметно не изменяет, но распределяясь равномерно в её объёме, обеспечивает разрушение структуры корки при кислотной обработке перед вызовом притока из пласта и тем самым способствует полному удалению корки с поверхности ствола. Предлагаемая технология реализуется в два взаимосвязанных этапа Этап 1. Введение кислоторастворимого наполнителя в состав промывочной жидкости непосредственно перед началом вскрытия продуктивного горизонта. Этап 2. Удаление глинистой ФК и вымывание глинистой фазы из УК перед вызовом притока из продуктивных пластов кислотной обработкой. 223 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ ПО АНАЛИЗУ ПОЛЯРИЗАЦИОННЫХ КРИВЫХ (EVALUATION OF THE CORROSION INHIBITORS EFFECTIVENESS BASED ON THE POLARIZATION CURVES ANALYSIS) Султанова Д.А., Хусаинов Р.Р. (научный руководитель - доцент Максютин А.В.) Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» В работе проводится оценка эффективности действия ингибиторов коррозии в условиях углекислотной коррозии по анализу поляризационных кривых, полученныхметодом поляризационного сопротивления. Процесс коррозии приводит к серьезному разрушению материала в результате химического или физико-химического взаимодействия с агрессивной средой.Отметим, что для нефтегазовой отраслиизучение и установление механизма протекания данного процессаимеет особое значение, так как внутрискважинное оборудование постоянно контактирует с нефтью, минерализованной водой, подвергается воздействию солей и механических, что способствует ускоренному разрушению материала.Коррозионные процессы отличаются широким распространением и разнообразием условий и сред, в которых они протекают. Способы защиты от коррозии подразделяются на следующие виды: химические, физические, технологические. В работе рассматривается химический метод, который осуществляется посредством ингибиторов коррозии. Как правило, ингибиторную защиту применяют как предупреждающую меру до внедрения более радикальных способов. За счет адсорбции ингибитора или образования с катионами металла труднорастворимых соединений происходит изменение состояния поверхности металла, в результате чего уменьшается площадь активной поверхности или изменяется энергия активации коррозионного процесса. При этом скорость коррозии значительно понижается и ингибитор не оказывает негативного воздействия на сам металл. В результатеоценки эксплуатационных свойств образцов, а также защитного действия тестируемых 20 ингибиторов, была получена единая линейка сравнительной эффективности ингибиторов коррозии (ЕЛЭИС) для исследуемых месторождений.Построены и изучены зависимостиизменения коррозионного потенциала системы под воздействием внешнего постоянного токаот скорости коррозионного процесса. Исследования выполнены при поддержке Совета по грантам Президента Российской Федерации для государственной поддержки молодых российских ученых – кандидатов наук (МК-315.2014.5). 224 МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА СРЕДНЕ-ХУЛЫМСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (MODERNIZATION OF RESERVOIR PRESSURE MAINTENANCE SYSTEM AT SREDNE-HULIMSKOE OILFIELD) Тараданов А.И. (научный руководитель - начальник ОРНиГМ ТПП «РИТЭКНадымнефть» Гаврилов Д.Н.) ОАО «РИТЭК» В настоящее время в ТПП «РИТЭКНадымнефть» поддержание пластового давления осуществляется путем закачки рабочего агента в пласт. В данной работе предлагается использование компоновки одновременно-раздельной закачки рабочего агента, а именно - использование двухпакерной компоновки для двухтрубной ОРЗ в два пласта. Компоновка ОРЗ позволяет осуществлять закачку рабочего агента в два продуктивных пласта через одну скважину, что существенно снижает расходы компании на строительство и эксплуатацию системы ППД. В качестве примера рассматривается Средне-Хулымское месторождение ОАО «РИТЭК», ТПП «РИТЭКНадымнефть». Средне-Хулымское месторождение разрабатывается одновременно двумя эксплуатационными объектами (АС10, АС9-3). Закачка в нагнетательные скважины ведется с помощью АНТ-150, расположенных на каждой кустовой площадке. Шесть нагнетательных скважин оборудованы двухпакерной компоно-вкой одновременнораздельной закачки, подача рабочего агента в пласт регули-руется путем замены штуцеров, расположенных в скважинных камерах напротив интервалов перфорации. Для ревизии штуцеров используют канатную технику. В случае возникновения осложнений при ревизии или при негерметичности пакеров ревизия компоновки проводится бригадой КРС. Предлагаем в качестве альтернативы существующим компоновкам ОРЗ примененить двухпакерную компоновку для двухтрубной ОРЗ. Суть двухтрубной системы состоит в том, что закачка рабочего агента ведется по двум концентрично расположенным одна в другой колоннам НКТ диаметром 89мм и 48мм в два пласта одной скважины, разобщенные пакерной компоновкой. Предложенная система имеет значимые достоинства, а именно позволяет: - проводить раздельную закачку и отключение каждого интервала с устья скважины; - регулировать с устья давление и объем закачки в каждый пласт - проводить замер объема закачки в каждый пласт на устье; - проводить гидродинамические исследования (кривая падения давления) отдельно для каждого пласта; - проводить кислотные обработки, применять потокоотклоняющие технологии (закачка полимер-гелиевых смесей) отдельно для каждого пласта - проводить индикаторные исследования отдельно по каждому пласту; Раздельное воздействие на пласты позволяет вести разработку месторождения более эффективно. Внедрение предложенной системы ППД поможет точно контролировать и регулировать параметры закачки по пластам, а также сократить затраты на проведение исследований, капитальный ремонт скважин, исключить затраты на ревизию скважинных штуцеров. 225 СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ. ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ, ПОТЕНЦИАЛ И ВОЗМОЖНОСТИ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА (SHALE GAS. THE MAIN PROBLEMS AND THE POTENTIAL OF SHALE GAS OPPORTUNITES) Татлок Т.С. (научный руководитель - профессор Басниев К.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Открытие новых источников энергетических ресурсов является для человечества потребностью и однозначной необходимостью. Расширение числа источников получения углеводородного сырья является приоритетом для многих стран. По опубликованным данным World Energy Outlook за 2010 год, наиболее крупные залежи нетрадиционных источников углеводородного сырья находятся в России, США, Австралии, Китае, Канаде и на Ближнем Востоке. Значительную долю, более 50 % этих залежей приходятся на запасы сланцевых газов, которые по оценочным данным МАГАТЭ, составляют 450 трлн.м3 . При этом запасы «традиционного газа»-по различным оценочным данным составляют от 178 до 213 трлн.м3 . В связи с этим, в последнее время сильно возрос интерес к месторождениям сланцевого газа. Большое влияние оказал успешный опыт США, сумевших добиться значительного увеличения объемов добычи сланцевого газа. Сланцевый газ внес существенные изменения в энергетический рынок США, позволив стране стать крупнейшим в мире производителем газа в 2009 году. Количество добываемого сланцевого газа в США к 2011 году достигло 150 млрд .м3 в год, составив 15 % от общей добычи газа. В настоящий момент эксперименты с добычей сланцевого газа проводят ряд стран Европы, надеясь повторить опыт США. Потенциал и возможности сланцевого газа , как одного из основных энергоресурсов, являются предметом споров многих экспертов, поэтому, тема рассматриваемая в рамках этой работы весьма актуальна – практически по всех странах мира, как производителях, так и потребителях энергоресурсов, идет активное обсуждение вопросов сланцевого газа. В данной работе рассматриваются технологические особенности процессов добычи и переработки сланцевого газа. Предлагается анализ особенностей различных методов освоения и эксплуатации месторождений сланцевого газа, а также влияние добычи сланцевого газа на мировой рынок газовой промышленности. 226 ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ ЦИКЛИЧЕСКОГО ЗАВОДНЕНИЯ (INCREASE OF OIL RECOVERY USING CYCLIC WATERLOODING) Темирчев П.Г. (научный руководитель - доцент Бравичева Т.Б.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время растет доля трудноизвлекаемых запасов углеводородов, среди которых можно выделить пласты с существенной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств, в том числе карбонатных и при наличии суперколлектора. Опыт разработки таких пластов свидетельствует о низком коэффициенте извлечения нефти при больших отборах жидкости и объемах закачки. Это связано с недостаточно полным учетом механизмов извлечения углеводородов, основанных на комплексном влиянии гидродинамических, упругих, капиллярных, гравитационных сил, а также протекающих при разработке физических процессов кинетики пористости, проницаемости (фазовых проницаемостей). Одним из способов активизации указанных механизмов является использование методов циклического заводнениия. При циклическом заводнении в полуцикле закачки увеличивается упругий запас пласта, что способствует принудительному внедрению воды в низкопроницаемые разности; при снижении пластового давления внедрение воды может осуществляться за счет капиллярной пропитки. При изменении эффективного давления во всем объеме пласта необходимо учитывать физические процессы кинетики пористости, проницаемости системы. На основе обобщения результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований показано, что не существует критериев применения циклического заводнения при разработке существенно неоднородных коллекторов в различных геолого-промысловых условиях, в том числе не определены параметры технологии (продолжительности полуциклов и др.). Представлены результаты численных исследований процессов разработки пластов с суперколлекторами на примере Таллиннской площади Красноленнинского месторождении при циклическом заводнении. Показано, что при использовании несимметричных циклов с длительными периодами падения пластового давления удается повысить коэффициент нефтеизвлечения и снизить прирост обводненности продукции. 227 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА НА ОСНОВЕ ОТЕЧЕСТВЕННОГО И ЗАРУБЕЖНОГО ОПЫТА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Титовский Н.С. (научный руководитель - доцент Вербицкий В.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время в российской и зарубежной печати можно встретить большой объем информации по разработкам в области техники и технологий для водогазового воздействия на пласт (ВГВ). Однако представленная информация не всегда позволяет в полной мере оценить технико-экономическую эффективность от реализации мероприятий по подготовке и закачке в продуктивный пласт водогазовых смесей. Если сравнить мировой опыт реализации технологии ВГВ, то зарубежные технологии, в большей степени, чем отечественные апробированы на промысловых объектах. За последние шесть лет наблюдается активность среди многих отечественных компаний в данном направлении, однако в большинстве случаев, промысловые испытания проводятся без должной научной проработки. Как следствие, это приводит к неоднозначным результатам, а в некоторых случаях и к приостановлению опытно-промышленных работ. В настоящей работе проведен обзор современных технологий водогазового воздействия на пласт, прошедших промысловую апробацию на месторождениях России и других странах. Для анализа техникоэкономической эффективности применения технологии ВГВ, рассмотрены два опытно-промышленных объекта, на которых реализована технология ВГВ: Средне-Хулымское и Самотлорское месторождения. Подробное изучение промыслового опыта внедрения технологии ВГВ на данных объектах, с учетом проведения инженерных расчетов, позволило определить положительные и отрицательные стороны предложенных методов реализации технологии ВГВ. Анализ причин появления отрицательных сторон метода, позволил сформулировать рекомендации, которые могут быть использованы как методические рекомендации при выборе способа приготовления и закачки в пласт водогазовой смеси. Кроме технологии ВГВ, в работе рассмотрены другие способы использования попутного нефтяного газа (ПНГ), основанные на мировом опыте. При помощи обобщенной информации по использованию ПНГ удалось классифицировать наиболее востребованные технологии в отечественной и зарубежной практике. 228 АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ ВОЛОКОННО-ОПТИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ РАСПРЕДЕЛЕННОГО МОНИТОРИНГА ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА Турченков Р.Е. (научный руководитель - доцент Вербицкий В.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Система мониторинга при помощи волоконно-оптических систем представляет собой измерительный анализатор, волоконно-оптический сенсор (ВОС) и специализированное программное обеспечение (ПО). ВОС представляет собой непрерывный волоконно-оптический кабель различной конструкции в зависимости от назначения и условий эксплуатации, а также является эквивалентом огромного количества точечных датчиков. В настоящее время накоплен большой опыт использования ВОС в различных секторах нефтегазовой промышленности, например: мониторинг системы электронагрева трубопровода типа «труба в трубе» на о.Ислай в Северном море; мониторинг утечек и ледовой эрозии дна с помощью температурного сенсора на арктическом шельфе в акватории территориальных вод Аляски; выявление и контроль за хранением двуокиси углерода в провинции Альберта; мониторинг от несанкционированного проникновения к поверхности трубопровода в Эквадоре и Казахстане; технический мониторинг за состоянием трубопровода, протяженностью 670 км, в Индии и др. Контроль и регулирование параметрами нефтяных и газовых скважин основан на распределенной ВОС геотехнического мониторинга, позволяющего измерять распределение температуры и акустическое распространение волн от объекта возмущения. Научная работа посвящена обзору и анализу существующих технологий ВОС в области добычи нефти и газа. На основе результатов литературного анализа были сформулированы задачи для проведения стендовых испытаний ВОС при моделировании работы горизонтального ствола скважины. Экспериментальный стенд представлен горизонтальным участком трубы длиной 50 метров, который оснащен: ВОС; системой подготовки рабочих сред (модели нефтегазовых смесей); системой телеметрии, отличной от ВОС; системой моделирования физическими параметрами (давление, температура и вибрация) и другими вспомогательными системами для обеспечения надежной работы стенда при проведении экспериментальных исследований. Разработанная программа стендовых испытаний позволяет исследовать следующие технологические условия работы скважин: горизонтальный участок скважины с различными сопротивлениями и физико-химическим свойствами токов флюидов; работу погружного насосного оборудования; процесс закачки воды и водогазовых смесей в пласт; заколонные перетоки и др. 229 ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА ГАЗОКОНДЕНСТАНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ (PROSPECTS OF APPLICATIONS OF HYDROFRACTURING ON GAS CONDENSATE FIELDS) Усманов С.А. (научный руководитель - д.т.н. Ходжиметов А.И.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте В процессе разработки газоконденсатных месторождениях происходит снижение продуктивности скважин. Обычной практикой решения данной проблемы служит увеличение депрессии на пласт, и как следствие уменьшение забойного давления. В результате, это приводит к выпадению конденсата в ПЗП, в связи с тем, что забойное давление в определенный момент времени становится ниже давления насыщения газа конденсатом. Выпавшей конденсат создает дополнительные сопротивления, для фильтрации газа к скважине, и соответственно снижает его дебит. С целью восстановления и увеличения продуктивности скважин в описанном выше случае эффективно подходит технология гидравлического разрыва пласта (ГРП). Технология осуществления ГРП включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных агрегатов жидкости разрыва, в качестве которых могут выступать гелеобразный раствор, вода либо кислота, при давлениях выше давления разрыва пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии, используется расклинивающий агент — проппант. Пропанат представляет собой гранулообразный материал диаметром от 0,5 до 1,2 мм и служит для сохранения проницаемости трещин, полученных в ходе ГРП. Основные характеристики трещины, полученных в результате проведенных работ по ГРП, во многом зависят от физико-химических и механических свойств горных пород, и могут достигать длины порядка 100 метров. В связи с высокой проницаемостью полученных трещин, по отношению к фильтрационной среде коллектора, они могут выступать в качестве эффективных каналов для фильтрации газа и выноса выпавшего в ПЗП конденсата, что в свою очередь повышает продуктивность скважин, на которых была испытана данная технология. 230 ПРИМЕНЕНИЕ РАДИАЛЬНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ КОМПОНЕНТООТДАЧИ НА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ (APPLICATION OF RADIAL DRILLING FOR TO INCREASE COMPONENT RECOVERY ON GAS CONDENSATE FIELDS) Усманов С.А., Иброхимов И.Ш. (научный руководитель - к.т.н., доцент Котлярова Е.М.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте На современном этапе развития нефтегазовой промышленности, остро стоит вопрос о повышение коэффициента извлечения запасов, максимально эффективными способами. Наиболее рациональным решением данной проблемы, может выступать, применение различных методов интенсификации добычи. Одним из современных методов интенсификации притока нефти и газа является радиальное вскрытие продуктивного пласта (РВП). Данная технология позволяет значительно увеличить, производительность скважины с относительно, невысокими затратами. Так же, по сравнению с другими методами интенсификации, она имеет ряд преимуществ, и может рассматриваться как альтернативазарезки бокового ствола скважины, с целью восстановления ее продуктивности. Принцип работы данной технологии основан на гидроэрозионном разрушении твердых пород. Вскрытие продуктивных горизонтов радиальными каналами, длинной до 100 метров и диаметром до 50 мм, производится с использованием гидромониторной насадки, резинового шланга высокого давления и колтюбинга. Насосом высокого давления по гибкой трубе подается жидкость, струя, вырываясь из сопла под большим давлением, производит разрушение породы и проходку по пласту. Наибольшую эффективность данная технология показала в карбонатных коллекторах, в терригенных коллекторах же результаты оставляют желать лучшего. Это связано в первую очередь с тем, что терригенные коллектора отличаются высокой глинизацией, а при контакте с пресной водой глина разбухает, что приводит к закупориванию пробуренных каналов. Данная проблема может быть решена способами, которые будут освещены в докладе. Данная технология была успешна, опробована на Оренбургском НГКМ. Результатом проведения комплекса работ по РВП было увеличение дебита по газу. Это говорит о перспективности дальнейшего ее применения и на других газовых и газоконденсатных месторождениях, в том числе и Узбекистана. 231 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ НАЧАЛЬНЫХ СКВАЖИННЫХ УСЛОВИЙ НА РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗЛИВА (ANALYSIS OF THE INFLUENCE OF INITIAL RESULTS OF WELL INTERMITTENT FLOW) Фадеев С.В. (научный руководитель - к.т.н., доцент Захарова Е.Ф.) Альметьевский госудаственный нефтяной институт По поровым каналам пластов свободно мигрируют во взвешенном состоянии твердые частицы различных размеров, которые могут легко застревать в узких зонах поровых каналов, образуя своеобразные тромбы, которые с течением времени становятся все более мощными и делают невозможной фильтрацию жидкости. Следует отметить что образовавшийся тромб может быть сдвинут с места и канал окажется деблокированным, если изменить направление движения жидкости. Наиболее простым мало затратным и в то же время эффективным методом очистки ПЗП скважины от твердых взвешенных частиц является метод излива в водовоз, который является сменой потока жидкости в призабойной зоне пласта позволяющий эффективно очистить ПЗП и не допустить попадания загрязненной воды в систему водоводов, т.е. предотвратить при последующей её закачке в соседние нагнетательные скважины кольматацию порового пространства продуктивного пласта и снижение проницаемости ПЗП нагнетательных скважин. Одним из актуальных при анализе успешности и прогноза выполнения работ по изливу является вопрос кратности изменения удельной величины приемистости после выполнения излива. Степень (кратность) увеличения приемистости нагнетательных скважин в результате очистки ПЗП с применением технологии изливов зависит от первоначальной приемистости нагнетательной скважины (до проведения излива). Из анализа данных закачки в разные горизонты (девонский, черепетский, кизеловский и тульский) и при различных значениях начальной приемистости следует, что наибольшей доле успешных работ по изливу и наибольшему увеличению приемистости соответствуют небольшие значения начальной приемистости, равные 0-20 м3/сут. При этом длительность эффекта зависит от степени восстановления приемистости: чем выше степень увеличения приемистости, тем продолжительнее эффект. 232 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ВЫДЕЛЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ С НЕСОВМЕСТИМЫМИ УСЛОВИЯМИ БУРЕНИЯ ПРИМЕНИМО К СКВАЖИНАМ С НАКЛОННЫМИ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ УЧАСТКАМИ СТВОЛА (IMPROVING OF DRILLING INCOMPATIBLE CONDITIONS INTERVALS SEARCHING PROCEDURE FOR DEVIATED AND HORIZONTAL WELLS) Федин Д.С. (научный руководитель - профессор Леонов Е.Г.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Выбор конструкции скважины основан на анализе совмещенного графика давлений, при составлении которого геологический разрез разделяют на интервалы с технологически совместимыми и несовместимыми условиями бурения в первую очередь по пластовым (поровым) давлениям и давлениям начала поглощения. Несовместимые интервалы разобщают обсадными колоннами. Принятая методика выделения интервалов имеет два пробела: 1) графики изменения параметров (давления начала поглощения и пластового (поровового) давления) определяющих границы возможных давлений рабочих жидкостей в стволе, строят в зависимости от глубины скважины (по вертикали), а не от ее длины (по стволу). Проекции характеристик наклонного участка на вертикаль оказываются сжатыми и, поэтому, малоинформативными, а горизонтального – отображаются лишь отдельными точками; 2) давление жидкости в стволе рассматривается лишь как гидростатическое. В настоящей работе показано, что для скважин, особенно с большим отклонением забоя от вертикали, совмещенный график давлений следует строить в зависимости от длины траектории скважины. Давление жидкости в стволе рассматривать не только с учетом гидростатической, но и гидродинамических составляющих. Для предотвращения поглощений эквивалентную циркуляционную плотность рабочей жидкости, учитывающую все составляющие давления, рассчитывать по наибольшему давлению, которое может возникнуть в открытом стволе при различных технологических операциях бурения и крепления скважины. При этом рабочая жидкость не должна приводить к осложнениям в первую очередь к поглощениям и проявлениям, неустойчивости пород в стенках скважины, ухудшению проницаемости продуктивного пласта. 233 РЕЗУЛЬТАТЫ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ КАСКАДНОГО НАСОСА ПРИ ДОБЫЧЕ И ПЕРЕКАЧКЕ МНОГОФАЗНОЙ ПРОДУКЦИИ (RESULTS OF MATHEMATICAL SIMULATION OF THE CASCADE PUMP IN CASE OF PRODUCTION AND PUMPING OF MULTIPHASE PRODUCTION) Федоров А.Э. (научный руководитель - профессор Мохов М.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В связи с ростом числа нефтяных скважин с осложненными условиями эксплуатации, требуются специальные насосы, способные перекачивать многофазные среды высокой вязкости при наличии твердых частиц в потоке. В данной работе предлагается модель каскадного насоса для добычи многофазной продукции скважин с широким диапазоном подачи и давления, с возможностями использования высокооборотных двигателей. В каскадном насосе совмещены лучшие качества объемных и динамических насосов. Разработана методика математического (компьютерного) моделирования каскадного насоса при добыче и перекачке многофазной жидкости. Предложено использовать трехмерные модели насоса в сочетании со средой Solid Works, а также методику с алгебраическими уравнениями. Расчеты, выполненные для определения области применения и основных технических показателей, произведены для различных значений вязкости перекачиваемой среды, с учетом возможностей применения высокооборотных регулируемых двигателей. Результаты расчетов и математического моделирования представлены в виде характеристик насоса, а именно зависимостей КПД и подачи насоса, вида η0 = η0 (P) и Q = Q(P) для режима n = const и 𝜈 = const, а также характеристик вида η0 = η0 (ν) для условий n = const и P = const. Таким образом, с увеличением вязкости рабочей среды область применения новых машин существенно расширяется. Увеличение вязкости сопровождается повышением КПД. Эффективность каскадных насосов определяется надежностью и высоким КПД при добыче и перекачке многофазных сред. Численные эксперименты с некоторыми вариантами новых насосов показали, что новые высокооборотные насосы вполне могут составить конкуренцию существующим образцам насосной техники. 234 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ЭФФЕКТИВНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА НА НАЧАЛЬНОЙ СТАДИИ ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (TECHNOLOGICAL SOLUTIONS DEVELOPMENT FOR EFFECTIVE USE OF ASSOCIATED PETROLEUM GAS AT INITIAL STAGE OF OIL FIELD FACILITIES CONSTRUCTION FIELD) Хабибуллин Р.А. (научный руководитель - доцент Вербицкий В.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Рациональное использование попутного нефтяного газа (ПНГ) является актуальной задачей в российской нефтегазовой промышленности. Россия занимает ведущие позиции в мире не только по объемам добычи нефти, но и, к сожалению, по объемам сжигания ПНГ на факелах. Сжигание ПНГ наносит экологический ущерб окружающей среде, способствующий парниковому эффекту, вызывает необратимые процессы, связанные с ухудшением здоровья людей, проживающих в непосредственной близости к факельным хозяйствам. ПНГ является ценным химическим сырьем, которое можно рационально использовать на благо народного хозяйства страны. В настоящее время, среди крупнейших нефтегазовых компаний РФ, государственные требования по норме использования ПНГ - 95% выполняют только несколько компаний, т.е. проблема остра, особенно при проектировании инженерных систем сбора и подготовки скважинной продукции на новых месторождениях. В работе представлена концепция развития наземной инфраструктуры группы вновь вводимых месторождений в Западной Сибири, с учетом рационального использования ПНГ. Разработанная расчетно-экспериментальная модель сбора и транспорта скважинной продукции от устьев добывающих скважин до потенциальных потребителей, позволила спроектировать различные технологические условия по использованию ПНГ: водогазовое воздействие (ВГВ) на пласт; выработка электроэнергии; закачка ПНГ в подземное хранилище газа; снижение устьевых давлений за счет организации перекачки многофазных систем предвкюченными системами. Результаты расчетов показали, что реализация предложенных технологий на рассматриваемом объекте, позволит достичь следующих показателей: увеличить коэффициент извлечения нефти на 12%; снизить энергопотребление при реализации процессов добычи, транспорта и поддержания пластового давления, в среднем на 20%; обеспечить запасы собственной электроэнергии на 80%. Рациональное распределение ПНГ на рассматриваемом объекте позволит достичь показателя нормы использования ПНГ – 95%. 235 РЕАЛИЗАЦИЯ ИНДИВИДУАЛЬНОГО УЧЕТА ЖИДКОСТИ ПО ПЛАСТАМ В СКВАЖИНАХ, РАБОТАЮЩИХ ПО МАНДРЕЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИИ Хазипов Ш.К. НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» С 2006 года в НГДУ «Альметьевнефть» применяется технология с одновременной раздельной закачки, которая позволила разрабатывать два геологически разобщенных объекта одновременно. А с 2011 года в НГДУ «Альметьевнефть» активно внедряется новый метод ОРЗ работающая по мандрельной технологии, который позволяет разрабатывать три и более разобщенных пласта одновременно. Так, на сегодняшний день в системе ППД НГДУ «Альметьевнефть» эксплуатируется шесть скважин ОРЗ работающих по мандрельной технологии (рис.1). В 2013 году планируется внедрение еще пяти таких скважин, данная усовершенствованная технология является важным шагом применения в разрезе всей компании. Существующая реализация мандрельной технологии производит учет объем закачиваемого агента по перепаду давления до и после штуцера. Расчетный способ, включает такие параметры, как диаметр штуцера, перепад давления в трубном и затрубном пространстве и приемистость по пластам полученная после проведенных геофизических исследований. формула (1) Q = K ∙ D2 √(Pтр − Pзатр ) (1) К- коэффициент определяемый расчетным способом; D-диаметр штуцера; 𝑃тр − трубное давление; 𝑃затр − затрубное давление; Q – коэффициент приемистости; Из формулы (1) выводится расчет коэффициент (К), с использованием данных приемистости, согласно геофизических исследований, диаметра штуцера и значений давлений полученных с глубинных манометров (формула 2). Вычислив коэффициент (К), далее согласно формуле (1) определяем значение приемистости по каждому из эксплуатационных объектов. Для каждого из пластов коэффициент рассчитывается индивидуально. Q K= 2 (2) D √(Pтр −Pзатр ) К примеру на скв. № 21140 работающая по мандрельной технологии, после проведенных геофизических исследований, приемистость верхнего пласта ДО не была определена. Так как минимальный порог чувствительности геофизического прибора, составляет 50 м 3/сут, что характерно для данного пласта ДО, из-за чего не представляется возможным определение коэффициента (К) для данного эксплуатационного объекта. По данным полученных с глубинных манометров установленных в скважине был выявлен перепад давления в трубном и затрубном пространстве это говорит о том, что закачка в данный пласт осуществляется. На скв №431, в качестве эксперимента установлен глубинный расходомер на нижнем эксплуатационном объекте Г1. По результатам проведения геофизического исследования, закачка в данный эксплуатационный объект составляет 34 м3/сут, в тоже время глубинный расходомер фиксирует расход по пласту в объеме 24 м3/сут (Рис 2). Разница между приемистостью определенных при расчетном способе и полученных с глубинного расходомера в среднем за весь период эксплуатации составляет 22 м3/сут. Экономический эффект основан на снижении доли непроизводительной закачки, из-за исключения неточности при определении расхода жидкости расчетным способом. Согласно проведенным исследованиям ЧДД составит 3,3 млн.руб, за шесть лет эксплуатации, срок окупаемости составит менее одного года на 1 скв. При перерасчете на 5 скважин которые будут внедрены в течении 2013г. ЧДД составит 16,5 млн.руб. Перспективный фонд скважин, для внедрения мандрельной технологии в ОАО «Татнефть» составляет 69 скважин. ЧДД в масштабах компании составит 228 млн.руб. Таким образом применение глубинных расходомеров в мандрельной технологии экономически оправданно и логично, это еще один шаг в создании высокоинтеллектуальной скважины. Среди преимуществ применения глубинного расходомера можно выделить: - Сбор и обработка информации в режиме «реального» времени; - повышение контроля за закачкой по разобщенным эксплуатационным объектам; -благодаря корректным данным, увеличивается оперативность реагирования на изменения условий закачки. Дальнейшее направление работ включает поиск скважинного устройства, позволяющего производить смену штуцера либо проходного сечения канала дистанционно, без вызова бригады геофизиков. 236 ВЛИЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ПОЯВЛЕНИЕ ОСЛОЖНЕНИЙ В РАБОТЕ СКВАЖИН, СВЯЗАННЫХ С ФОРМИРОВАНИЕМ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ (THE IMPACT OF OIL PRODUCTION TECHNOLOGIES ON THE OCCURRENCE OF COMPLICATIONS IN THE WORK OF THE WELLS ASSOCIATED WITH THE FORMATION OF ASPHALT, RESIN AND PARAFFIN SEDIMENTS) Хайбуллина К.Ш. (научный руководитель - д.т.н., профессор Гуськова И.А.) Альметьевский государственный нефтяной институт АСПО могут образоваться как в скважинном оборудовании, так и в призабойной зоне пласта, при этом при эксплуатации скважин не учитывается взаимовлияние технологий. Одним из основных требований системного подхода к реализации воздействий на любую из подсистем нефтедобывающей системы является то, что проведение технологических операций должно завершаться созданием условий, близким к оптимальным для работы взаимодействующих подсистем. Целью данной работы является анализ влияния технологий добычи нефти на появление осложнений в работе скважин, связанных с формированием органических отложений. При проведении ОПЗ на добывающем фонде скважин, осложненном формированием АСПО, в результате значительного изменения состава нефти меняются ее седиментационная устойчивость, скорость формирования АСПО на поверхности поровых каналов и скважинного оборудования может увеличиваться, возможен также выход скважин из строя по причинам, связанным с парафинообразованием. Поэтому освоение скважин следует осуществлять сразу же после завершения ОПЗ и других геолого-технических мероприятий, связанных с воздействием на пласт. Для предотвращения негативного воздействия технологий ОПЗ, а также для оперативного контроля этих процессов необходимо организовать полномасштабный мониторинг всех технологий ОПЗ, включая: – создание базы данных о количестве и видах химических реагентов, применяющихся для проведения ОПЗ за последние 5-10 лет; – выявление технологий, применение которых ограничено на фонде скважин, осложненных парафинообразованием; – регламентирование обязательной полной очистки призабойной зоны от продуктов реакции методом свабирования при проведении ОПЗ; – тестирование химических реагентов на активность и совместимость, определение их влияния га технологические процессы. 237 ПРОБЛЕМА ВЫРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ, НА ПРИМЕРЕ БОБРИКОВСКОГО ГОРИЗОНТА ИЛЬМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (THE PROBLEM OF RESERVE RECOVER OF HARD TO RECOVER RESERVES FROM INHOMOGENEOUS STRATUM AT LATE STAGE OF DEVELOPMENT, ON AN EXAMPLE OF BOBRIKOVSKIAN HORIZON OF ILMOVSKOYE OIL FIELD) Хакимов И.И. (научный руководитель - заведующий кафедрой информационных технологий, математических и естественных наук, профессор, д.т.н., член-корреспондент РАЕН Гуторов Ю.А.) ТатНИПИнефть В настоящее время в ОАО “Татнефть” растет доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Данные объекты характеризуются высокой послойной, зональной неоднородностью пластов и высокой вязкостью нефти, что приводит к определенным сложностям при их разработке. Наиболее распространенной технологией, для увеличения нефтеотдачи пластов является заводнение продуктивных объектов пластовой водой. Данная технология имеет ряд недостатков. Прежде всего, это разноскоростная выработка дифференцированных по фильтрационным свойствам элементов геологического разреза, приводящая к уменьшению охвата пластов заводнением, большому количеству недоотмытой нефти, закономерным снижением отборов нефти и экономической эффективности. В разрезе бобриковского продуктивного пласта С1бр1 Ильмовского месторождения содержатся до четырех прослоев, имеющих, как правило, различную проницаемость. С целью достижения более равномерной выработки запасов нефти из пласта и снижения послойного характера его обводнения при разработке залежи на месторождении был опробован ряд технологий и выполнены опытные работы. Для создания эффективных систем разработки вязких нефтей в терригенных коллекторах на месторождении в 1978 году был создан опытный участок по применению чередующейся закачки высоковязкой нефти и воды, дополнительная добыча нефти составила 144 тыс. т. В 1989 г был создан второй опытный участок по чередующейся закачке воды, высоковязкой нефти и серной кислоты, дополнительная добыча нефти составила 6,1 тыс. т. С 1997 по 2000 г проводились работы по закачке полимерно-дисперсных составов (ПДС). Дополнительная добыча составила 35,5 тыс. нефти. Таким образом, основные мероприятия по совершенствованию разработки пласта С1бр-1 должны быть направлены на более полный охват пласта заводнением и выбора методов, выравнивающих фильтрационные сопротивления пород с разными характеристиками проницаемости. 238 ИЗУЧЕНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ИНВЕРТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ НА ОСНОВЕ АМИДА ГОССИПОЛОВОЙ СМОЛЫ (STUDYNG OF RHEOLOGICAL PROPERTIES OF INVERT EMULATION ON THE BASIS OF AMIDE GASSIPOLOVY PITCH) Хакимов К.М. (научный руководитель - д. т. н Кадыров А.А.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Разведочное и эксплуатационное бурение скважин в осложнённых условиях на нефть, газ в осложненных условиях Центральной Азии требует применения безглинистых и малоглинистых ингибирующих промывочных жидкостей. Объектами исследований являются эмульсионные растворы, получаемые из госсиполовой смолы ( ГС ) – вторичного продукта дистилляции жирных кислот хлопковых соапстоко. Согласно физикохимического анализа в ГС содержится 60- 65% предельных и непредельных карбоновых жирных кислот. Мы из ГС и моно-, ди-, триэтаноламина синтезировали поверхностно активное вещество,которое является продуктом взаимодействия жиркислот и аминоспирта. Амид госсиполовой смолы готовился в различных вариациях, при этом оптимальным соотношением исходных компонентов явился состав: госсиполовая смола: МЭА = 4:1 и 10:1. На основе синтезированного алкилоламида подбирали рецептуру инвертного эмульсионного бурового раствора (ИЭБР). В качестве дисперсионной фазы инвертной эмульсии использовалась сырая нефть, а в качестве дисперсной среды техническая вода, в различных соотношениях: 50:50, 40:60,30:70. ПАВ в виде алкилоламида в данной несмешивающейся системе является эмульгатором. Мы осуществляли подбор количество добавляемого ПАВ, который менялся от 1- 10% от общего объема эмульсии. Наиболее оптимальной добавкой ПАВ является 4-5%. Оптимальный состав и рецептуру инвертного эмульсионного раствора определяли путем изучении его коллоидно-химических (адсорбция, поверхностная активность, смачивание, пенообразование, трибология ) и технологические свойства принятые в бурении скважин (плотность, вязкость, водоотдача, СНС, стабильность и электростабильность). Предлагаемая рецептура ИЭБР прошла успешное испытание при капитальном ремонте скважин на месторождение Газли, где мы добились восстановление проницаемости продуктивного пласта. Данный состав рекомендован к широкому внедрению. 239 ПРИМЕНЕНИЕ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО 2Д МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ ОДНОГО ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СРЕДНЕОБСКОГО ГЕОБЛОКА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (APPLICATION OF GEOLOGICAL AND HYDRODYNAMIC 2D SIMULATION FOR SYSTEM OPTIMIZATION OF ACHIMOV ROCK MASS ONE OF THE SREDNEOBSKAYA GEOBLOCK WESTERN SIBERIA) Халиуллина А.Р. (научный руководитель - к.т.н. доцент Маннанов И.И.) Альметьевский госудаственный нефтяной институт В работе рассматриваются результаты применения геологогидродинамического моделирования по одному из эксплуатационных объектов Среднеобского геоблока Западной Сибири с применением двухмерного симулятора GP, разработанного в ООО «РНУфаНИПИнефть». Для обеспечения правильных технико-экономических решений разработки месторождений является прогноз результатов работы участков и скважин по данным геолого-гидродинамического моделирования. В этой связи работа представляет практическую ценность. Изучаемый объект представлен пластами Ачимовской толщи, в структурно-тектоническом отношении месторождение находится между Нижневартовским и Каймысовским сводами, которые являются структурными элементами, входящими в состав Среднеобского геоблока, выделяющегося в центральной части Западно-Сибирской плиты. Пласты представлены высокорасчлененными низкопроницаемыми коллекторами с проницаемостью менее 0,5 мД. Запасы данных пластов относятся к трудноизвлекаемым. Проектным документом разработки пластов Ачимовской толщи предусмотрена площадная 7-точечная система разработки с выполнением ГРП. Опыт разработки низкопроницаемых коллекторов показывает, что такая система разработки не всегда является эффективной. В данной работе приводятся расчеты, которые предусматривают использование различных сеток скважин, выполнение мероприятий по интенсификации добычи с применением ГРП, использование горизонтальных и вертикальных скважин. Двухмерный симулятор GP позволяет проводить детальные расчеты притока двухфазной жидкости к произвольно ориентированной трещине ГРП. При этом учитывается наличие трения в трещине за счет ее конечной проводимости, а также неоднородность пласта-коллектора. Применение гидродинамического программного комплекса GP позволило рассчитать технико-экономические показатели вариантов разработки и предложить оптимальный вариант. 240 КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН В ИНТЕРВАЛЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД (WELL CASING IN THE RANGE OF PERMAFROST) Хамзин А.М (научный руководитель - профессор Агзамов Ф.А) Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет Многолетнемерзлые породы (ММП) представлены на значительной части территории России: Западная и Восточная Сибирь, Дальний Восток; также практически всю территорию Аляски, часть территории Канады. Судя по масштабу, занимаемой площади и богатству природными ископаемыми, залегающими в недрах этих территорий, необходимо изучить особенности проводки и крепления скважин в интервалах ММП. Глубина залегания ММП составляет от 600 - 700 метров, однако, в северо-западной части Якутии было установлено, что глубина ММП простирается до 1400 м. Основными характеристиками ММП, от которых зависит степень осложнения условий строительства скважины, являются категория распространения (сплошное, прерывистое, островное), вид криогенной структуры (массивная, слоистая, сетчатая) и степень льдистости. Песчанно-глинистые отложения, сцементированные льдом очень легко размываются потоком бурового раствора. Это ведет к обрушению ствола скважины и к ее размыву, увеличению фактического объема скважины. В последующем это приводит к осложнениям при строительстве и эксплуатации скважины: 1. Образованию значительно больших каверн, кратеров, в которых остается буровой раствор. При закачке тампонажного раствора в заколонное пространство, плохо вытесняется буровой раствор из образованных каверн, катеров, что в результате способствует некачественному креплению скважины. 2. Проседанию направления и кондуктора. 3. Обратное промерзание ММП после остановки скважины. В результате возникает высокое внешнее давление, что ведет к смятию или слому колонны. 4. В зоне ММП повышенное гидратообразование в скважине. Все выше перечисленные осложнения возникают в результате теплового воздействия на ММП, большую часть из которых можно решить, исключив распространение тепла из скважины в ММП. Для решения данной проблемы в лаборатории «Крепления скважин и тампонажных материалов» УГНТУ, ведутся работы над получением состава тампонажного раствора, обладающим низкой теплопроводностью. 241 ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ СКВАЖИН ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАНДЫМ (SUBSTANTIATION OF A TECHNOLOGICAL OPERATING MODE OF KANDYM GAZ KONDENSATE FIELD′S WELLS) Хамитова Е.Р. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Котлярова Е.М.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Приток газа к забою скважины из пласта подчиняется уравнению P Pз2 aQ bQ2 , из которого видно, что чем больше разность между пластовым и забойным давлениями, тем больше дебит. Неограниченное увеличение дебита скважин может привести к нарушению целостности скважин, вплоть до ее выхода из строя. Причины ограничения дебитов можно подразделить на следующие факторы: геологические; технологические; технические; технико-экономические. В работе обосновано, что ограничение по депрессиям на пласт и ограничение по скоростям потока газа в НКТ предопределяет технологический режим работы скважин (ТРРС) и их конструкцию на газоконденсатном месторождении Кандым. Рассмотрев параметры трех разнодебитных скважин (№№ 217, 237, 244), выделены актуальные и не актуальные критерии ТРРС для месторождения Кандым. Актуальными критериями технологического режима работы скважин для данного месторождения выступают: 1. Предельно допустимая величина депрессии на пласт P. По графику зависимостей дебитов разведочных скважин от депрессии, и равна она 5÷7 МПа. 2.Режим постоянной скорости потока на устье скважины. За верхний предел принята скорость - 11 м/с (свыше - резкое увеличение коррозии), за нижний - 5 м/с (из условия выноса жидкости с забоя скважины). ϑу(Скв.217) = 9,52 м/с; ϑу (Скв.237) = 8,21 м/с; ϑу (Скв.244)= 6,72 м/с. Не актуальны следующие критерии ТТРС: Режим постоянного градиента давления (при превышении депрессии на пласт до 20МПа коллектор устойчив и крепко сцементирован, нет разрушения призабойной зоны; режим постоянного устьевого давления; скоростной режим на условия забоя (ϑз/ϑкр(С.217)=1,856 и ϑз/ϑкр(С.244)=1,794 удовлетворяют пределу(1,75÷2); ϑз/ϑкр(С.237)=2,007 удовлетворяет пределу (2÷..)); режим постоянного забойного давления (необходимы данные газоконденсатных исследований, в частности, давления начала конденсации; температурный режим (пластовые температуры достаточно высокие). 2 пл 242 ТЕХНОЛОГИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ ДЛЯ УСЛОВИЙ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (TECHNOLOGY AND EFFICIENCY SIDETRACK DRILLING FOR THE CONDITIONS OF THE PRIOBSKOYE FIELD) Хасанов А.А. (научный руководитель - профессор Токарев М.А.) Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет Основной и актуальной задачей нефтедобывающих предприятий является повышение добычи нефти за счет вовлечения в разработку застойных зон со значительным количеством нефти. Существует множество продуктивных пластов, которые не могут разрабатываться с помощью традиционных технологий. Пласты Приобского месторождения являются крайне низкопродуктивными. Эта характеристика указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его пласты. Перспективным методом является восстановление бездействующих скважин или увеличение дебита работающих скважин путем бурения боковых стволов. Бурение боковых стволов дает возможность повысить дебит старой скважины за счет вскрытия более продуктивных зон пласта, ранее не вовлеченных в разработку, а также позволяет обойти зоны загрязнения и обводнения в пласте. Практика реализации этого метода свидетельствует о его техникоэкономических преимуществах по сравнению с бурением новых скважин. Данное преимущество объясняется меньшей стоимостью бурения и использования уже существующей системы сбора нефти и газа на месторождении. Помимо данного достоинства бурение боковых стволов уменьшает техногенное воздействие буровых работ на окружающую среду. Таким образом, разработка новых технологий бурения боковых стволов приобретает особую актуальность и экономическую целесообразность. 243 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА ROXAR ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА ЕРСУБАЙКИНСКОГО ПОДНЯТИЯ ЕРСУБАЙКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (USING OF ROXAR SOFTWARE SYSTEM FOR UPGRADING OF DEVELOPMENT OF TOURNAISIAN STAGE OF ERSUBAYKINSK UPHEAVAL OF ERSUBAYKINSK OIL FIELD) Хафизов Р.И. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Низаев Р.Х.) Альметьевский госудаственный нефтяной институт В последние годы существует тенденция перехода от аналитических и графических методов к численному моделированию процесса разработки нефтяных и газовых месторождений. Для расчетов были построены геологические и гидродинамические модели Ерсубайкинского поднятия Ерсубайкинского месторождения. Для уточнения результатов моделирования были проведены лабораторные исследования оптических свойств нефти. В совокупности, геологогидродинамическое моделирование и исследования оптических свойств дополняют друг друга и позволяют с более высокой точностью выявить наиболее актуальные участки месторождения. Проводился расчет коэффициентов светопоглощения (Ксп) растворов нефти для монохроматического светового излучения в интервале длин волн 400-900 нм. Была выявлена линейная зависимость от накопленной добычи нефти и Ксп при длине 400 нм. Для подтверждения и уточнения результатов геолого-гидродинамического моделирования с помощью лабораторных исследований оптических свойств нефти были построены карта остаточных запасов и карта Ксп. Рассматривалось 6 вариантов разработки опытного участка с различными длинными ствола скважины, а также с применением на них поинтервального ГРП. При комплексном анализе состояния месторождения применяя геолого-гидродинамическом моделирование и лабораторные исследования, позволило с высокой точностью определить недреннируемые запасы, и рассчитать наиболее перспективный вариант разработки турнейского яруса Ерсубайкинского поднятия. На основе результатов расчета технологических показателей по различным вариантам был выбран наиболее эффективный и экономически целесообразный вариант разработки опытного участка с применением проводки двух боковых горизонтальных стволов и горизонтальной скважины с применением на них поинтервального ГРП с длинной горизонтального участка скважины 300 метров. В этом варианте накопленная добыча нефти- 458,34 тыс. т. По результатам экономической оценки индекс доходности составляет 1,96 д.ед, срок окупаемости – 1,47 лет. 244 ОЦЕНКА ПОТЕРЬ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА (С5+) В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕМПОВ ГОДОВОГО ОТБОРА НА ПРИМЕРЕ ОДНОГО ИЗ ГАЗОКОНДЕНСТАНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ (GAS CONDENSATE LOSSES ESTIMATION DEPENDING ON ANNUAL PRODUCTIVE RATE USING HYDRODYNAMIC MODEL) Царенко А.В. (научный руководитель - Некрасов А.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В большинстве случаев газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение, что обосновывается в первую очередь экономическими расчетами. Зачастую использование ППД сухим газом или другими закачиваемыми агентами с целью поддержания давления выше давления начала конденсации является менее или вообще нерентабельным вариантом по сравнению с традиционным способом разработки на истощение. При этом одной из главных проблем данного варианта разработки является неравномерное падение давления по площади месторождения, что связано с такими факторами как: Поэтапный ввод площадных кустовых площадок в разработку в основном на больших месторождениях, что связано с экономической целесообразностью проекта; Разные фильтрационно-емкостные свойства объектов разработки и зон по площади при сложном тектоническом строении месторождения; Разные годовые отборы. Как следствие, происходят как зональные, так и межпластовые перетоки газоконденсатной смеси из области высокого давления в область низкого, что приводит к выпадению тяжелых углеводородных компонентов в жидкую фазу, а это в свою очередь означает потери конденсата при добыче. В данной работе проведен анализ потерь газового конденсата в результате подобных перетоков и разработан алгоритм перераспределения годовых отборов скважин с целью уменьшить эти потери, и, соответственно, увеличить конечный коэффициент конденсатоотдачи. Работа выполнена на примере одного из газоконденсатных месторождений с применением его геолого-гидродинамической модели. 245 СТАБИЛЬНОСТЬ СТВОЛА НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С УЧЁТОМ ВЛИЯНИЯ АНИЗОТРОПИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ (WELLBORE STABILITY OF THE DEVIATED AND HORIZONTAL WELLS CONSIDERING THE EFFECT OF HORIZONTAL STRESS ANISOTROPY) Мохаммад Чабук (научный руководитель - профессор Исаев В.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время наклонно-направленные и горизонтальные скважины получили широкое применение благодаря тем большим выгодам, которые они приносят, в частности, большим дебитам, более высоким коэффициентам извлечения, потенциалу эксплуатации трещиноватых коллекторов. Однако, проблемы, связанные с нестабильностью стенок ствола скважины, приводит к длительным простоям и дополнительным дорогостоящим операциям и соответственно, снижению ряда преимуществ этих скважин. Поэтому тщательно изучение стабильности стенок ствола скважины считается чрезвычайно важным фактором. Неустойчивость стенок скважины по причине напряжений сдвига является основным типом нестабильности скважины. Среди многих факторов, влияющие на прочность ствола стенок скважины, критерий прочности горных пород играет ключевую роль в прогнозировании минимальной репрессии для предотвращения разрушения стенок скважины. Различные критерии прочности были предложены для определения прочности горных пород. Среди них критерии прочности Кулона-Мора, Друкера – Прагера, модифицированного Ладе и Кулона-Моги широко применяются в расчетах, связанных с проблемой смятия ствола скважины. Эта статья анализирует эти критерии в проблеме смятия, чтобы выбрать лучший из них, имеющий удовлетворительное совпадение с опытом бурения. Для этой цели расчеты сочетаний напряжений вокруг ствола скважины с этими критериями обобщены и выполнены в виде кодов MATLAB. Анализ результатов показывает, что критерий Кулона-Мора консервативно прогнозирует плотность бурового раствора. Полученные результаты с учетом критерия Друкера – Прагера чрезмерно оптимистичными при прогнозировании плотность бурового раствора. Этот критерий из-за некоторого сильного дефицита в анализе нормального сброса и надвига, строго не рекомендуется для траектории оптимизации. Критерии прочности модифицированного Ладе и Кулона-Моги с незначительными различиями при прогнозировании плотности бурового раствора имеют те же результаты в траектории рекомендации, совпадающей с фактическими данными. 246 ТРЕХМЕРНАЯ ВИЗУАЛИЗАЦИЯЯ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ( НА ПРИМЕРЕ ЯРЕГСКОГО НЕФТЕТИТАНОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ) (THREE-DIMENSIONAL VISUALIZATION PROCESSES FOR OIL FIELD ( ILLUSTRATED YAREGSKAYA PETROTITANIK FIELD) Чепиль Р.С., Сердюков Н.И. (научный руководитель - к.т.н. Кулешов В.Е.) Ухтинский государственный технический университет Работа является развитием задач по визуалицазици геологического строения и процессов разработки Ярегского нефтетитанового месторождения начатых в 2013 году. Речь идет не о геологическом и гидродинамическом моделировании, а о визуализации процессов протекающих при эксплуатации месторождений. В качестве тестового примера рассматривается Ярегское месторождение высоковязкой нефти, которое является уникальным с точки зрения условий эксплуатации. В качестве исходных данных для создания трехмерной визуализации использовались структурные карты кровли продуктивных горизонтов, разрезы по профилям и данные о границе лицензионного участка, схемы расположения разрабатываемых площадей и выработок. Была произведена оцифровка и обработка исходных данных, увязка координат на основе карт границ лицензионного участка, структурной карты кровли и подошвы продуктивных горизонтов. Конечный продукт представлен в видео формате и отображает особенности геологического строения и систем разработки Ярегского месторождения с введения месторождения в разработку и по сегодняшний день. Работы подобного рода способствуют улучшению понимания студентов и других категорий обучающихся (в т.ч. и на производстве) процессов протекающих при разработки месторождений. Процесс создания визуализации производился в современных комплексах программного обеспечения. 247 ПЕНОЦЕМЕНТЫ ДЛЯ ТАМПОНИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН (FOAM CEMENTS FOR PLUGGING OIL AND GAS WELLS) Черных В.И. (научный руководитель - профессор Подгорнов В.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Одним из наиболее ответственных этапов строительства нефтяных и газовых скважин являются работы по цементированию. Особая важность этих работ обусловлена тем, что они являются заключительным этапом строительства скважин, и неудачи при их выполнении могут свести на нет общие затраты средств и времени на проводку скважины. Существенное повышение надежности цементного камня на протяжении срока эксплуатации скважин может быть обеспечено в результате обоснованного выбора новых эффективных тампонажных материалов, одним из которых является пеноцемент. Основные преимущества пеноцемента: • Пеноцементный раствор обеспечивает более эффективное вытеснение бурового раствора, обеспечивая качественное сцепление цементного камня с обсадными трубами и горной породой. • Низкая плотность вспененного цемента (оптимальное содержание газа в пене от 20 до 35%), позволяет снизить репрессию на вскрытые пласты, тем самым уменьшая загрязнение продуктивных горизонтов. Предупреждает гидроразрыв горных пород и поглощение тампонажного раствора, в результате обеспечивает подъем цементного раствора до проектной высоты и получение качественной крепи скважины. • Минимальная усадка пеноцемента в процессе схватывания, за счет расширения газовой фазы. • Низкая прочность на сжатие компенсируется пластичностью после схватывания. Пластичность камня из пеноцемента на много больше пластичности обычного цементного камня, что способствует хорошей устойчивости в процессе операции по гидроразрыву и гидравлических испытаний обсадной колонны, при которых для цементного камня более опасны растягивающие и касательные напряжения. Для того, чтобы реализовать преимущества пеноцемента, необходимо соблюдать оптимальные параметры системы и гидравлической программы от момента приготовления и закачки до продавки аэрированной суспензии в заколонное пространство в период ОЗЦ. 248 КРИТЕРИЙ ВЫБОРА ДОЛОТА PDC С АНТИВИБРАЦИОННЫМИ ВСТАВКАМИ (THE SELECTION CRITERION BIT WITH ANTI-VIBRATION INSERTS) Чулкова В.В. (профессор, к.т.н. Р.А. Ганджумян) МГРИ-РГГРУ им. Серго Орджоникидзе Актуальной задачей остается применение ресурсосберегающей технологии бурения долотами PDC в разрезах, представленными перемежающимися по твердости горными породами Урало-Поволжского региона. Проходка долота PDC в данных условиях весьма низкая и порой не превышает 300-500 м. При разбуривании перемежающихся по твердости горных пород интервалов под эксплуатационную колонну происходит интенсивный износ периферийных резцов под воздействием возникающих вибраций. Проведен регрессионный анализ по методу наименьших квадратов по информации об увеличении износа периферийного вооружения с ростом времени механического бурения при разбуривании ангидритов и доломитов в идентичных технико-технологических условиях двух конструкций долот. Конструкция I - без антивибрационных вставок, конструкция II - с антивибрационными вставками (сферической формы). Оснащение долот антивибрационными вставками позволяет снизить интенсивность износа периферийного вооружения и повысить тем самым срок службы долота PDC в перемежающихся по твердости горных породах. В качестве критерия, определяющего выбор долота с антивибрационными вставками, принят показатель Δ, характеризующий отношение интенсивности износа периферийного вооружения долот без антивибрационных вставок к интенсивности износа периферийного вооружения долот с антивибрационными вставками. При Y1≥Y2 возникает необходимость ввода антивибрационных вставок. В этом случае Δ≥≥1. Чем выше значение Δ, тем выше степень значимости дополнительной опции. Установлено, что введение дополнительной опции в конструкцию долота в виде антивибрационных вставок, позволяет увеличить показатель механической скорости проходки. Достигнуты стабильность крутящего момента и снижение ударных нагрузок. Дополнительная конструктивная опция исключает работу долота PDC в режиме вибраций. 249 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ НЕРАВНОМЕРНЫХ СИСТЕМ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ПРИМЕРЕ БАШКИРСКОГО ОБЪЕКТА ЧЕРНООЗЕРСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (NON-UNIFORM DEVELOPMENT SYSTEM EFFICIENCY STUDY FOR CARBONATE SEDIMENTS BASED ON THE EXAMPLE OF BASHKIR RESERVOIR OF CHERNOOZERSKY OIL FIELD DEVELOPMENT) Шайхутдинов Д.К. (научный руководитель - заведующий лабораторией геологогидродинамического моделирования отдела разработки нефтяных месторождений ТатНИПИнефть, профессор, д.т.н. Низаев Р.Х.) ТатНИПИнефть Запасы нефти, сосредоточенные в породах башкирского яруса карбонатных отложений, вырабатываются крайне медленными темпами и объемами, т.к. они приурочены к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам с высоким значением вязкости нефти. Выработка запасов осуществляется с помощью действующих технологий с очень низким коэффициентом нефтеотдачи. Поэтому, с целью повышения эффективности нефтеизвлечения, необходим комплексный подход с применением комбинированных технологий. Для сравнительной оценки эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на основе моделирования было рассмотрено Черноозерское нефтяное месторождение.Численными расчетами на модели, исследована динамика изменения показателей разработки в зависимости от применения различных систем: треугольной/семиточечной системы разработки вертикальными скважинами и девятиточечной системы разработки горизонтальными скважинами. При рассмотрении системы разработки вертикальными скважинами увеличение расстояния от нагнетательной скважины до добывающих до 300 м ведет к увеличению накопленной добычи нефти и значительному снижению водонефтяного фактора. При расстояниях свыше 300 метров наблюдается небольшое ухудшение показателей разработки. В системе разработки горизонтальными скважинами при увеличении расстояния от нагнетательной скважины, а соответственно и длины горизонтальных стволов, можно наблюдать увеличение накопленной добычи нефти и уменьшение водонефтяного фактора, но при этом следует отметить увеличение сроков разработки участков и уменьшение коэффициента извлечения нефти. Таким образом, при рассмотрении средних показателей обеих систем разработки можно отметить низкую окупаемость для вертикальных скважин и более длительные сроки разработки для горизонтальных скважин. 250 КОМПЛЕКСНОЕ ОБУСТРОЙСТВО МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАМЕННОМЫССКОЕ МОРЕ, СЕВЕРО-КАМЕННОМЫССКОЕ И СЕМАКОВСКОЕ (INTEGRATED DEVELOPMENT OF KAMENNOMYSSKOYE-SEA NORTH-KAMENNOMYSSKOYE AND SEMAKOVSKOE FIELDS) Шакин А.В. (научный руководитель - профессор Оганов Г.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Уже с 2020 года планируется поэтапный запуск в эксплуатацию месторождений Обско-Тазовского региона. Первыми в очереди стоят месторождения: Каменномысское-море, Северо-Каменномысское и Семаковское. В настоящее время ВНИИГАЗом разработаны несколько схем обустройства этих месторождений, которые требуют глубокого анализа с целью выбора наиболее рациональной из них. В данной работе проведено обоснование одной из предложенных схем обустройства на основании многокритериального анализа рациональности применения комплексного освоения месторождений в сравнении с другими концепциями обустройства. В общем смысле, комплексность предполагает единую систему подготовки и транспорта продукции месторождений. Основным преимуществом данного варианта является создание одной крупной УКПГ на мысе Парусный и эксплуатация одного транспортного коридора. Такое решение упрощает контроль над состоянием трубопроводной системы и эксплуатацию трубопровода. В работе также рассмотрены экономические показатели нескольких предложенных схем освоения месторождений Каменномысское-море, Северо-Каменномысское и Семаковское Обско-Тазовского региона. На основе проведенного анализа, была рассмотрена структура капитальных вложений и эксплуатационных затрат в комплексный проект обустройства, а также произведен расчет технико-экономических показателей совместного проекта освоения. Комплексный подход обустройства является одним из основных методов снижения капитальных и эксплуатационных затрат освоения морских нефтегазовых месторождений. На основании расчета был сделан вывод об экономической целесообразности инвестирования в данную схему комплексного обустройства. 251 СТЕНДОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ПЕСЧАННЫХ ФИЛЬТРОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (STAND TESTS OF GAS WELL SAND FILTRES) Шамков А.В., Гарипов В.Н. (научный руководитель - доцент Деньгаев А.В.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина В Российской Федерации газовые компании сталкиваются с проблемой выноса механических примесей из скважины. Известно, что появление песка на забое газовых скважин обусловлено различными причинами, связанными в основном с механическими свойствами продуктивного пласта. При выносе песка и наличия воды в скважине происходит образование песчаной пробки, которая перекрывает интервал перфорации скважины и препятствует движению газа на дневную поверхность вплоть до полного прекращения добычи углеводородного сырья. Характер влияния песчаной пробки на производительность газовой скважины рассматривали С.Н. Назаров и О.Б. Качалов. Ими решена задача послойной фильтрации газа в предельно анизотропном пласте к одиночной скважине с песчаной пробкой на забое. При этом показано, что наличие песчаной пробки на забое скважины существенно снижает дебит газа, при этом доказан, что если проницаемость песчаной пробки в 100 раз больше проницаемости продуктивного пласта и пробка перекрывает 60% интервала перфорации, то производительность скважины снижается на 52%. На кафедре РиЭНМ создан стенд, который позволяет выявить и решить некоторые проблемы, осложняющие эксплуатацию газовых скважин. Одной из задач является обеспечение длительной и эффективной работоспособности газовых скважин, увеличение конечного коэффициента извлечения газа (КИГ) из залежей. В работе проведен анализ эффективности применения песчаных фильтров на забое газовых скважин для максимального снижения выноса песка в газовую скважину и укрепления призабойной зоны скважины. Особенности эксперимента: подбор фильтров с различным фракционным составом песка-наполнителя для определенных условий эксплуатации. 252 СТРУКТУРА ИСКУССТВЕННЫХ ОБРАЗЦОВ ПЛАСТА ДО И ПОСЛЕ ПЕРФОРАЦИИ ПЕРФОСИСТЕМОЙ «СПАРКА» (STRUCTURE FORMATION OF SIMULATED SAMPLES BEFORE AND AFTER PERFORATION BY «SPARKA» PERFORATE) Шепель К.Ю., Алексеева А.А., Исакова Е.А. (научный руководитель - д.т.н., профессор Исаев В.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В докладе представлен способ вторичного и последующего вскрытия пласта кумулятивными перфораторами, конструкция которых предусматривает расположение пары зарядов в одной плоскости (перфосистема «Спарка»). Многочисленные опыты, проведенные в ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» показывают, что при подобной расстановке кумулятивных зарядов между образующимися каналами перфорации формируется зона с повышенной проницаемостью, которая в свою очередь способствует улучшению гидродинамической связи между продуктивным пластом и скважиной. Предложенный способ вторичного и последующего вскрытия пласта отражен в авторском свидетельстве. Данная технология активно внедряется на промыслах, как технология интенсификации добычи нефти и газа. Приводятся результаты исследований структуры (пространственного расположения пор в объеме и в заданных плоских сечениях) искусственных образцов пласта до и после проведения перфорации в лабораторных условиях. Исследования внутренней структуры простреленных бетонных образцов цилиндрической формы размерами ø 120 х 250 мм, моделирующих нефтегазовый пласт, проведены с помощью рентгеновского компьютерного томографа V|tome|X S240 без нарушения целостности исследуемых образцов. Получены графики изменения пористости по длине для неперфорированного образца и для двух перфорированных образцов: одним кумулятивным зарядом (штатная перфорация) и парой кумулятивных зарядов (перфосистема «Спарка»). Графики показывают, что кривая распределения пористости, по длине образца полученная после перфорирования перфосистемой «Спарка», лежит выше кривой после перфорации одним зарядом, которая в свою очередь лежит выше неперфорированного образца. Отсюда можно сделать вывод, что проницаемость реальной горной породы продуктивного пласта после перфорации перфосистемой «Спарка» будет выше по сравнению с проницаемостью после перфорации штанной перфосистемой. 253 СТАТИСТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ УСПЕШНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ Щербаков А.А., Турбаков М.С. Пермский национальный исследовательский политехнический университет Объективным критерием эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН) является удельный суточный прирост дебита, равный суммарной дополнительной добыче, отнесенной к продолжительности эффекта. Для оперативного прогнозирования, изучения степени влияния технологических параметров МУН, геологического строения объектов, а также промысловых показателей эффективности работы скважины на обводненность продукции и производительность после проведения мероприятия возможно применение регрессионной модели путем выделения из множества факторов тех, которые влияют на успешность применения МУН. Оценка влияния выделенных критериев на успешность применения МУН возможна при помощи построения статистической модели, описывающей данные уравнением регрессии. Анализируя результаты статистического моделирования, можно выделить параметры, которые оказывают наибольшее влияние на успешность применения МУН. Проверка статистической значимости коэффициентов регрессии выполнена с помощью критерия Стьюдента. Для проверки адекватности математического описания опытным данным достаточно определить отклонение по полученному уравнению регрессии величины отклика от полученных результатов. Проверка гипотез об адекватности и однородности двух выборочных дисперсий выполнена по критерию Фишера. Для проверки адекватности модели проведено сравнение с результатами оценки успешности примененных МУН по данным филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми. Данное сравнение подтвердило адекватность полученной модели и не превысило 5%. На основе регрессионного анализа определены критерии выбора скважин-кандидатов для применения МУН при разработке нефтяных месторождений на территории Пермского Прикамья с учётом геологофизических параметров продуктивных пластов, технологических параметров работы скважин. Для увеличения успешности применения МУН предлагается проводить гидродинамическое моделирование с учетом показателей успешности. 254 ИССЛЕДОВАНИЕ ПОГРУЖНЫХ ГАЗОСТРУЙНЫХ ЭЖЕКТОРОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА Элькин В.С. (научный руководитель - доцент Вербицкий В.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Вопросам изучения работы струйных аппаратов в нефтяных и газовых скважинах посвящено различное множество научных работ. Среди наиболее близких является технология гидроструйной эксплуатации скважин. Так, например, для эксплуатации малодебитных скважин в осложненных условиях, в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина разработаны различные технологические схемы реализации данного способа. Кроме того, некоторые из них прошли апробацию на Самотлорском и Таллинском месторождениях Западной Сибири. Реализация гидроструйного способа эксплуатации обеспечивается за счет работы в скважине погружного струйного насоса с гидравлическим приводом от силовой наземной станции. Исследования характеристик работы струйных насосов при откачке жидкости и газожидкостных смесей показывает, что коэффициент полезного действия (КПД) у таких систем незначителен и в среднем составляет 20-25%. Низкие значения КПД у гидроструйных систем обусловлены тем, что для преодоления веса столба обводненной жидкости требуется значительный запас искусственной энергии. Несмотря на это, для определенных условий эксплуатации скважин, выраженных осложняющими факторами, например, таких как: механические примеси, соли, повышенная вязкость эмульсии и т.п., гидроструйный способ является наиболее адаптивным, по сравнению с традиционными способами эксплуатации. Для повышения энергоэффективности работы гидроструйных систем, в данной работе предложена новая концепция эксплуатации скважин с осложненными факторами, в частности, предлагается вместо гидравлического привода струйных насосов использовать попутный нефтяной газ, который без специальной подготовки можно компримировать при помощи насосно-бустерной установки, расположенной на кусте скважин. Для этой цели проведены расчеты по проектированию проточных элементов погружного газоструйного насоса и разработана технологическая схема газоструйной эксплуатации куста скважин. По результатам проведенных расчетов, изготовлены и смонтированы проточные части газоструйного эжектора на стенде РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина для проведения стендовых испытаний. Полученные результаты стендовых испытаний будут использованы для разработки новых технических условий на погружную установку газоструйных насосов, с последующей апробации на промысле. 255 ПРОБЛЕМЫ ДОБЫЧИ ГАЗА НА ЗАВЕРШАЮЩЕМ ЭТАПЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (PROBLEMS OF GAS FIELD DEVELOPMENT IN THE FINAL STAGE) Юнусов И.С. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Котлярова Е.М.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Основными проблемами, возникающими при добыче и эксплуатации систем внутрипромыслового сбора газа, включающие в себя также дальнейшую транспортировку природного газа конечным потребителям, на месторождениях, вступающих в завершающий этап разработки являются падение давления в продуктивном пласте; подъем газо-водяного контакта (ГВК); обводнение призабойной зоны пласта (ПЗП) добывающих скважин конденсационной и пластовой водой; разрушение ПЗП скважины вследствие увлажнения слабосцементированных пластов; абразивный износ оборудования вследствие поступления песка в продукцию скважины; самозадавливание скважин вследствие образования песчаных и гидратных пробок в стволе; Проанализировано влияние ограничения дебита по геологотехнологическим причинам на технологический режим работы газовых скважин. Основные технологии, применяемые при проведении капитальных ремонтов скважин (КРС) по борьбе с выносом песка и водопроявлением: установка противопесочных фильтров; изоляция притока пластовых вод тампонированием под давлением и установкой цементного моста; селективная изоляция притока пластовых вод с применением различных материалов и химических реагентов; укрепление ПЗП герметизирующими композициями. Ключевыми недостатками некоторых технологий в условиях низкого пластового давления, обусловленного большим периодом эксплуатации месторождений являются: - снижение дебита скважин и увеличение потерь давления после установки противопесочных фильтров по большей части скважин; - осложнения при проведении последующих КРС в скважинах с фильтрами - неэффективное использование фильтров, не предотвращающих разрушение ПЗП, а лишь частично удерживающие выносимый потоком газа песок; - краткосрочный эффект от установки цементного моста, малый межремонтный период, требует повторного ремонта и новых затрат на КРС. Рассмотрен способ крепления ПЗП вспененной смолой, который заключается в том, что закачиваемую в ПЗП фенолформальдегидную смолу приводят во вспенено-проницаемое отвердевшее состояние. 256 МЕТОД ПРОГНОЗИРОВАНИЯ УСПЕШНОСТИ СПУСКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ПРИ КРЕПЛЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Юр Д.Н. (научные руководители - профессор Крылов В.И., Гришин Д.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Процесс спуска обсадной колонны является одним из основных звеньев в строительстве скважин. Эксплуатационная колонна, спущенная в скважину, является каналом связи продуктивного пласта с земной поверхностью. На сегодняшний день человек не выработал других методов, технологий, как доставить флюид на поверхность. Поэтому, если нам с вами не удастся спустить колонну в скважину, у нас возникает ряд очень серьезных проблем! Разрез скважины можно представить как систему различных по физическим, механическим и фильтрационным свойствам пластов, пропластков, которые имеют и разный коэффициент трения. Напрашивается мысль о том, что мы делаем грубую ошибку, когда принимаем, к примеру, на участке длиной в 2 км коэффициент равный 0,15. Проблема в том и заключается, что в расчете проходимости колонн значение коэффициента берут условно! За исходные данные, с помощью которых определялись фактические значения коэффициента трения, приняты весовые данные на крюке буровой установки, измеренные станцией геолого-технологических исследований при спуске эксплуатационной колонны в реальную скважину. В процессе бурения скважины происходят осыпи, обвалы, образуются каверны. Поэтому процесс спуска осложнен посадками, прихватами и затяжками колонн. Был определен диапазон веса на крюке, по которому можно отфильтровать значения коэффициента и понять: колонна попала в каверну или произошла посадка. В основе расчета диапазона - область допустимых значений коэффициента трения: он не может быть меньше 0 и больше 1. Найдя и сравнив эти значения с полученными со станции геологотехнологических исследований, можно судить о состоянии колонны - она в каверне или произошла посадка. Отфильтрованные значения коэффициента трения стали о породу средствами станции ГТИ сохраняются в базе данных с привязкой к глубине по вертикали и времени с момента вскрытия участка ствола скважины до момента замера. Затем информацию из базы данных можно применить для прогнозирования успешности спуска колонн на аналогичных месторождениях. Неправильный коэффициент трения и, в свою очередь, неправильное представление о состоянии колонны в скважине может служить причиной аварии - спуск обсадной колонны не на проектную глубину. 257 ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТОВНОСТИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН ПРИ НАКОПЛЕНИИ РЕТРОГРАДНОГО КОНДЕНСАТА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ (TECHNOLOGIES OF INCREASE GAS CONDENSATE WELLS PRODUCTIVITY ON ACCUMULATING OF RETROGRADE CONDENSATE IN THE BOREHOLE FORMATION ZONE ) Юсупов И.К (научный руководитель - Муминов А.С) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Газоконденсатные месторождения приобретают все большую роль в связи с увеличением доли добычи газа. Повышение конденсатоотдачи пластов является одной из ключевых проблем для газоконденсатных месторождений. Разработка газоконденсатных месторождений на истощение сопровождается понижением пластового давления вызывающего ретроградную конденсацию высококипящих углеводородов с выпадением части из них в жидкую фазу и потерей их в пластах. Выпавший конденсат является неподвижным и практически не вовлекается в процесс фильтрации. Как правило, в пластах остается от 30 % до 60 % начальных запасов конденсата. Этот процесс вызывает увеличение насыщенности коллектора ретроградной углеводородной жидкостью и соответственно уменьшение фазовой проницаемости коллектора для газа. Методы повышения конденсатоотдачи газоконденсатных месторождений при накоплении ретроградного конденсата: - удаление ретроградного конденсата с помощью различными газообразными и жидкими углеводородными растворителями; - вытеснение ретроградного конденсата газообразными агентами; - тепловое воздействие на прискважинную зону; - поддержание пластового давления на уровне выше давления начала конденсации; Из всех вышеизложенных методов наиболее эффективным является обработка прискважинных зон пласта углеводородными растворителями. Он позволяет снизить действие ретроградного конденсата и избежать уменьшения технико-экономических показателей скважины, а также полной остановки и выбытия скважины из эксплуатации. 258 ПРОГРАММНОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ ДОСТОВЕРНОЙ ОЦЕНКИ СВОЙСТВ НЕФТИ,ГАЗА И ВОДЫ В УСЛОВИЯХ ОГРАНИЧЕННОЙ ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ. (SOFTWARE SOLLUTION FOR RELIABLE ENGINEERING ESTIMATES OF PROPERTIES OF OIL, GAS AND WATER IN LIMITED INITIAL DATA) Юшин П.Е. (научный руководитель - профессор Брусиловский А.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина При изучении пластового флюида с использованием модели Black Oil возникает задача оценки свойств компонентов системы. Данная задача может возникать как при проектировании, так и при эксплуатации месторождения в условиях ограниченной исходной информации. В научной литературе получили широкое распространение методы оценки свойств пластового флюида на основе изучения экспериментально полученных номограмм. Для численных оценок свойств были получены различные корреляционные зависимости, аппроксимирующие данные графики. Данные методы позволяют проводить расчеты свойств флюида с достаточной для задачи оценки точностью. Важной особенностью является то, что в качестве исходной информации используются данные стандартных промысловых измерений, не включающих знания компонентного состава флюидов. Корреляционные зависимости прошли широкую проверку для многих месторождений и являются удобным инструментом для оценки параметров нефти, газа и воды. Для инженерных целей возникает необходимость в интеграции данных методов в виде единого удобного инструментария, что и стало целью данной работы. Для решения этой задачи был произведен отбор наиболее подходящих для инженерной практики корреляционных методов и интеграция их в виде программного решения. Итогом данной работы стало создание программного комплекса для оперативной оценки значений PVT-свойств нефти, газа и воды. Созданная программа дает возможность проведения моментальной оценки основных свойств пластового флюида, а так же отображение зависимостей в виде графиков и сохранение данных в виде отчетов. С использованием данных проведенных замеров пластового давления, температуры и плотности флюида можно в реальном времени наблюдать за изменением его основных свойств. 259 ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ НА ОБСАДНЫХ ТРУБАХ ДЛЯ УСКОРЕНИЯ СРОКОВ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ (ANALYSIS OF FEATURES OF CASING DRILLING FOR SPEEDING-UP TERMS OF WELL CONSTRUCTION) Ясницкая А.П. (научный руководитель доц. Балицкий В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе рассмотрена применяемая несколькими сервисными буровыми компаниями современная технология “бурения на обсадных трубах”. Выявлены ее основные преимущества и недостатки. В настоящее время основная доля финансовых средств нефтегазовых компаний выделяемых на разработку месторождений приходится на бурение и крепление скважин. В настоящее время идет интенсивное освоение новейших технологий, позволяющих сократить экономические затраты и время на строительство скважин, среди которых бурение на обсадных колоннах снижающее время строительства скважин за счет уменьшения количества спускоподъемных операций. Особенно ярко это прослеживается при освоении морских месторождений, где одни сутки работы морской платформы стоят до 1 млн. долларов. Технология бурения на обсадных трубах объединяет в себе два технологических процесса, осуществляемых последовательно при строительстве скважины без проведения спускоподъемных операций – углубление забоя и крепление ствола скважины обсадной колонной. При этом колонна обсадных труб выполняет функцию бурильной колонны. По окончанию процесса бурения проводится цементирование обсадной колонны без дополнительных потерь времени на поднятие бурильного инструмента на дневную поверхность и спуска предназначенных для обсаживания труб. Основным преимуществом технологии бурения на обсадной колонне, является возможность значительного снижения временных затрат. Сокращение времени на подготовительные операции, выполнение спускоподъемных операций и борьбу с осложнениями в скважине, обеспечивает экономическую выгоду, а также возможность вести буровые работы в условиях, когда строительство скважин традиционными способами затруднено или практически невозможно. При данной технологии в основном используется существенная часть бурового оборудования, применяемого при традиционных способах бурения. В то же время, технология имеет существенные недостатки, связанные с невозможностью обеспечения необходимой осевой нагрузки на долото, а также преждевременным износом породоразрушающего инструмента. 260 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) СБОРНИК ТЕЗИСОВ 68-ОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ МОЛОДЕЖНОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ НЕФТЬ И ГАЗ - 2014 14-16 АПРЕЛЯ 2014 Г. Секция 3 Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта МОСКВА 2014 261 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПРОЦЕССА СВАРКИ НА ТВЕРДОСТЬ МЕТАЛЛА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ВЫСОКОПРОЧНЫХ СТАЛЕЙ (RESEARCH OF INFLUENCE OF WELDING PROCESS ON THE HARDNESS OF THE METAL OF WELDED JOINTS OF HIGHSTRENGTH STEELS) Авраменко Д.В. (научный руководитель - ассистент Рамусь А.А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина В настоящее время перспективными материалами для изготовления трубопроводов высокого давления являются низкоуглеродистые микролегированные стали категории прочности К65 и К70. При разработке технологических процессов их сварки основное внимание уделяется обеспечению требуемых структуры и свойств металла шва и околошовного участка зоны термического влияния (ЗТВ). Вместе с тем процессы, протекающие на других участках ЗТВ с более низкими максимальными температурами нагрева, изучены недостаточно. В частности, недостаточно рассмотрен вопрос о возможном снижении прочностных характеристик, появлении разупрочнения в зоне термического влияния высокопрочных трубных сталей. В данной работе проведена оценка влияния параметров термических циклов (ТЦC) многопроходной сварки на изменение структурно-фазового состава и твердости металла зоны термического влияния сварных соединений из стали категории прочности К70. Показано, что металл ЗТВ, нагреваемый в процессе сварки в межкритическом интервале температур, характеризуется снижением твердости. При этом при наложении последующих параметров ТЦС уровень разупрочнения металла данного участка ЗТВ увеличивается до 20 – 25 % за счет выделения при сварке структурно-свободного феррита. По результатам работы рекомендованы скорости охлаждения, позволяющие нивелировать появление процесса разупрочнения в зоне термического влияния сварных соединений высокопрочных трубных сталей. 262 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СПЕЦИАЛЬНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ, ПРОЕКТИРУЕМЫХ С ВЫНУЖДЕННЫМИ ОТСТУПЛЕНИЯМИ ОТ ТРЕБОВАНИЙ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ (USE OF PROJECT SPECIFIC TECHNICAL SPECIFICATION FOR ENSURING RELIABILITY AND SAFETY OF THE MAIN PIPELINES DESIGNED WITH THE FORCED DEVIATIONS FROM THE NORMATIVE DOCUMENTS REQUIREMENTS) Алекперова С. Т. (научный руководитель - кандидат технических наук Чуркин Г.Ю.) Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности (ЗАО НТЦ ПБ) Реализация большинства современных проектов нового строительства или реконструкции магистральных трубопроводов (МТ) нередко сопряжена с вынужденными отступлениями от требований действующих нормативных документов (НД). Среди основных причин вынужденных отступлений от требований (ОТ) НД при проектировании и строительстве МТ можно выделить следующие: - проекты нового строительства МТ по своим характеристикам (расчетное давление, состав транспортируемого продукта, диаметр трубопровода и др.) выходят за границы области распространения действующих НД; - стесненные условия реконструкции МТ, не позволяют выполнить требования к минимальным безопасным расстояниям, регламентированным в НД, которые были приняты после окончания строительства МТ и не учитывают эффект разросшейся инфраструктуры вокруг МТ за период их эксплуатации. Согласно п. 8 Статьи 6 Главы I Федерального закона «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» от 30 декабря 2009 г. в случае необходимости отступлений от требований действующих НД проектированию и строительству МТ должна предшествовать разработка Специальных технических условий (СТУ), содержащих компенсирующие мероприятия (КМ), направленные на обеспечение надежности и безопасности МТ. В работе представлен результат построения базы знаний обеспечения безопасности МТ с использованием опыта разработки СТУ, включающей в себя системы классификации ОТ и КМ, а также совершенствование подходов к выбору актуальных для конкретных условий строительства КМ в составе Комплексной методики выбора компенсирующих мероприятий. 263 ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА «ДРУЖБА» ЗА СЧЕТ ОРГАНИЗАЦИИ ДИАГНОСТИКИ И РЕМОНТА (ENSURING THE RELIABILITY OF THE MAIN OIL PIPELINE "DRUZHBA" BY ORGANIZING DIAGNOSIS AND REPAIR) Анисов Н.С. (научный руководитель - доцент Дейнеко С.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В данной работе автор рассматривает проблему обеспечения надежности на магистральном нефтепроводе за счет организации диагностики и ремонта линейной части. Актуальность рассматриваемой проблемы не вызывает сомнения, поскольку магистральный нефтепровод «Дружба» является одним из первых трубопроводов большого диаметра в России. Он был сооружен в 60-е годы XX века, продолжает свое развитие в настоящее время, экспортируя углеводороды в страны ближнего и дальнего зарубежья. Потребность в увеличении объемов перекачки, а так же большой период времени по эксплуатации нефтепровода отрицательно сказываются на его надежности, что так же подтверждает актуальность представленной работы. В работе описывается схема обеспечения надежности, представленная в виде этапов последовательных действий, направленных на удержание всех нормативных параметров в допустимом диапазоне значений. Рассмотрены методы неразрушающего контроля, технического диагностирования и мероприятия по ремонту. На основании анализа разработанной схемы обеспечения надежности от диагностики до ремонта, совмещающей в себе действия различных отделов ОАО «МН «Дружба», дается оценка выполнения данных мероприятий и сделан вывод об экономической эффективности производимых работ. В заключении хотелось бы отметить, что надежность является одним из приоритетных направлении в развитии акционерной компании «Транснефть». 264 РАЗРАБОТКА КОМПЬЮТЕРНОГО ПРАКТИКУМА ПО ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКЕ РОТОРНЫХ МАШИН (DEVELOPMENT OF COMPUTER WORKSHOP ON TECHNICAL DIAGNOSTICS OF ROTARY MACHINES) Афиногенов М.В., Андрюхин Н.С., Дорофеева О.В. (научные руководители - профессор Писаревский В.М., доцент Дейнеко С.В.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Нефтеперекачивающие и компрессорные станции являются элементами магистральных трубопроводов. Повышение энергии транспортируемого продукта осуществляется роторными машинами, аварийная остановка которых практически всегда связана с разрушением элементов машины. Поэтому актуальность проблемы повышения надежности, связанной с необходимостью контроля действующих сил и оценки технического состояния роторных машин не вызывает сомнения. Авторами создан компьютерный практикум по диагностике роторных машин, который рассматривается в данной работе. Настоящий компьютерный практикум позволяет исследовать и проводить анализ работы роторных машин. Основой анализа является определение зависимости действующих сил от технического состояния и прогноза их изменения. Так как интенсивность износа роторных машин увеличивается с ростом действующих сил, то их снижение является одним из путей повышения надежности и эффективности эксплуатации роторных машин. Практикум позволяет оценивать техническое состояние на основании анализа зависимостей действующих сил от известных или измеренных массовых и геометрических характеристик роторных машин и режимов его эксплуатации. Исследование движения роторных машин представлено как суперпозиция собственного и вынужденного движений. Для оценки технического состояния роторных машин определяются: условия динамической устойчивости; величины давления вала на опоры. В состав практикума входит обучающий и контролирующий блок. Практикум предназначен для студентов, обучающихся по курсу технической диагностики. Настоящий практикум также позволяет преподавателю оперативно осуществлять проверку результатов лабораторных и курсовых работ по курсу технической диагностики роторных машин. 265 ИССЛЕДОВАНИЕ ДВИЖЕНИЯ ЖИДКОСТНОЙ ПРОБКИ В ПЕРИОД ПРЕДПУСКОВОЙ ОЧИСТКИ ГАЗОПРОВОДА (STUDY OF LIQUID PLUG MOTION DURING PREOPERATIONAL CLEANING OF GAS PIPELINE) Ахияртдинов А. Э. (научный руководитель - профессор Лурье М. В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Жидкостная моющая пробка (см. рис.) представляет собой объем гликолевой жидкости, заключенной между ограничительными поршнями. Такая пробка перемещается внутри газопровода под действием разности давлений, возникающей на ее торцах. Задача исследования состоит в расчете совместного движения пробки и толкающего ее газа в длинном газопроводе со сложным профилем и большим перепадом высот. В качестве приложения рассматривается движение моющей пробки в подводном 960км участке магистрального газопровода "South Stream" в период его предпусковой очистки. Поршень-разделитель №2 Поршень-разделитель №1 Рис. Моющая пробка в газопроводе Поскольку движение пробки нельзя рассчитать отдельно от движения газа, а движение газа нельзя отделить от движения пробки, то оба процесса рассматриваются совместно путем решения системы дифференциальных уравнений неустановившегося течения газа в трубопроводе, дополненной внутренними краевыми условиями. Излагаются алгоритм численного решения задачи, дается описание разработанной автором компьютерной программы, реализующей этот алгоритм, а также приводятся и обсуждаются результаты расчета. 266 ИССЛЕДОВАНИЕ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ПОСЛЕ РЕМОНТА МЕТОДАМИ НАПЛАВКИ (EXPLORATION STRESS STATE OF PIPE’S ELEMENTS OF MAIN PIPELINES AFTER RENOVATION BY WELDING METHODS) Ашихина Г.В. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Антонов А.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Повсеместное применение методов наплавки для ремонта газопроводов в районах Крайнего Севера и в труднодоступных местах обусловило необходимость оценки напряженного состояния сварных швов и зоны термического влияния. В настоящее время такая работа не выполняется из-за отсутствия необходимых методик и оборудования. В данной работе исследовались поля остаточных напряжений, возникающие в результате проведения ремонтных наплавок на внешней поверхности труб (D=1420 мм, сталь 17Г1С, δ=16 мм). Для этого были применены два принципиально отличающихся друг от друга метода оценки напряженного состояния: метод лазерной интерферометрии (оборудование разработано на кафедре сварки и мониторинга нефтегазовых сооружений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина) и метод шумов Баркгаузена (оборудование получено по программе НИУ). Полученные результаты обладают определенной сходимостью и позволяют рекомендовать наиболее оптимальную технологию осуществления наплавки. 267 ФОРМИРОВАНИЕ ПЛАНА РЕМОНТНО-СТРОИТЕЛЬНЫХ РАБОТ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ (DEVELOPING A PLAN FOR REPAIR WORKS ON GAS MAINS) Бакланова А.Ю. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Короленок А.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Процесс формирования плана выполнения ремонтно-строительных работ (РСР) на магистральных газопроводах (МГ) проходит последовательно в 3 этапа на соответствующих уровнях (одного объекта, территориальной подсистемы объектов, системы объектов): 1) формирование плана РСР на конкретном объекте, то есть анализ технического состояния каждого участка МГ по данным технического контроля (ретроспективным данным его эксплуатации) и диагностики; при этом осуществляется выбор эффективного метода производства РСР с оценкой требуемых затрат на устранение выявленных на объекте дефектов; 2) формирование плана РСР (отбор) тех объектов, которые следует включить в заявку на выполнение РСР на очередной плановый период; этот этап предполагает обоснование необходимости проведения РСР на объектах, включенных в заявку; 3) формирование плана РСР системы объектов. Для решения задачи формирования программы производства РСР для системы объектов (участков линейной части МГ) представляется необходимым воспользоваться методами многокритериального оценивания приоритетов объектов с учетом всей информации, имеющейся к началу планирования, а также суждений экспертов по факторам, не поддающихся количественному анализу. Критерии и факторы, учитываемые в оценках приоритетов объектов при включении в программу производства РСР, объединены в четыре группы: А - техническое состояние участка МГ; Б положительные последствия реализации плана РСР на каждом участке МГ; В - экономические показатели затрат, связанных с осуществлением РСР; Г системные факторы и требования. Техническое состояние участка МГ оценивается в баллах с учетом данных диагностики, а также ретроспективных данных об имевших место авариях и повреждениях и оперативных решений о срочном устранении опасных дефектов. Детальный анализ технического состояния осуществляется специальной программой - оценка приоритетов участков МГ по техническому состоянию при планировании ремонтно-строительных работ. В схему эти данные поступают в виде оценок в баллах состояния конструктивных элементов участка МГ. Программа присваивает наивысшие баллы участкам, которые по критериям надежности и безопасности функционирования находятся в критическом состоянии. 268 УСТРОЙСТВО БЕЗУДАРНОГО ПУСКА И ОСТАНОВА НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ Бармаева Е.С., Горбунов А.С., Корнеева О.А. (научный руководитель - ассистент, к.т.н. Афиногентов А.А.) Самарский государственный технический университет Скачки давления, возникающие в следствие отключения насосных агрегатов на нефтеперекачивающих станциях (НПС), представляют собой серьезную опасность для трубопровода, особенно для участков с высоким статическим давлением. Для защиты магистрального трубопровода (МТП) от проходящих волн высокого давления на НПС предлагается пневмогидравлическое энергонезависимое устройство плавного (безударного) пуска/отключения НПС (УБПО). А Стадия пуска НПС Б А Стадия останова НПС Б Рисунок 1. Принцип действия УБПО НПС. Принцип работы оборудования (рисунок 1) заключается в своевременном сбросе/приеме в специальный поршень-разделитель (А) соединенный с пневмоцилиндром (Б), определенного объема нефти. Данное устройство подключается параллельно магистральной насосной станции промежуточной НПС. Согласно расчетам, для обеспечения оптимальной длительности снижения давления на выходе НПС, объем сброса нефти (активной емкости поршня-разделителя) при остановке насосного агрегата при максимальной производительности нефтепровода Q=10000 м3/час должен составлять 25 м3 [1]. Преимуществами предлагаемой системы УБПО НПС являются её энергонезависимость, возможность работы, как на этапе пуска, так и на этапе остановки насосных агрегатов НПС, а также отсутствие емкостей для сброса нефти и необходимости закачки нефти в нефтепровод после срабатывания системы. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Горбунов А.С., Бармаева Е.С., Корнеева О.А. Оптимальное управление переходными режимами работы магистральных нефтепроводов // Труды XVII Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых. Том II; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во ТПУ, 2013. – с 452-454. 269 МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Бармаева Е.С., Горбунов А.С., Корнеева О.А. (научный руководитель - ассистент, к.т.н. Афиногентов А.А.) (Самарский государственный технический университет) Наиболее распространенным и эффективным способом передачи нефти и нефтепродуктов на большие расстояния, является их транспортировка по системе магистральных трубопроводов (МТП), имеющих значительную пространственную протяженность. Магистральный трубопровод предлагается рассматривать, как объект управления с распределенными параметрами (ОРП). В работе предлагается решение специальной краевой задачи для технологического расчета трубопровода на основе уравнений движения капельной сжимаемой жидкости в трубах с учетом гидравлического сопротивления, где взаимосвязь основных параметров (давления в трубопроводе p и скорости потока перекачиваемого продукта ω) в любой точке x, по направлению движения потока, и момент времени t, описывается системой двух дифференциальных уравнений, в общем случае нелинейных [2]. Для учета прироста давления в насосном агрегате промежуточной перекачивающей станции или отбора продукта по трассе сосредоточеных на относительно малом участке трубопровода, в правые части уравнений включены функции распределения внутренних источников жидкости/расхода и давления/напора. Краевая задача математического моделирования позволяет рассматривать магистральный трубопровод в качестве системы с распределенными параметрами (СРП) с источниками давления и расхода. Такой подход позволяет в дальнейшем формулировать и решать задачи управления процессами трубопроводного транспорта жидких углеводородов с применением методов теории управления системами с распределенными параметрами. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Афиногентов А.А., Плешивцева Ю.Э., Снопков А.С. Математическое моделирование управляемых гидродинамических процессов трубопроводного транспорта жидких углеводородов// Вестник Самарского государственного технического ун-та. Cер. Технические науки. – Самара: СамГТУ, 2010. – Вып. 7(28). – С. 137-144. 270 КИНЕТИКА КОРРОЗИОННО-УСТАЛОСТНОГО РАЗРУШЕНИЯ ОБРАЗЦОВ ИЗ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ ПРИ ДВУХОСНОМ МАЛОЦИКЛОВОМ НАГРУЖЕНИИ (KINETICS OF CORROSION-FATIGUE SAMPLES DESTRUCTION OF PIPE STEELS UNDER BIAXIAL LOW-CYCLE LOADING) Бобылев С.В. (научный руководитель - доцент Сорокин В.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Для прогнозирования долговечности стальных магистральных трубопроводов значительный интерес представляет изучение кинетики зарождения и развития поверхностных трещин при двухосном малоцикловом изгибе. Однако работы в этом направлении связаны с большими методическими трудностями, возникающими как при определении стадии зарождения, так и при слежении за растущей трещиной в коррозионной среде. Целью данной работы явилось исследование кинетики коррозионномеханического разрушения образцов с несквозным надрезом на основе анализа изменения электродного потенциала (φ), вызванного ростом трещины при малоцикловом нагружении. На основе анализа электрохимической кинетики коррозионноусталостного разрушения от несквозного надреза, фрактографических исследований микрорельефа изломов и определения значения I для точек перегиба семейства кривых φ=f(N) выделенные периоды можно охарактеризовать следующим образом: а) первый период (I) – стадия установления потенциала φ в соответствии с задаваемым уровнем прикладываемой нагрузки; б) второй период (II) – зарождение коррозионноусталостной магистральной трещины несквозного надреза; в) третий период (III) – стадия её докритического (стабильного) развития; г) четвертый период (IV) – ускоренный (нестабильный) рост. Таким образом, использование одной из электрохимических характеристик материала – потенциала φ позволяет выявить все стадии, присущие коррозионноусталостному росту трещины. 271 ВЗАИМОСВЯЗЬ МОРФОЛОГИИ СТРУКТУРЫ С ФРАКТОГРАФИЧЕСКИМИ ХАРАКТЕРИСТИКАМИ РАЗРУШЕНИЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ РАЗНОЙ КАТЕГОРИИ ПРОЧНОСТИ INTERRELATION OF STRUCTURE MORPHOLOGY WITH FRACTURE FRACTOMETRICAL CHARACTERISTICS OF WELDED JOINTS OF DIFFERENT STRENGTH CATEGORIES PIPE STEELS Большакова Е.В. (научный руководитель - профессор Ефименко Л.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе представлены результаты анализа влияния на сопротивление хрупкому разрушению трубных сталей разной категории прочности структурных факторов. Сопротивление хрупкому разрушению является одной из наиболее важных механических характеристик сталей и их сварных соединений. Часто именно этот показатель определяет работоспособность сварных конструкций. Наиболее слабо изученным в вопросе сопротивления металла хрупкому разрушению является структурный аспект, позволяющий оценивать влияние структурных факторов на процесс разрушения. Вместе с тем, именно структура, ее фазовый состав и морфология определяют механические свойства материалов. Исследовались микроструктура и поверхности разрушения образцов металла околошовного участка зоны термического влияния сварных соединений трубных сталей класса прочности К42, К65 и К70, испытанных в условиях динамического нагружения. В ходе выполненной работы получены зависимости между параметрами вязкого и хрупкого разрушения по механизму квазискола с параметрами структуры металла в зоне разрушения. Показано, что независимо от класса прочности стали и срока эксплуатации между размерами пакета бейнита и размером образующихся ямок в участке вязкого разрушения сохраняется их соотношение. Вместе с тем абсолютные значения сравниваемых величин для высокопрочных сталей в 1,5 – 2 раза меньше, чем для низкоуглеродистых сталей, не легированных сильными карбидообразующими. При наличии хрупкого разрушения по механизму квазискола с увеличением прочности стали отношение среднего размера фасетки квазискола к среднему размеру пакета бейнита уменьшается и при этом абсолютные значения сравниваемых величин также уменьшаются. Результатами исследований показано, что для обеспечения требуемых значений ударной вязкости сварных соединений необходимо регулировать не только структурно-фазового состав, но и морфологию структуры, т.е. ее внутреннее строение. 272 ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ИСПЫТАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ (JUSTIFICATION OF TECHNOLOGICAL PARAMETERS TEST MAIN PIPELINE) Бойко Е.С. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Короленок А.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Испытание трубопровода на прочность и герметичность осуществляется созданием в трубопроводе определенного давления, которое неизменно в течение заданного промежутка времени. Опыт производства работ по испытанию трубопроводов показывает, что технологические параметры испытаний меняются в довольно широких пределах, чем и обусловлены значительные трудности в оценке результатов испытания готового сооружения на прочность и герметичность. Возникает необходимость в оценке правомерности и реальности ряда требований как отечественных, так и зарубежных норм, в частности, таких как скорость подъема давления, влияние температуры окружающей среды на изменение давления внутри трубопровода, взаимосвязь изменения испытательного давления и наличия негерметичности в трубопроводе. Нормативные требования зарубежных стандартов на технологические параметры испытания трубопроводов отличаются детальным изложением качественных характеристик всех технологических процессов, при отсутствии методологического обеспечения контроля и анализа результатов выполнения работ по испытанию. Отечественные нормы более подробно излагают подходы и требования к назначению величины испытательного давления и продолжительности выдержки под этим давлением, предполагая наличие возможности выполнения требований строительных норм без учета специфических условий строительства протяженного объекта в различных природно-климатических зонах. При этом возникают трудности, преодоление которых зачастую приводит к совершенно неожиданным трактовкам положений строительных норм. Большинство качественных характеристик процессов производства работ (равномерный подъем давления, стабилизация давления и температуры, скорость подъема давления и т.д.) и количественных характеристик (испытательное давление, продолжительность испытания и т.д.) , нашедших отражение в зарубежных и отечественных нормах требуют детального изучения и строгого обоснования. На примере продолжительности испытания на герметичность было показано, что процесс испытания является многогранным и не всегда однозначно можно ответить на вопрос - какова же должна быть продолжительность испытания трубопровода для определения его истинной работоспособности, т.е. надежности. 273 РЕШЕНИЕ ТРАНСПОРТНОЙ ЗАДАЧИ НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЯ (THE SOLUTION OF OIL PRODUCTS TRANSPORT DISTRIBUTION PROBLEM) Болдырев В.В., Данов В.Ю., Елизарова М.А. (научные руководители - старший преподаватель Босюк О.С., ассистент Пивнов В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время доставка нефтепродуктов на АЗС осуществляется, преимущественно с близлежащих нефтебаз. Это связано со сложившимися связями и существующими договорами на поставку нефтепродуктов. Такие схемы не всегда являются рациональными. Для оптимального распределения нефтепродуктов необходимо решить транспортную задачу. Критериями оптимального решения являются минимальные затраты на доставку нефтепродуктов в кратчайшие сроки от нефтебазы на АЗС. Кроме того количество нефтепродуктов на АЗС не должно опускаться до уровня страхового запаса. В соответствии с общепринятыми методиками расчетов, транспортной задачи является закрытой. В ходе решения транспортной задачи учитывается, что доставка различных сортов нефтепродуктов осуществляется одновременно. Для решения транспортной задачи по оптимальному распределению нефтепродуктов рассматривались наиболее распространенные алгоритмы решения транспортной задачи такие как: симплекс-метод, метод потенциалов, теория графов и др. Часто транспортную задачу решают методом наименьшей стоимости по столбцу или по строке. В результате применения нескольких методов решения транспортной задачи была определена наиболее оптимальная методика расчета. Для выбранной методики расчета производится корректировка решения с учетом различных маршрутов доставки нефтепродуктов, типов и вместимости автоцистерн, что позволяет минимизировать затраты на доставку нефтепродуктов. Таким образом учитывая динамику распределения нефтепродуктов, логистическую конъюнктуру нефтепродуктообеспечения и сравнительный анализ результатов применения различных алгоритмов наиболее оптимальным алгоритмом решения транспортной задачи является метод наименьшей стоимости по столбцу или по строке. 274 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ НА РАСЧЕТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМОВ СИСТЕМ НЕФТЕПРОВОДОВ (ANALYSIS OF INFLUENCE OF INITIAL DATA FOR CALCULATING MODE PARAMETER OIL PIPELINES) Валеева И.М. (научный руководитель - д.т.н. Сарданашвили С.А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Трубопроводные системы транспорта нефти представляют собой сложные распределенные технологические комплексы. Они включают в себя большой набор различного оборудования: линейная запорная арматура, узлы пуска и приема средств очистки и диагностики, узлы подключения нефтеперекачивающей станции к магистрали, резервуарный парк, фильтры-грязеуловители, регулирующая и предохранительная арматура, подпорные и магистральные насосные агрегаты, узел учета нефти. Расчеты режимов работы каждого из типов оборудования основаны на использовании соответствующих математических и расчетных моделей, в состав которых входят различные категории данных. Общее количество таких параметров в расчетной модели магистрального нефтепровода (МН) может составлять сотни и тысячи. Большая часть из них характеризуется различными видами погрешностей. При этом вклад погрешностей исходных данных в погрешности результатов моделирования может быть весьма значительным. Целью данной работы является разработка методов численной оценки влияния исходных данных на точность результатов моделирования, которые основываются на расчетах и исследованиях показателя чувствительности расчетных параметров модели от заданных параметров. Анализ чувствительности играет важную роль для учета погрешностей исходных данных и выделения заданных параметров модели, оказывающих наибольшее влияние на расчетные параметры. Анализ чувствительности – это техника анализа, которая служит для определения важнейших факторов, способных значимо повлиять на расчетные параметры модели, а также для проверки воздействия изменений этих факторов. На основе применения методов оценки чувствительности данных можно решать многие практические задачи. В частности проводить оценку наиболее значимых параметров с точки зрения их влияния на интегральную погрешность результатов моделирования. С целью решения данной задачи в работе проведены соответствующие вычислительные эксперименты применительно к реальному технологическому участку МН «Уса-Ухта» ОАО «Северные МН». 275 ОСОБЕННОСТИ СЛИВА ВЯЗКИХ И ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЦИСТЕРН (FEATURES OF HIGH-VISCOSITY PETROLEUM PRODUCTS UNLOADING FROM TANK-CARS) Василенко С.А., Хакимова З.З. (научный руководитель - профессор Дяченко И.Ф.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Необходимость применения ресурсосберегающих технологий в системе нефтепродуктообеспечения предполагает разработку новых и совершенствование существующих методов приема, хранения и отгрузки нефти и нефтепродуктов, в том числе и во время проведения сливоналивных операций на нефтебазах при сливе вязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов из железнодорожных цистерн с предварительным разогревом сливаемого нефтепродукта. В связи с тем, что транспортировка таких нефтей и нефтепродуктов с использованием железнодорожного транспорта осуществляется в значительных масштабах, задача разработки и использование эффективных методов разогрева по-прежнему имеет особую актуальность. На сегодняшний день предложен целый ряд методов разогрева и технологий слива вязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов, что обусловливает необходимость выбора наилучшего варианта, отвечающего предъявляемым требованиям практического применения. В представленной работе сделан обзор различных систем разогрева, которые решают проблему слива из железнодорожных цистерн вязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов. На основе сопоставления технических параметров и анализа отличительных особенностей различных вариантов технических решений наиболее перспективными признаны системы индивидуального циркуляционного разогрева и слива нефтепродуктов. Установки обеспечивают управляемый процесс теплопередачи в цистерне по контролируемым параметрам давления и температуры продукта с сохранением номинальной производительности циркуляционного насоса и максимального перепада температуры в теплообменнике. Главное преимущество таких установок – обеспечение планируемого объема перевалки за счет высокой эффективности и, как следствие, получение прибыли при отсутствии штрафных санкций за простой цистерн и невыполнение договорных обязательств по поставке. 276 ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА СКВАЖИН. СТРОИТЕЛЬСТВО ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА С ПРИМЕНЕНИЕМ СТЕКЛОПЛАСТИКОВЫХ МАТЕРИАЛОВ Ганиева Р.Р. НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» Согласно требованию строительных и экологических норм со скважины или куста скважин в целом необходимо осуществлять сбор промливневых стоков. Поэтому при проектировании обустройства вновь построенных скважин предусматривается система сбора сточных и промышленных вод. Для этого производится установка стальных емкостей объемом от 8 до 63 м3, железобетонных колодцев и ведется строительство трубопроводов сбора промливневых стоков, что приводит к существенному удорожанию капитальных вложений при обустройстве одной скважины. Целью данной работы является снижение величины капитальных вложений при строительстве объектов обустройства скважин. Для этого необходимо решить следующие задачи: - рассмотреть возможность применения других материалов с учетом норм технологического проектирования; - применение оборудования из стеклопластиковых материалов при обустройстве скважин; - произвести сравнительный анализ используемых материалов; - оценка экономической целесообразности использования. В соответствии с ВНТП 3-85 канализационные сети следует проектировать из несгораемых материалов. Разрешением федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору установлено, что применение стеклопластика возможно в промышленной канализации и при транспортировке водогазонефтяных эмульсий и пластовых вод нефтепромыслов, так как он является негорючим, нетоксичным и невзрывоопасным материалом. В настоящее время в нефтяной промышленности широкое распространение получила эксплуатация стеклопластиковых труб, емкостей и фасонных изделий. В НГДУ «Альметьевнефть» также был опыт применения СП труб, когда в 2009г. велось строительство трубопроводов от очистных сооружений до САТП. Я предлагаю внедрить данный материал в работу при обустройстве кустов скважин, т.е. заменить все коммуникации, железобетонные и стальные емкости для сбора промливневых стоков на стеклопластиковые. Физико-механические характеристики показывают ряд преимуществ такого оборудования по сравнению с уже применяемым из металла. Основные преимущества стали – это высокая прочность, очень низкий температурный коэффициент линейного расширения и устойчивость к разрывному давлению. Однако и недостатков у стали немало, основным из которых является коррозия, ведущая к снижению срока эксплуатации оборудования и увеличению затрат на защиту от нее. Также недостатками являются большой вес и высокая теплопроводность. Основным недостатком стеклопластиковых труб, эксплуатирующихся под действием нагрузок, в частности, под действием внутреннего давления – это низкая стойкость к трещинообразованию поперек волокон. Однако, во-первых, это проблема устранима, а во-вторых, стеклопластик имеет такое преимущество как высокая устойчивость к коррозии и химически агрессивным средам, что обеспечивает долговременную и эффективную эксплуатацию. Кроме того стеклопластиковое оборудование отличается: - низким весом, что позволит снизить стоимость доставки и не потребует тяжелого оборудования при укладке; - низкой теплопроводностью; - высокими гидравлическими характеристиками, что означает низкие потери на трение и соответственно снижение затрат на перекачку и стоимость эксплуатации. А также минимальные известковые отложения и отсутствие наростов снижают стоимость очистки. Преимущества стеклопластика позволят снизить затраты при строительстве и увеличить экономическую эффективность. Капитальные вложения на обустройство скважины стеклопластиком составляют 2 342 603, ЧДД составляет 85 тыс.рублей. Проект окупается в момент внедрения. ИДД 1,22. Таким образом, использование стеклопластикового материала при строительстве объектов обустройства скважин является технологически и экономически эффективным. Поэтому предлагаю применить данный материал при обустройстве скважин в масштабе всей компании ОАО «Татнефть». 277 ИССЛЕДОВАНИЕ И АНАЛИЗ УТЕЧЕК И НЕСАНКЦИОНИРОВАННЫХ ОТБОРОВ НЕФТИ ИЗ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ (RESEARCH AND ANALYSIS OF LEAKAGE AND UNAUTHORIZED SIPHONING OF OIL FROM MAIN PIPELINES) Гацоева З.О. (научный руководитель - доцент Дейнеко С.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Одной из существенных причин аварий на магистральных нефтепроводах являются несанкционированные (криминальные) врезки в трубопроводы с целью хищения перекачиваемой нефти. Кроме того, криминальные врезки наносят значительный материальный ущерб компаниям, эксплуатирующим трубопроводы, а также приводят к крупномасштабному загрязнению различных компонентов окружающей среды – почвы, поверхностной и подземной воды. В настоящее время данная проблема приобретает все большую актуальность, так как количество сообщений об обнаруженных криминальных врезках увеличивается. В данной работе приводится анализ и классификация методов по обнаружению утечек и криминальных врезок на магистральных нефтепроводах. Для обнаружения врезок и утечек в настоящее время разработано большое количество методов, основанных на различных физических законах и явлениях. Каждый метод имеет свои преимущества и недостатки. В работе приводится сравнительный анализ характеристик различных диагностических методов по шести следующим показателям: чувствительность метода обнаружения; скорость обнаружения утечки; точность локализации; степень адаптации к изменениям технологического оборудования; частота ложных срабатываний; стоимость и объем требуемого технического обслуживания. В работе также приводятся расчеты по локализации места утечки или врезки на основании известных параметров трубопровода, характеристик перекачиваемого продукта, а также имеющихся данных об общем объемном расходе нефти и отбираемой её части. В заключение на основании анализа статистических данных о криминальных врезках на магистральных нефтепроводах приводятся рекомендации для их предотвращения. 278 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ (FORECASTING PROCESS OVERHAUL GAS PIPELINE) Гладков И.В. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Короленок А.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Необходимость прогнозирования техногенных воздействий как важного элемента управления капитальным ремонтом магистральных газопроводов (МГ) с целью обеспечения конкурентоспособности предлагаемых организационно-технологических решений обусловлена рядом причин: постоянным возрастанием масштабов, сложности и взаимосвязей в техногенных системах, что ведет к возрастанию сложности самих объектов управления; увеличением неопределенности в знании реально существующих техногенных воздействий по причине умышленного или случайного искажения информации; динамикой изменения политических решений, экономической ситуации в стране и юридическо-правовой базы деятельности; изменением форм собственности и повышением ответственности собственника за результаты деятельности; моральным и физическим старением активной части производственных фондов; изменением статуса человека в техногенной системе, когда зачастую его рассматривают не как определяющий компонент, а как расходный ресурс. В выполненном исследовании наибольший интерес представляет поисковое функционально-параметрическое оперативное и краткосрочное прогнозирование влияния техногенных воздействий в реальном масштабе времени, осуществляемое на основе данных инженерной диагностики и интеллектуального мониторинга в процессе математического моделирования процессов капитального ремонта МГ. Сложность решения проблемы прогнозирования влияния техногенных воздействий при строительном производстве на конкурентоспособность предлагаемых вариантов реализации порождает необходимость поэтапного рассмотрения факторов, способствующих достижению необходимого уровня конкурентоспособности, среди которых: обеспечение надежности МГ; использование комплексного инновационного подхода к капитальному ремонту МГ; определение приоритетности компонентов системы при субъект-объектном подходе; разработка информационной технологии инженерной диагностики МГ, включающей в себя фиксацию и отображение техногенных воздействий; разработка математических моделей зависимостей воздействия техногенных факторов и изменения функционирования человека в системе; диагностика и применение техногенных отходов в качестве составной части вновь производимых и применяемых при капитальном ремонте строительных материалов. 279 ЗАДАЧА ОПТИМАЛЬНОГО УПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕХОДНЫМИ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА Бармаева Е.С., Горбунов А.С., Корнеева О.А. (научный руководитель - ассистент, к.т.н. Афиногентов А.А.) Самарский государственный технический университет Системы магистральных трубопроводов (МТП) имеют значительную протяженность и являются одним из дешевых и эффективных способов транспортировки нефти и нефтепродуктов на большие расстояния. Для обеспечения требуемых объемов транспортировки нефти в состав МТП входят несколько нефтеперекачивающих станций (НПС). Отключение насосных агрегатов на НПС приводит к перепадам давления, которые представляют серьезную опасность для трубопровода, особенно для участков с высоким статическим давлением. Одним из способов снижения негативного влияния волн повышенного давления на трубопровод может служить реализация специальной программы отключения насосного агрегата на промежуточной нефтеперекачивающей станции (ПНПС), которая позволяет «сгладить» фронт ударной волны на стадии ее формирования и избежать негативного влияния гидроударных процессов на трубопровод. Данная проблема приводит к необходимости постановки и решения задачи оптимального управления (ЗОУ) давлением на выходе ПНПС в переходных режимах работы МТП с учетом технологических ограничений на скорость изменения давления в трубопроводе [1]. В работе формулируется в терминах теории управления системами с распределенными параметрами (СРП), задача оптимального по критерию быстродействия управления нестационарным режимом работы магистрального нефтепровода с учетом фазового ограничения на скорость роста давления, при этом требования к конечному состоянию ОРП, задаются в виде целевого множества, попадание в которое оценивается в равномерной метрике. В качестве управляющего воздействия в ЗОУ рассматривается изменение во времени по специальной программе давления на ПНПС. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Афиногентов А.А., Плешивцева Ю.Э, Ефимов А.П. Оптимальное по быстродействию управление переходными режимами работы магистрального нефтепровода// Вестник Самарского государственного технического ун-та. Cер. Технические науки. – Самара: СамГТУ, 2011. – Вып. 3(31). – С. 6-13. 280 ПРОБЛЕМЫ ТРАНСПОРТА ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ Гудникова А.А., Новоселова Л.П. (научный руководитель - доцент Новоселова Л.П.) Уфимский государственный нефтяной технический университет С каждым годом в России и других странах легкой нефти становится все меньше, поэтому растет интерес к разработке месторождений высоковязких, тяжелых, сверхтяжелых (битуминозных) нефтей с целью увеличения ресурсов углеводородного сырья. Серьезной проблемой на сегодняшний день является создание технологий их добычи, транспортирования и переработки. Россия весьма богата запасами тяжелой нефти, но при этом не имеет достаточных мощностей для развития технологий освоения подобных залежей и ее дальнейшей переработки. Перекачка тяжелых углеводородов связана с дополнительными затратами энергии на разрушение структуры при пуске насосных станций и преодоление доли эффективной вязкости, обусловленной наличием предельного динамического напряжения сдвига. Трубопроводный транспорт такого высоковязкого сырья характеризуется высокими гидравлическими потерями, а также риском застывания перекачиваемого продукта при остановке трубопровода. Помимо этого, на эксплуатацию трубопроводных систем влияют климатические и территориальные условия, значительно изменяющие характер теплообмена, следовательно, и гидравлическое сопротивление трубопровода. Все это приводит к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат при организации трубопроводного транспорта. Перекачка высоковязких нефтей по трубопроводам может осуществляться различными способами, например с применением разбавителей, депрессорных присадок, с применением предварительной обработки нефти термическим или механическим способом и т.д. Хорошо зарекомендовал себя способ перекачки нефти с подогревом, при котором нефть или нефтепродукт подается в трубу в подогретом состоянии, а путевые потери тепла компенсируются нагревом на промежуточных тепловых станциях. Методика расчета эксплуатационных режимов неизотермических трубопроводов с использованием динамических характеристик, разработанная в Уфимском государственном нефтяном техническом университете, позволяет выполнять тепловой и гидравлический расчет как стационарного, так и нестационарного режимов работы трубопровода. Динамические харатеристики могут быть построены для жидкостей с различными реологическими моделями. Большим преимуществом данного метода является то, что он позволяет учесть изменение подачи центробежных насосов вследствие изменения гидравлического сопротивления трубопровода. 281 ПРИЧИНЫ ТРЕЩИНООБРАЗОВАНИЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ТРУБОПРОВОДА (REASONS FOR FORMATION OF CRACKS WELDS OF PIPELINES) Дурнева А.А. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Сорокин В.Н.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина В данной работе приведено комплексное исследование с целью установления причин трещинообразования в околошовных зонах сварных соединений труб с отводами. Исследование включало в себя следующие этапы: - определение химического состава и механических свойств; проведение металлографического и дюрометрического исследований металла сварных соединений; - проведение на склонность к межкристаллитной коррозии металла сварных соединений. На основе проведенного комплекса исследований были установлены причины трещинообразования сварных соединений трубопровода и даны рекомендации. 282 АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ ПРОМЕРЗАНИЯ ГРУНТА Закирова Э. А., Гаррис Н. А. (научный руководитель - д.т.н., профессор Гаррис Н. А.) Уфимский государственный нефтяной технический университет В трубопроводном транспорте углеводородов в условиях распространения вечной мерзлоты, возникает необходимость изучения закономерностей развития мерзлых пород и их свойств, для решения многочисленных теоретических и практических задач. Огромное значение, при проектировании, имеет нахождение температурных полей вечномерзлых грунтов в основании резервуаров и других тепловыделяющих сооружений. Нормативные документы СНиП, ВСН и другие, не учитывают искажения естественного температурного поля грунта в результате техногенного воздействия и нарушения теплообмена по поверхности массива грунта, при котором не выполняются условия «нулевого» теплооборота на поверхности массива. Недостаток информации о температурном режиме грунта приводит к необоснованным проектным решениям. Следовательно, существует необходимость увеличения точности расчетов, которая достигается не только учетом неоднородности геологического строения грунтов и нестационарности термодинамических процессов, но и корректировкой условий теплообмена. В исследовании процесса сезонного промерзания и протаивания грунтов, следует совместно с теплообменом учитывать массоперенос, так как происходит миграция влаги в зону промерзания. В основе теплообмена лежат две математические модели: в первой модели предполагается, что перенос влаги возникает только в талой зоне и во второй модели теплообмен происходит в талой и мерзлой зонах. В настоящее время имеются различные математические постановки задач промерзания и оттаивания вечномерзлых грунтов. Необоснованность математической постановки задачи заключается не только в формулировании краевого условия на нижней границе рассматриваемой зоны, так как задание температуры не отвечает никаким реальным физическим процессам на этой границе, но и в корректировке за счет техногенного нарушения и неоднородности массива грунта. Особого внимания заслуживает решение задачи регулирования ореолов протаивания при прокладке трубопроводов в многолетнемерзлых грунтах, которое позволяет предельно сохранить экологическую обстановку и предупредить аварийные ситуации. Данный способ предотвращает прогрессирующее протаивание грунтов под трубопроводом. 283 ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ (MAINTENANCE OF COMPRESSOR STATIONS OF THE MAIN GAS PIPELINES) Иванова А.А., Трегубова И.С., Тетюшев К.Е. (научный руководитель - к.ф.-м.н., доцент Казаков Н.В.) НОУ СПО «Волгоградский колледж газа и нефти» ОАО «Газпром» В работе проанализированы вопросы совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов. Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается, прежде всего, в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций (КС), устанавливаемых по трассе газопровода, как правило, через каждые 100-150 км. В связи с непрерывным ростом стоимости энергоресурсов в стране, увеличением себестоимости транспорта газа, невозобновляемостью его природных ресурсов, важнейшими направлениями работ в области трубопроводного транспорта газов следует считать разработки, направленные на снижение и экономию энергозатрат. Решение этой важнейшей для отрасли задачи возможно как за счет внедрения газоперекачивающих агрегатов нового поколения с КПД 34-36% взамен устаревших и выработавших свой моторесурс, так и за счет повышения эффективности эксплуатации установленных на КС различных типов ГПА (газоперекачивающий агрегат). Повышение эффективности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов неразрывно связно с обеспечением энергосберегающих технологий транспорта газа, диагностированием установленного оборудования ГПА, выбором оптимальных режимов его работы, дальнейшим ростом общей технической культуры эксплуатации газопроводных систем. Эффективность ГПА, КС в частности, зависит от системы антипомпажного регулирования. Помпаж неустойчивая работа компрессора, вентилятора или насоса, характеризуемая резкими колебаниями напора и расхода перекачиваемой среды. Современная система автоматического управления и противопомпажного регулирования фирмы Compressor Controls Corporation позволяет защитить компрессор от помпажа, используя сброс рабочей среды или перепуск с выхода компрессора на его вход, необходимым для избежания помпажа, для этого в системе защиты используются регулирующие или запорно-регулирующие антипомпажные клапаны. 284 АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ (ANALYSIS OF TRUNK PIPELINE TECHNICAL CONDITION BASED ON INSPECTION RESULTS) Комлев И.М. (научный руководитель - доцент Чухарева Н.В.) Национальный исследовательский Томский политехнический университет Основным наиболее информативным методом диагностики линейной части является внутритрубное обследование участка которое позволяет получить информацию о состоянии металла стенки трубопровода. Основными задачами, решаемыми при оценке технического состояния по результатам внутритрубной диагностики, являются: оценка прогнозного состояния нефтепроводов, выявление дефектов, влияющих на работоспособность и безопасность транспорта нефти; ранжирование нефтепровода по межкрановым интервалам, в зависимости от коррозионного состояния для формирования планов капитального ремонта; разработка и оптимизация корректирующих мероприятий (вывод из эксплуатации, ремонт, снижение давления и др.); минимизация эксплуатационных затрат. Кроме того, при оценке технического состояния учитывались результаты специализированных обследований: подводных переходов; переходов через авто- и железные дороги; наземных переходов; систем электрохимической защиты; трубопроводов в зоне интенсивных внешних механических воздействий (оползни, сели и т.д.). В результате проделанной работы были разработаны алгоритмы оценки технического состояния отдельно взятого участка нефтепровода, позволяющие проанализировать его текущее состояние. 285 ПОЛУЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОГО БИОСОРБЕНТА МЕТОДОМ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОГО ПИРОЛИЗА ТОРФА (EFFECTIVE BIOSORBENT PRODUCTION BY LOWTEMPERATURE PEAT PYROLYSIS) Комлев И. М. (научный руководитель - доцент Чухарева Н.В.) Национальный исследовательский Томский политехнический университет Продвижение нефтегазодобычи в регионы, характеризующиеся сложными природными и климатическими условиями, определяет новые требования к всем сопутствующим технологиям. Несмотря на применение современных технологий в области добычи, транспортировки и переработки углеводородов, риск загрязнения объектов окружающей среды этим сырьем или его продуктами остается очень высоким. Актуальность обеспечения экологической безопасности в специфических природных условиях требует разработки новых подходов к решению задач охраны окружающей среды для северных регионов. В работе представлены следующие этапы: 1) выделение культур микроорганизмов из загрязненного образца почвы и их идентификация; 2) определение культур микроорганизмов, обладающих наибольшей активностью биоокисления углеводородов; 3) получение сорбента с улучшенными характеристиками; 4) получение биопрепарата на основе отобранного штамма бактерий rhodococcus erythropolis и разработанного сорбента и определение его эффективности. Целью проведенных исследований является разработка эффективного биопрепарата для биоремедиации загрязненных почв на территории нефтегазоконденсатного месторождения, объединяющего в себе физический и биологический принципы очистки почв от нефтезагрязнений на основе микроорганизмов, адаптированных к данным почвенноклиматическим условиям, и функционально улучшенного сорбента. 286 РЕГИСТРАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРОСВАРОЧНОГО ОБОРУДОВАНИЯ (REGISTRATION PARAMETERS OF WELDING EQUIPMENT) Кравченко П.А. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Сас А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Качество технологических процессов дуговой сварки в значительной мере определяется характеристиками электросварочного оборудования. Современные инверторные источники питая позволяют задавать различные параметры электросварочного цикла: параметры горячего старта, форсажа дуги, антиприлипания, вольтамперные характеристики и др. Разработанный регистратор параметров электросварочного оборудования позволяет определять все текущие параметры цикла и идентифицировать их соответствие требованиям технологии. 287 ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ, ПРИМЕНЯЮЩИЕСЯ В ПРОЦЕССЕ ОСВОЕНИЯ БОВАНЕНКОВСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (INNOVATIVE TECHNOLOGIES FOR THE BOVANENKOVO OIL AND GAS CONDENSATE FIELD DEVELOPMENT) Кузьменко Ю.В. (научный руководитель - доцент Васильковский В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В общей сложности на Ямале сосредоточено до 20 процентов разведанных запасов природного газа России. Основным месторождением на полуострове является Бованенковское, занимающее четвертое место в мире по доказанным запасам (4.9 триллионов кубометров газа). Оно уникально также своим расположением – низкие температуры, практически полное отсутствие инфраструктуры и значительная удаленность от баз материально-технического обеспечения вынуждают применять новейшие разработки ведущих российских научных институтов и отечественных предприятий в различных областях. В этой работе рассмотрены уникальные технологии, применяющиеся при бурении скважин установками пятого поколения, подготовке газа к транспорту, строительстве самой северной в мире железной дороги Обская– Бованенково, проектировании газопроводов, проходящих по территории сплошного распространения многолетнемерзлых грунтов, которые позволили воплотить в реальность освоение месторождения Бованенково и запустить его в эксплуатацию в октябре 2012 года. В связи с тем, что месторождение находится за полярным кругом, экологической составляющей проекта уделяют огромное внимание. Решения, принятые для уменьшения вредного воздействия на окружающую среду, также освещены в данном докладе. Кроме того, в работе предложены варианты снижения затрат на добычу и транспортировку углеводородов путем оптимизации технологических процессов. 288 ВОССТАНОВЛЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ «ПРОЦЕСС ФЕНИКС» (REHABILITATION OF PIPELINES USING TECHNOLOGY «PROCESS PHOENIX») Литвин А.А. (научный руководитель - доцент Васильковский В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В данной научной работе автор предлагает рассмотреть тему восстановления трубопроводов методом санации с использованием технологии бестраншейного ремонта газопроводов «Процесс Феникс», которая заключается в армировании внутренней поверхности трубопровода специальным рукавом — своеобразным «чулком». В отличие от технологий протяжки, при которых старый трубопровод играет роль каркаса, эта технология предусматривает дальнейшее функционирование обновленной трубы, как рабочей. Уникальность метода не вызывает сомнений, так как санация именно таким способом позволяет продлевать жизнеспособность трубы на сорок лет при минимальном объеме земляных работ. И даже если магистраль потеряла свою несущую способность, полимерный рукав внутри трубы способен в дальнейшем самостоятельно выдерживать давление. Технология «Процесс Феникс» наиболее эффективна в условиях плотной, стесненной (в основном городской) застройки для трубопроводов, находящихся в длительной эксплуатации (часто сверх нормативного срока) и в значительной мере подверженных воздействию коррозии. Актуальность данной темы подтверждается и тем, что обеспечивается точечный доступ к подземным коммуникациям без разрытия траншеи по всей длине участка. Всего два котлована по противоположным сторонам дороги позволяют провести реконструкцию трубы максимально комфортно для жителей мегаполиса, ведь при этом не приходится перекрывать движение транспорта в районе проведения работ на жизненно важных автомагистралях. В работе будут рассмотрены: описание технологии, область применения, применяемые материалы и оборудование, их свойства, этапы проведения работ. В заключении хотелось бы сказать о том, своевременное техническое обслуживание и ремонт газопровода – это залог его долгого, бесперебойного и надежного функционирования. 289 МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ЗАПОЛНЕНИЯ РЕЗЕРВУАРА НЕФТЕПРОДУКТАМИ (MODELING OF THE PROCESS OF THE TANK RESERVOIR FILLING WITH OIL PRODUCTS) Лоповок С.С. (научный руководитель - профессор Максименко А.Ф.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Заполнение резервуаров – это ответственный процесс, который должен удовлетворять правилам их технической эксплуатации. В частности, производительность наполнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных клапанов или вентиляционных патрубков. В то же время при заполнении резервуара с максимально допустимой скоростью уменьшаются потери от больших дыханий (обеспечивается наименьшая концентрация паров в вытесняемой паровоздушной смеси). В данной работе моделировался процесс заполнения резервуара вязкой жидкостью (нефтепродуктом) с плотностью ρ и динамическим коэффициентом вязкости μ. Форма и размеры сосуда и сливной горловины и прочие необходимые геометрические параметры были заданы характерным линейным размером d и отношениями к нему остальных линейных размеров li . В процессе моделирования предполагалось проведение экспериментальных исследований с использованием емкости с линейными размерами в n раз меньшими, чем у натурного сосуда. Используя теорию размерности и подобия, получены критерии подобия, позволяющие произвести пересчет времени заполнения резервуара объема Q в модельном процессе на натуру при соблюдении всех требований, предъявляемых к моделированию данного процесса. Так, показано, что при проведении экспериментальных исследований должна использоваться жидкость, кинематическая вязкость которой в n меньше кинематической вязкости натурной жидкости. Важно отметить, что все требования, следующие из критериев подобия, легко выполнить, поэтому для данной задачи оказываются возможным осуществить моделирование с полным подобием явлений в натуре и на модели. Этот факт доказывает рациональность данного метода решения и простоту применения его на практике. 3 290 ДВУХОСНОЕ НАПРЯЖЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРИ ИЗГИБЕ И РАСТЯЖЕНИИ ШИРОКИХ ОБРАЗЦОВ (EFFECT OF BIAXIAL STRESS STATE IN TENSION AND BENDING SPECIMENS) Ляпичев Д.М. РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Металл подземных магистральных газопроводов в процессе эксплуатации находится в сложном напряженном состоянии с различным отношением главных напряжений. Для прямолинейного участка, жестко защемленного в грунте, отношение главных напряжений от внутреннего давления вдали от запорной и регулирующей арматуры определяется как 1 / 2 , (1) где σ1, σ2 – первое, второе главное напряжение, Па; μ – коэффициент Пуассона. В работе показано, что при лабораторных испытаниях такое напряженное состояние может быть получено путем одноосного растяжения или чистого изгиба широких образцов, вырезанных из труб в продольном и кольцевом направлении соответственно. На основании результатов численных экспериментов методом конечных элементов (рис. 1) были разработаны требования к размерам образцов из конструкционных сталей. Рисунок 1 – Зависимость отношения главных напряжений σ1/ σ2 от отношения ширины к толщине b/t плоского образца стального образца при его изгибе (кривая 1) и растяжении (кривая 2) 291 СООРУЖЕНИЕ ТРУБОПРОВОДА ЧЕРЕЗ БАЙДАРАЦКУЮ ГУБУ С ОБЕСПЕЧЕНИЕМ КАЧЕСТВА СВАРКИ И ЗАЩИТЫ СВАРНЫХ СТЫКОВ ОТ МОРСКОЙ КОРРОЗИИ (CONSTRUCTION OF THE PIPELINE THROUGH THE BAIDARATA BAY IN A QUALITY ASSURED WELDING AND PROTECTION OF WELDED JOINTS FROM MARINE CORROSION) Мельник Л.В. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Стеклов О.И. РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Технология сооружения трубопровода. Обоснование выбора материалов и технологий сварки. Проблемы морской коррозии и защиты труб и сварных соединений от её воздействия. 292 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РОСТА ЛОКАЛЬНЫХ КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ НА РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗМЕРЕНИЯ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ АКУСТИЧЕСКИМ ДАТЧИКОМ (INVESTIGATION OF THE INFLUENCE OF LOCAL CORROSION DEFECTS INCREASE ON THE MEASUREMENT RESULTS OF THE CORROSION RATE ACOUSTIC SENSOR) Михалев А. Ю., Николаев Э. В. (научный руководитель – главный инженер Савченков С. В.) ОАО «Гипрогазцентр» Оперативный контроль за скоростью коррозии на магистральных трубопроводах реализуется с помощью специальных датчиков, входящих в состав систем коррозионного мониторинга. Существует несколько разновидностей датчиков скорости коррозии, наиболее информативными на сегодняшний день являются акустические датчики, основанные на применении ультразвукового эхо-метода. Такие устройства позволяют оценивать утонение контролируемого объекта (конструкции или образца-свидетеля) с точностью до 0,1 мм даже в присутствии значительной поверхностной коррозии. В связи с тем, что особую опасность для трубопроводных систем представляет локальная коррозия (язвы и питтинги), постоянно ведётся разработка новых и модернизация существующих устройств, для обеспечения возможности идентификации типа развивающегося коррозионного повреждения. Специалистами ОАО «Гипрогазцентр» разработана оригинальная конструкция акустических датчиков скорости коррозии и алгоритм анализа выходных данных устройства, позволяющие идентифицировать тип коррозионного повреждения. В институте непрерывно ведется работа по улучшению разработанного устройства, в частности проведена научноисследовательская работа по исследованию влияния роста локальных коррозионных дефектов на результаты измерения скорости коррозии. В ходе выполнения НИР проводилась оценка влияния размеров локальных коррозионных дефектов двух типов (язв и питтингов) в присутствии равномерной поверхностной коррозии на амплитуду эхосигнала и время прихода эхо-сигнала. По результатам более чем 800 измерений, выполненных с помощью ультразвукового дефектоскопа, были получены зависимости изменения амплитуды и времени прихода эхосигналов от глубины и диаметров дефектов. Проведена оценка степени влияния роста локальных коррозионных дефектов на амплитуду и время прихода эхо-сигналов в присутствии равномерной поверхностной коррозии для преобразователей с разными характеристиками. Установлена возможность использования амплитуды эхо-сигналов в качестве критерия для оценки характера коррозионного повреждения при анализе выходных данных акустического датчика скорости коррозии. 293 ИНВАРИАНТНАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ АВО ГАЗА (INVARIANT CONTROL SYSTEM OF THE ELECTRIC DRIVE AIR COOLED HEAT EXCHANGER) Мочалин Д.С. (научный руководитель – д.т.н. Титов В.Г) ОАО «Гипрогазцентр», НГТУ им. Р.Е. Алексеева Начиная с 2000г. В ОАО «Газпром» вопросы энергоэффективности и энергосбережения являются приоритетным направлением деятельности, и представляет собой комплекс программных мер, направленных на рациональное использование и экономию расхода топливно-энергетических ресурсов. Анализ величины расхода электроэнергии показывает, что основным потребителем электроэнергии на газотурбинной компрессорной станции и в газотранспортной системе в целом является электропривод аппарата воздушного охлаждения газа. В работе выполнена задача математического моделирования, связанная с методологией оптимизации инвариантного управления автоматизированного частотно-регулируемого электропривода аппарата воздушного охлаждения (АВО) газа. Также выполнена оценка полученных данных на участке «Петровск-Писаревка» газопровода «УренгойНовопсков» (установленная мощность АВО газа на каждой КС, пропускная способность КС в зависимости от режима работа АВО газа, потребление электроэнергии в течение года по месяцам, температура на входе и на выходе КС). Зависимости между переменными стохастичны, анализ зависимости выполнен по выборке из генеральной совокупности исходных данных. Построены графики зависимости расхода электрической энергии от различных переменных условий на основе корреляционного анализа данных. Так уровень значимости q=0,1, по расчету в Matlab 7 выборочный коэффициент корреляции r= -0.25421755, статистика = 0.03117025, что меньше уровня значимости, корреляция значима. Так как выборочный коэффициент корреляции не учитывает суммарное взаимное влияние переменных, установить зависимость потребления электроэнергии от нескольких переменных позволяет теория множественной регрессии. Поиск наилучшей регрессионной модели представляет собой довольно громоздкий процесс. Использование нейронных сетей, которые обладают рядом преимуществ перед регрессионными моделями: сами подбирают вид функциональной зависимости по экспериментальным данным и являются адаптивной моделью, которая подстраивает структуру сети под новые наблюдения и позволяет объяснить довольно сложные связи между значениями расхода электроэнергии и показателями магистрального газопровода. 294 ПЕРЕВОД НЕФТЕПРОВОДА НА ТРАНСПОРТ СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ Мызников Д. С. (научный руководитель - профессор Шибнев А. В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Основной задачей при переводе магистрального нефтепровода на перекачку светлых нефтепродуктов, является очистка внутренней поверхности трубопровода от асфальтосмолопарафинистых отложений. Применение только механических средств воздействия на пристенные парафинисто-смолистые отложения (щеточные скребки, шаровые разделители и пр.) является высоко эффективным методом в вопросе поддержания пропускной способности нефтепровода, на проектном уровне. Оставшиеся же после пропуска скребков отложения толщиной от одного до трех и более миллиметров являются причиной недопустимого изменения товарных качеств светлых нефтепродуктов. В связи с этим возникает необходимость пропуска по трубопроводу партии растворителя. В своей работе я предлагаю описание современного способа очистки трубопровода от АСПО, путём движения пробки растворителя между скребками-разделителями при помощи подачи инертно-газовой смеси от мобильных компрессорных азотных установок, при помощи формул для определения времени отмывки трубопровода и объема партии растворителя, полученных С. А. Бобровским и В. И. Мароном. Решаемые задачи после определения метода очистки нефтепровода: Определение состава растворителя для обеспечения полного удаления отложений; Определение минимально-необходимого количества растворителя; Определение оптимального режима промывки нефтепровода; Определение продолжительности процесса промывки трубопровода; Определение потребного количества растворителя с учётом: o затрат на растворитель; o затрат на перекачку растворителя реверсным ходом; o ущерба от простоя трубопровода. 295 ИССЛЕДОВАНИЕ СВАРОЧНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ И ВАХ ИНВЕРТОРНЫХ ИСТОЧНИКОВ ПИТАНИЯ, ИСПОЛЬЗУЮЩИХСЯ В НЕФТЕ-ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ (THE RESEARCH OF WELDING-TECHNOLOGICAL PROPERTIES AND VACh OF INVERTERS IN OIL-GAS INDUSTRY) Набиуллин Р.Н. (научный руководитель - д.т.н., профессор Капустин О.Е.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Обеспечение качества кольцевых сварных стыков при строительстве и ремонте магистральных газонефтепроводов непосредственно связано со сварочно-технологическими свойствами применяемых источников питания. Большое количество поставляемых в отрасль аппаратов не проходит через классическую систему сертификации, которая существовала в прошлые годы. Созданная в ОАО «Газпром» на основе СТО-046 система аттестации сварочного оборудования позволила допускать к работе только качественное оборудование. На базе кафедры «Сварка и мониторинг НГС» в течение 2-х последних лет работает лаборатория НАКС в соответствии с РД 03-614-03 с участием преподавателей, аспирантов и студентов. Оценка стабильности зажигания, горения и эластичности дуги, разбрызгивание металла, качество формирования шва определяются электротехническими параметрами сварочного аппарата, а также качеством элементной базы. Студенты кафедры являются независимыми экспертами, так как именно способность источника выполнять задания персонала с невысокой квалификацией очень важна для практики. Построение вольт-амперных характеристик осуществляется с использованием комплекта аттестованных приборов или автоматически с помощью прибора AWS-024, которые прикладываются к протоколу аттестации сварочного оборудования и передаются экспертам. В настоящее время на кафедре «Сварка и мониторинг НГС» работают эксперты IV уровня по системе Национального Агентства Контроля и Сварки (доц. Сорокин В.Н., профессор Сас А.В., зав. кафедрой Капустин О.Е.). 296 ИССЛЕДОВАНИЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ И СТАТИЧЕСКОЙ ОПРЕДЕЛЁННОСТИ ПОДВОДНОГО ТРУБОПРОВОДА (RESEARCH ON DYNAMICAL AND STATISTICAL STABILITY OF UNDERWATER PIPELINES) Нгуен В.Х. (научный руководитель - профессор, д.т.н Бородавкин П.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе предлагается исследования определенности подводных трубопроводов. Мы рассмотрим возможное положение подводного трубопровода статически и их возможное изменения проектного положения трубопровода в процессе эксплуатации. Морские трубопроводы требуют более основательных подходов к проблеме их неразрушимости. Опыт показывает что на любом построенном трубопроводе в период испытаний или эксплуатации обязательно произойдет разрушение. Под действием внешних и внутренных факторов, напряженное состояние изменяется как статически и динамически. К силовым воздействиям относятся: + Внутреннее давление. + Внешнее давление. + Изгибающие моменты. + Растягивающие или сжимающие силы в стенки труб. + Гидродинамические силы при наличии потока воды. + И другие силы. Все эти силы могут вызывать изменение напряженного состояния трубопроводов. Именно происходит появление или изменение кольцевых напряжений, продольных напряжений, и тангенциальных напряжений, также изгибающие моменты, крутящие моменты, и поперечные сил. Под действием которых трубопровод разрушится. 297 БАЛАНСИРОВКА ЖЕСТКИХ РОТОРОВ В СОБСТВЕННЫХ ПОДШИПНИКАХ В ОДНОЙ ПЛОСКОСТИ (BALANCING OF RIGID ROTORS IN THEIR OWN BEARINGS IN ONE PLANE) Никонорова Е.А., Ефимов С.И. (научные руководители - профессор Писаревский В.М., доцент Дейнеко С.В.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина В данной научной работе авторы предлагают рассмотреть тему балансировки жестких роторов в собственных подшипниках при возникновении дебаланса. Актуальность данной темы несомненна, так как на любом нефтегазовом производстве работают машины, насосы и компрессоры. Вибрация роторов данных машин присутствует, из-за чего и возникает дебаланс роторов машин. В работе рассмотрен наиболее часто распространенный и известный способ устранения дебаланса: балансировка в собственных подшипниках. Из двух видов данной балансировки исследована только балансировка в одной плоскости, поскольку данный вид наиболее распространен и широко используется. Актуальность данной темы подтверждается и тем, что если не принять экстренных мер по устранению причины повышенной вибрации, то довольно быстро система «ротор - подшипниках» окажется неработоспособной. Балансировка рассмотренным видом характеризуется тем, что для снижения уровня вибрации ротора можно уменьшить амплитуду обратной гармоники, таким образом, отбалансировав ротор. Методика балансировки роторов в собственных подшипниках заключается во временном изменении распределения масс по длине ротора в результате установки пробной массы и измерении амплитуд и фаз оборотной гармоники вибрации на крышке подшипника до и после установки пробной массы. В нашей работе расчеты приведены из последних испытаний компании Транснефть и являются актуальными на сегодняшний день. В качестве примера рассмотрен прибор ВМ-8000 для балансировки жестких роторов нагнетательных магистральных насосов. В заключении хотелось бы сказать о том, что дебаланс является одной из основных причин снижения эффективности, надежности и долговечности работы роторных машин. 298 ПРИМЕНЕНИЕ СОВРЕМЕННЫХ ИНФОРМАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИ РАСЧЕТЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО УДАРА (EMPLOYMENT OF STATE-OF-THE-ART TECHNOLOGIES IN WATER HAMMER CALCULATION) Нурыева А.В. (научный руководитель - доцент Глебов С.Г.) Уфимский государственный нефтяной технический университет Для обеспечения надежной работы напорных трубопроводов необходим расчет параметров потока и организация соответствующей защиты системы от резких повышений давления (гидравлических ударов). Параметры потока при указанных явлениях зависят от выбранного типа труб для напорных магистралей. В настоящее время для описания явления гидравлического удара наиболее известны модули: Matlab- Simulink - SimHydraulics, HYDRA, ZuluHydro. Сотрудниками технического университета Остравы (Республика Чехия) предлагается решать задачу моделирования нестационарного течения жидкости во время гидроударов помощи двух программ, которые используют различные численные подходы для решения обыкновенных одномерных дифференциальных уравнений, описывающих динамику гидравлических элементов и труб [1]. Первая - это Matlab- Simulink - SimHydraulics, которая разработана для описания динамики общих гидравлических систем. Другая программа называется HYDRA и она основана на численном методе Лакса-Wendrff, который служит в качестве инструмента для решения движения и неразрывности уравнения. Эта программа была разработана в Matlab в Технологическом университете Брно. Она позволяет подборирать необходимых диаметров труб на интересующем промежутке. Компания «Политерм» предлагает новый программный продукт, предназначенный для расчета переходных процессов (в том числе и при возникновении гидравлического удара) в трубопроводных системах [2].Этот продукт создан с использованием опыта, накопленного научными школами одного из старейших вузов России Военного инженерно-технического университета. Программа, выполняющая расчеты гидравлического удара, оформлена в виде модуля расширения (plug-in) геоинформационной системы Zulu и входит в программнорасчетный комплекс ZuluHydro. Переходные процессы в водопроводных сетях возникают при включении и выключении насосов и при открытии и закрытии задвижек. Гидравлический удар является следствием быстрого выполнения одного или нескольких перечисленных действий и может усугубляться наличием воздушных полостей в трубах. В программе предусмотрена возможность выбора пользователем источника возмущения стационарного процесса. В процессе расчета и по его завершению пользователю для анализа переходных процессов программа предоставляет следующую информацию: 1)В процессе расчета пользователь имеет возможность наблюдать в реальном времени распространение бегущих волн давления и скорости вдоль любого маршрута; 2)Приводятся графики изменения давления в зависимости от времени для ряда выбранных точек наблюдения. В базы данных заносятся значения наибольшего и наименьшего давлений для каждого участка и узла сети с указанием времени возникновения этих давлений. ГИС Zulu позволяет с помощью запросов найти по базе данных наиболее опасные участки и узлы. Таким образом, в одном программном комплексе можно проводить расчеты, как стационарных режимов, так и нестационарных для любых по сложности систем водоснабжения. Литература 1. Technical University of Ostrava, Department of Hydromechanics and Hydraulic Equipment, 17. listopadu 15/2172, Ostrava 70833, Czech Republic, 1967. 317 p. 2. Лямаев Б.Ф., Небольсин Г.П., Нелюбов В.А. Стационарные и переходные процессы в сложных гидросистемах. Методы расчета на ЭВМ. Под ред. Б.Ф. Лямаева.- Л., Машиностроение. Ленинградское отделение, 1978. - 192 с. 299 МОНОЛИТНЫЙ ФУНДАМЕНТ РЕЗЕРВУАРА ДЛЯ НЕОДНОРОДНЫХ ГРУНТОВ (MONOLITHIC FOUNDATION OF TANK FOR HETEROGENEOUS SOILS) Околот А. А., Якупов Р. Р. (научные руководители - доцент Землеруб Л.Е., ассистент Терегулов М.Р.) Самарский государственный технический университет неравномерные осадки и местные просадки грунтового основания являются доминирующей причиной аварий резервуаров. Мы предлагаем совершенно новую конструкцию фундамента. Ростверк такого фундамента представляет собой набор концентрически расположенных сегментов сфер. При нагрузке на фундамент, сегменты сферы будут сжиматься за счет распора, который возникает в частях фундамента в направлении, перпендикулярно касательным к точкам давления, передавая нагрузки на опоры. Пересечение системы 3-х сегментов сфер дает опору, которая увеличивает площадь контакта с грунтом и обеспечивает устойчивость конструкции и консолидацию грунта. Опоры будут устроены путем выштамповки в грунте скважин пирамидальной формы с последующим заполнением их бетонной смесью. Таким образом, предлагаемая конструкция фундамента имеет некоторые преимущества, а именно: 1. Улучшение деформационных характеристик грунта, за счет уплотнения грунта в горизонтальном направлении; 2. Увеличение прочности и устойчивости фундамента за счет сжатия сегментов сфер и перераспределения части нагрузки на пирамидальные опоры; Рис. 1 Вид снизу 3. Снижение неравномерных осадок и, как следствие, расходов на их устранение. При построении трехмерной модели фундамента, получаем, что при диаметре 63 м и высоте 0,35 м объём фундамента - 1050 м³. Площадь контакта фундамента с грунтом при этом составит 4035 м². Масса бетонной Рис. 2 Трехмерная модель конструкции составляет 2070 т. фундамента Из анализа аварий резервуаров известно, что 300 ОЦЕНКА МЕХАНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК НИЗКОЛЕГИРОВАННЫХ СТАЛЕЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ, МАШИН И ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ПОНИЖЕННЫХ ТЕМПЕРАТУРАХ Пелих Э.А. (научный руководитель - профессор Зорин Е.Е.) Московский государственный машиностроительный университет Последствиями пренебрежения мерами по предотвращению аварий могут стать как финансовые потери, так и ущерб здоровью или угроза жизни людей. Большинство аварий происходит из-за отказов. В то же время, наивысшая критичность отказа для машин и оборудования в условиях низких температур эксплуатации приходится на отказы по причине разрушения металлических частей конструкций. Фактически все непредвиденные разрушения металлических конструкций являются хрупкими. Такое разрушение происходит вследствие чрезвычайно быстрого развития трещины с малыми энергозатратами, что обеспечивает непредсказуемость такого процесса и нередко катастрофические последствия. Одним из важнейших аспектов изучения такого вида разрушений является приобретение некоторыми металлами при понижении температуры склонности к хрупкому разрушению, называемое явлением хладноломкости. Этому явлению в том числе подвержены конструкционные низколегированные стали. Существующие на текущий момент теории хладноломкости не могут дать гарантированных сведений о поведении металла в условиях эксплуатации. Недостаточная изученность этого явления объясняется сложностями изучения поведения материала при пониженных температурах. Некоторые особенности явления, такие как наличие вязкохрупкого перехода на кривой зависимости энергии разрушения металла от температуры и вероятностный характер наступления хрупкого разрушения на этом участке кривой, затрудняют правильную интерпретацию результатов испытаний. Однако с развитием техники увеличиваются и возможности проведения экспериментов и получения достоверных результатов. Многие ученые, занимающиеся изучением этого явления, указывают на необходимость восполнения недостаточности экспериментальных сведений для построения качественной теории. В рамках данной работы были проведены испытания на ударный изгиб при различных температурах стандартных образцов с надрезом типа Шарпи из низколегированных сталей, вырезанных из конструкций, бывших в эксплуатации. В процессе испытаний были выявлены отклонения от классически принятого представления о динамических характеристиках металла при пониженных температурах. 301 АВТОНОМНОЕ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА (AUTONOMOUS POWER SUPPLY OF GUBKIN RUSSIAN STATE UNIVERSITI OF OIL AND GAS) Попова Т.В. (научный руководитель - профессор Купцов С.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Постоянный рост потребления электроэнергии и тарифов на энергоносители, критический физический износ установленного оборудования централизованного тепло- и электроснабжения, ужесточение требований по экологии предполагают новые технические решения энергоснабжения. Так, в настоящее время около 170 млн. руб. бюджета университета в год расходуется на оплату коммунальных услуг. Альтернативу централизованному энергоснабжению составляют когенераторы (газопоршневые установки – ГПУ или минитеплоэлектростанции – мини-ТЭЦ), способные автономно одновременно вырабатывать электрическую и тепловую энергию. Когенераторы являются экономически привлекательными для промышленного потребителя за счет более низкой себестоимости электрической и тепловой энергии. Эффективность использования природного газа увеличивается практически в два раза. Затраты на проектирование, закупку, ввод в эксплуатацию и амортизацию когенераторов окупаются уже на 2-3 году эксплуатации (однако эффективны до определенной единичной мощности, составляющей 7-10 МВт). Предметом исследования данной работы является попытка перевода всех зданий университета на Ленинском проспекте на автономное энергоснабжение. Предлагаемые расчеты являются оценочными, так как для точного расчета необходимы конкретные характеристики проекта зданий. В расчете не учитываются возможные теплопотери от трубопроводов и КПД котельных установок. В ходе исследования с учетом пиковых периодов потребления энергии установлены следующие потребности университета в энергоресурсах: 9 МВт – отопление, 4,5 МВт – электроэнергия + 1 МВт – предполагаемое потребление холодильных установок, годовое потребление воды – до 70353 м3. В качестве исходных данных для расчета и обработки используются конкретные данные потребления университетом электроэнергии, тепла, воды за последние годы. На основе выявленных особенностей сезонного потребления энергоресурсов предложен один из вариантов автономного энергоснабжения, обоснована его экономическая эффективность. В качестве источника тепло- и электроэнергии предложены когенераторы, в качестве источника воды – собственные скважины на воду. 302 СОСТОЯНИЕ И НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ОАО «ГАЗПРОМ» (TRENDS AND STATUS OF METHODS AND MEANS OF TECHNICAL DIAGNOSIS FOR THE LINEAR PART OF THE OAO "GAZPROM" GAS-MAIN PIPELINES) Ремизов А.Е. (научный руководитель - ведущий научный сотрудник, к.т.н., доцент Петухов И.Г.) ООО «Газпром ВНИИГАЗ» В настоящее время для проведения технического диагностирования линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» при эксплуатации и ремонте используется широкий спектр методов и средств неразрушающего контроля (НК), в том числе автоматизированных устройств для внутритрубных и наземных обследований газопроводов. Применение различных видов диагностического оборудования регламентировано техническими требованиями ОАО «Газпром». Основными используемыми методами НК являются ультразвуковые, рентгенографический, визуальный и измерительный, магнитные и вихретоковый методы. Методы НК классифицируются по характеру взаимодействия физических полей или веществ с контролируемым объектом, по первичным информативным параметрам, способам получения первичной информации. При этом каждый метод в отдельности не обеспечивает возможность получения всей полноты информации о техническом состоянии объекта контроля. Наиболее эффективным способом решения задачи разработки методологических подходов к комплексному использованию методов НК является проведение функциональных испытаний средств и технологий технического диагностирования, базирующихся на единых методических требованиях к проведению испытаний автоматизированных средств неразрушающего контроля и аттестации технологий их применения, для оценки соответствия технических параметров автоматизированных средств НК и технологий их применения требованиям ОАО «Газпром» В докладе приведены: - современное состояние, преимущества и недостатки средств НК при проведении технического диагностирования линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром»; - комплексное использование и перспективы развития средств автоматизированного НК линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром»; - повышение информативности представляемых данных при проведении работ по комплексному диагностированию; - система испытаний средств и аттестация технологий технического диагностирования. 303 ПОЛЕЗНАЯ МОДЕЛЬ КОНСТРУКЦИИ, УСТАНАВЛИВАЕМОЙ НА АППАРАТЕ ВОЗДУШНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА, ДЛЯ СНИЖЕНИЯ ЗАТРАТ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ ПРИ ОХЛАЖДЕНИИ ПРИРОДНОГО ГАЗА Саввин Д. С. (научный руководитель - профессор Антипов Б. Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе предлагается модель для снижения затрат на электроэнергию в аппаратах воздушного охлаждения газа (АВО) на компрессорных станциях. Экономия достигается благодаря конструкции, которая устанавливается сверху корпуса аппарата воздушного охлаждения. Принцип работы стандартного АВО заключается в следующем, поток атмосферного воздуха, создаваемый вентилятором, (который вращается благодаря электродвигателю), проходит через теплообменную секцию АВО, охлаждает природный газ и с достаточно высокой скоростью и энергией улетает в атмосферу. Заявляемая полезная модель, позволяет вернуть часть электроэнергии, затраченной в электродвигателе на создание воздушного потока для охлаждения природного газа. Данная конструкция состоит из конффузора, который собирает весь поток воздуха, прошедшего через теплообменную секцию АВО, и направляет его в канал, в котором установлена крыльчатка, соединённая с генератором электрического тока. Вырабатываемая электроэнергия возвращается в общую сеть или используется на иные нужды. Общий вид АВО с устанавливаемой сверху конструкцией. 1-теплообменные трубки, 2-фланец крепления устанавливаемой конструкции, 3корпус АВО, 4-вентилятор, 5-электродвигатель, 6-диффузор, 7-канал, 8-крыльчатка, 9элктрогенератор 304 КРИТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПОДВОДНЫХ НЕФТЕХРАНИЛИЩ С ЦЕЛЬЮ СОЗДАНИЯ НАДЕЖНОЙ И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОЙ КОНСТРУКЦИИ (UNDERWATER OIL STORAGES CRITICAL ANALYSIS IN ORDER TO DEVELOP RELIABLE AND ENVIRONMENTALLY SAFE STRUCTURE) Сонин М.С. (научный руководитель - профессор Шутов В.Е.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Для решения поставленной задачи были рассмотрены 97 стационарных подводных резервуара, разработанных и запатентованных в России, СССР, США, Великобритании, Норвегии, Франции, Германии, Японии и Сингапуре. Проделанное исследование и систематизация большого количества конструкций, дали возможность создать систему классификации по критериям, совокупность которых составляет надежность и экологическую безопасность этих ответственных инженерных сооружений. Анализ конструкций подводных нефтехранилища производился по материалу элементов конструкции; по способу закрепления в проектном положении; по геометрической форме оболочек корпуса и по экологической безопасности при эксплуатации. В результате проведенных исследований оказалось, что многие действующие резервуарные конструкции не удовлетворяют требованиям экологической безопасности и конструктивной надежности. В данном докладе представлена новая конструкция подводного нефтехранилища, основные элементы которой обладают нормативной прочностью и устойчивостью первоначальной формы равновесия. Все это в совокупности обеспечивает высокий уровень конструктивной надежности и экологической безопасностью при самом неблагоприятном сочетании внешних нагрузок. На эту конструкцию подводного нефтехранилища был получен патент, как на полезную модель «Подводное нефтехранилище» №133818 от 27.10.2013г. Таким образом, согласно статьи 1351 Гражданского кодекса РФ, разработанное конструктивное решение нефтехранилиша является новым и промышленно - применимым, для хранения нефтепродуктов на морских шельфах. 305 ИЗУЧЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ЭЛЕКТРОИЗОЛИРУЮЩИХ СОЕДИНЕНИЙ ТРУБОПРОВОДА (RESEACH PERFOMANCE ELECTRICALLY INSULATING JOINTS OF PIPELINES) Страхов А.А. (научный руководитель - профессор Мустафин Ф.М.) Уфимский государственный нефтяной технический университет Изолирующее соединение для трубопровода — специально применяемый фланцевый или неразъемный изолятор для разделения участков газопровода между выходящим из земли участками и входящими в здание, которые находятся под напряжением катодной защиты, либо на подземных участках для отсечения знакопеременных зон. Изолирующие соединения (ИС) — это герметичные по отношению к внешней среде трубные устройства, патрубки которого соединяются через изолятор. По определению, неразъемные электроизолирующие соединения являются необслуживаемыми и неразборными изделиями и должны гарантировать свои механические и диэлектрические свойства в течение всего его жизненного цикла. В настоящее время отсутствует единая система требований к качеству и надежности электроизолирующих соединений. В связи с этим уплотнительная система неразъемных электроизолирующих соединений требует специального изучения и совершенствования. В настоящее время в мировой практике используется четыре основных типа системы уплотнений, используемые производителями неразъемных электроизолирующих соединений: -Уплотнительная система с использованием резиновых колец круглого сечения -Уплотнительная система с использованием манжет прямоугольного сечения -Уплотнительная система для неразъемных электроизолирующих соединений из композиционных материалов -U – образная уплотнительная система Вышеуказанные системы уплотнений имеют существенные различия и эксплуатационные ограничения, которые необходимо учитывать при проектировании мест установки на трубопроводах и эксплуатации. В данной работе предлагается провести анализ отказов работоспособности электроизолирующих соединений и найти пути решения данной проблемы. 306 СВАРКА ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ОТРИЦАТЕЛЬНЫХ ТЕМПЕРАТУР ПРИ ПРОВЕДЕНИИ АВАРИЙНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ (WELDING OF POLYETHYLENE PIPELINES IN FREEZING CONDITIONS DURING EMERGENCY RECOVERY WORK) Сударев Д.А. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Сас А. В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время происходит бурное внедрение полиэтиленовых труб для строительства городских газораспределительных сетей. В соответствии с нормативно-технической документацией сварку полиэтиленовых труб рекомендуют производить при температуре окружающего воздуха не ниже -15 градусов. Однако, возникают такие обстоятельства, когда существует потребность в срочном проведении аварийно-восстановительных работ городских газораспределительных сетей. Приведены возможности сварки полиэтиленовых труб при отрицательных температурах с использованием внешнего воздействия на тепловой процесс и обеспечения требуемых свойств сварного соединения. 307 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА ДЛЯ ГАЗОПЛАМЕННОЙ ОБРАБОТКИ МАТЕРИАЛОВ (THE USE OF ASSOCIATED PETROLEUM GAS FOR GAS-FLAME PROCESSING OF MATERIALS) Сысоева Д.П. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Сорокин В.Н.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Вопрос использования попутного нефтяного газа на данный момент весьма актуален, несмотря на то, что имеет уже достаточно долгую историю, он всё ещё остаётся открытым. ПНГ является побочным продуктом нефтедобычи, и вследствие отсутствия сектора промышленности, в котором его можно было бы успешно использовать, большая часть газа сжигается на факелах. На Российских нефтяных промыслах это порядка 20 млрд. кубометров газа, что сравнимо с уничтожением 16 миллионов тонн нефти (или 3,5% от ежегодной добычи). В попутном газе содержится большая доля этанов, пропанов и бутанов, широкое применение которых стоит рассматривать не только из-за избыточного, в сущности, никак нереализуемого топлива, но и за счет низкой стоимости и меньшей взрывоопасности по сравнению с ацетиленом. Внедрение ПНГ для газопламенной обработки позволит решить остро стоящие вопросы, такие как: экономия и рациональное использование ресурсов, экологичность утилизации, более безопасные условия труда рабочих и др. За всем этим на данный момент перед инженерами нефтегазового комплекса стоят проблемы неподготовленности инфраструктуры для сбора, транспортировки и переработки, а также отсутствия специальных инструментов (горелок и резаков), предназначенных для работы с попутным нефтяным газом. 308 МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В ОБВЯЗКЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ НА ИХ ВИБРАЦИОННОЕ СОСТОЯНИЕ Токарев А.П., Новоселова Л.П. (научный руководитель - к.т.н., доцент Новоселова Л.П.) Уфимский государственный нефтяной технический университет Основными причинами преждевременного выхода из строя агрегатов являются повышенные внутренние динамические (вибрационные) перегрузки, воздействующие на роторную систему, и внешние статические перенапряжения, передающиеся на агрегаты через фундамент, трубопроводы и коммуникации, неизбежно возникающие вследствие ряда эксплуатационных факторов. При этом влияние вибрации гидравлической системы на техническое состояние и эффективность работы насосного агрегата изучено недостаточно. Вибрации гидравлической системы через жидкость и трубопроводы передаются насосу. В качестве причин возникновения подобного явления можно выделить следующие: наличие нескольких источников местных сопротивлений на малых расстояниях стандартной обвязки насосного агрегата; кавитация; пуск в работу и остановка насосного агрегата. Особенно актуальным данный вопрос представляется для наиболее мощных насосных агрегатов магистрального транспорта нефти, как, например, насосный агрегат НМ 10000-380. Гидродинамические процессы, происходящие в обвязке насоса НМ 10000-380, и возникающие вибрации моделируются в программном комплексе ANSYS. Исследуется как стандартная обвязка насоса, так и ее варианты, предусматривающие уменьшение местных сопротивлений. Кроме того, создается подобная данному насосному агрегату модель. Критериями гидродинамического подобия подбираемой модели является постоянство таких параметров, как угол атаки α и число Рейнольдса Re: α = const, Re n D2 const , (1) где n – частота вращения вала, об/с; D2 – диаметр рабочего колеса, м; ν – кинематическая вязкость перекачиваемой жидкости, м2/с. Снижение вибрационных перегрузок, возникающих в обвязке насосного агрегата, путем изменения ее конфигурации представляется перспективным методом решения данной проблемы и, соответственно, является способом повышения эффективности и надежности эксплуатации магистральных насосных агрегатов. 309 ОЦЕНКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ПРИРОДНОГО ГАЗА Фатхутдинов Р.Р. (научный руководитель - д.т.н., профессор Калинин А.Ф.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В качестве показателей энергоэффективности эксплуатации технологических участков магистральных газопроводов (МГ) в настоящее время используются удельная энергоемкость и удельная энергоэффективность транспорта газа. Удельная энергоемкость определяется как отношение затрат энергетических ресурсов к объему полученной полезной продукции. При этом полезной продукцией является товарно-транспортная работа (ТТР) n Q i 1 кi Li , а в качестве затрат энергетических ресурсов используется работа энергопривода газотурбинных газоперекачивающих агрегатов (ГГПА) на компрессорных станциях (КС) рассматриваемого технологического участка МГ m N j 1 ej T j за учетный временной период T ( m – число работающих ГГПА, а T j – время работы каждого агрегата за учетный временной период). Следует отметить, что при определении этих критериев не учитываются энергетические затраты в электроприводных газоперекачивающих агрегатах (ЭГПА), которыми оснащены большое число КС МГ, и в системах охлаждения технологического газа на КС МГ, что может повлиять на результаты оценки энергоэффективности эксплуатации технологических участков МГ. И особенно важно отметить зависимость значений рассматриваемых критериев от колебаний подачи транспортируемого газа, так как затраты мощности на компримирование природного газа от подачи газа имеет нелинейной характер, что существенным образом влияет на объективность оценки эффективности эксплуатации МГ. В результате проведенного исследования был предложен стоимостной критерий оценки энергоэффективности эксплуатации КС и технологических участков МГ, учитывающий энергетические затраты в ЭГПА и в системах охлаждения технологического газа на КС МГ, дисбаланс цен на используемые энергоносители, в котором также исключено влияние на значение показателя энергоэффективности колебаний подачи транспортируемого газа. 310 РАЗРАБОТКА КРИТЕРИЕВ ВЫБОРА ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ СРЕДСТВ НЕПРЕРЫВОГО МОИТОРИНГА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЛИНЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ (DEVELOPMENT OF CRITERIA FOR THE SELECTION OF DESIGN SOLUTIONS MEANS OF CONTINUOUS MONITIRING OF THE TECHNICAL STATE OF THE LINEAR PART OF THE MAIN OIL PIPELINES) Федоренко А.А. (научный руководитель - профессор Зорин Е.Е.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Обеспечение целостности и эксплуатационной надежности магистральных нефтепроводов (МН) является одной из наиболее важных задач топливноэнергетического комплекса России. Техническое состояние МН на этапах проектирования и эксплуатации можно оценить рядом критериев: рабочим давлением (Р(t), МПа); температурой (T(t), °C); числом циклов нагружения (N(t)); частотой нагружения (f(t), циклов/год); механическими характеристиками материалов (σt, σв, [σ],МПа); деформацией (ε(t), %); размерами дефектов (l, мм); скоростью роста трещин (dl/dt, мм/с); вероятностью опасных внешних воздействий (Ф(t)) и др. Сочетание этих параметров в каждый момент времени определяют техническое состояние системы в целом. Для обеспечения целостности трубопроводных систем необходимым является проводить оценку напряженно-деформированного состояния (НДС) их элементов. Наиболее трудоемким является оценка НДС протяженных объектов линейной части (ЛЧ) МН, эксплуатирующихся в сложных климатических и инженерно-геологических условиях. Целью представляемой работы являлась разработка критериев выбора средств непрерывного мониторинга НДС ЛЧ МН, разработка алгоритма оценки НДС по показаниям средств непрерывного мониторинга и определение несущей способности рассматриваемого участка трубопровода. На основании частного решения дифференциального уравнения прогиба стержня на упругом основании: d 4 y ( x) E Jz k y ( x) q( x) dx 4 (1) была найдена зависимость изменения длины базы датчика измерения деформации l2 от трех независимых величин: x0 (линейной координаты его закрепления), q (величины распределенной внешней нагрузки) и длины участка (l). Используя полученное решение и зная l и l2, решая обратную задачу, можно оценить величину внешнего воздействия и реакцию на него металла МН на рассматриваемом участке. 311 КОМБИНИРОВАННАЯ СИСТЕМА ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ МОРСКИХ НЕФТЕНАЛИВНЫХ ТЕРМИНАЛОВ ОТ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО УДАРА (A COMBINED SYSTEM OF OIL-TANKER TERMINALS PROTECTION FROM THE HYDRAULIC SHOCK) Федосеев М.Н. (научные руководители – д.т.н. Лурье М.В., к.т.н. Н.С. Арбузов) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Рассматривается система защиты трубопроводов морских нефтеналивных терминалов от гидравлического удара, состоящая из двух газовых колпаков, один из которых (меньшего объема) устанавливается на причале, где существует дефицит свободного пространства, а другой (большего объема) – на берегу. Каждый из газовых колпаков выполняет функцию демпфера, позволяющего растянуть во времени процесс повышения давления в трубопроводе при экстренном закрытии концевой (стендерной или судовой) задвижки. Исследование эффективности предложенной системы основано на математическом моделировании переходных процессов, возникающих в защищаемом трубопроводе: p 2 t 0 c x 0, 2 p 1 0 g sin 0 0 t x d 2 относительно двух неизвестных функций: давления px, t и скорости x, t как функций координаты x и времени t. Система дополняется внутренними условиями сопряжения: p xk , t p xk , t pk t ; и q S , где расход нефти, поступающей в колпак, представляется выражением q V0 d p0 pt dt , причем pt V t p0V0 , где pt ,V t текущие значения давления и объема газового колпака; p0 ,V0 их начальные значения. Показано, что система защиты на базе газовых колпаков позволяет эффективно уменьшить уровень максимального давления в трубопроводе и защитить его от недопустимых перегрузок. Приводятся результаты расчетов, доказывающие преимущества предложенной системы. 312 ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ, СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ ДАВЛЕНИЕМ ДО 2,5 МПА (ENSURING THE SAFETY OF THE HIGH-PRESSURE GAS DISTRIBUTION SYSTEM FOR THE DESIGN, CONSTRUCTION AND OPERATION OF PIPELINE PRESSURE OVER 25 ATM) Хоменко А.К. (научный руководитель - доцент, к.т.н. С.В. Дейнеко) ОАО «Газпром промгаз» В настоящее время нормативная база РФ и ОАО «Газпром» не позволяет классифицировать трубопроводы давлением до 2,5 МПа как газораспределительную сеть. Согласно требованиям п. 2.1 СНиП 2.05.06-85* по рабочему давлению данную систему можно отнести ко 2 классу. Но согласно п. 1.5 того же СНиП прокладка магистральных газопроводов по территории населенных пунктов не допускается. Все оборудование теплоэлектростанций (ТЭС) и электрогенерирующих устройств работает при рабочем давлением свыше 1,2 МПа, для соблюдения требований нормативной базы следует выносить ТЭС за пределы городских поселений или размещать дожимные компрессорные станции на территории ТЭС, что крайне опасно. В соответствии с п. 10 «Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления» допускается классифицировать трубопроводы подводящие газ исключительно к производственным площадкам, как газораспределительные, однако стандартов на проектирование и эксплуатации подобных сетей до сегодняшнего момента не существует. В работе представлены особенности проектирования, эксплуатации и строительства газораспределительных газопроводов давлением свыше 1,2 МПа для приведения к стандартным нормам надежности. Специально приведены расчеты на прочность с повышенными требованиями к продольным осевым и фибровым напряжениям, проведена дополнительная проверка на недопустимые деформации и общей устойчивости газопровода, обоснованы дополнительные требования к толщине стенки и контролю сварных соединений. Обосновано применение методов неразрушающего контроля и наличие дополнительных узлов приема-запуска очистных устройств. Разрушение при аварийной ситуации должны быть сопоставимы с разрушениями при эксплуатации трубопроводов высокого давления в пределах охранных зон, что легло за основу определения минимально-допустимых расстояний. Определение границ повышенного давления в газораспределительных сетях необходимо производить на основе безусловного исполнения требований промышленной безопасности. 313 АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТИ КОРРОЗИОННОГО РАСТРЕСКИВАНИЯ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ ОТ ФАКТОРОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПЕРЕДЕЛА ТРУБ (DEPENDENCE OF STRESS CORROSION CRACKING ON TECHNOLOGICAL CONVERSION PIPELINES) Чаплин И.Е. (научный руководитель - доцент Чухарева Н.В.) Национальный исследовательский Томский политехнический университет Опасность развития дефектов коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) металла труб в процессе эксплуатации заключается в том, что в настоящее время не выработаны методы надежного прогнозирования данного процесса, а последствия аварий по причине КРН представляют существенный риск для работающего персонала и сопряжены со значительными материальными издержками. В настоящее время представления о явлении КРН металла труб на магистральных нефтепроводах подтверждают предположение совместного влияния трех групп факторов, к числу которых относятся: наличие околотрубной среды, обладающей специфическими коррозионными свойствами; склонность металла труб к коррозионному растрескиванию в условиях длительного взаимодействия с околотрубной средой; напряженно-деформированное состояние трубы, обусловленное особенностями технологического передела в цепочке производства труб (зоны концентраций напряжений в местах отклонения геометрии от теоретической окружности, остаточные напряжения и деформации, особые свойства поверхностных слоев металла). В результате проделанной работы, можно сделать вывод о том, что зонами предрасположенности металла труб к растрескиванию являются локальные участки трубы, отличающиеся повышенным относительно соседних участков уровнем напряжений. Такими участками являются участки трубы с отклонениями формы поперечного сечения от теоретической окружности. Размеры и конфигурация образующихся колоний стресс-коррозионных трещин зависит от геометрических параметров, имеющихся в трубах «плоских вмятин», а скорость роста трещин определяется кинетикой процесса замедленной пластической деформации металла в зоне «плоской вмятины», активированной специфическими коррозионными реакциями на границе раздела фаз «металл-среда». 314 ПОВЫШЕНИЕ СТОЙКОСТИ К СТРЕСС-КОРРОЗИИ ВЫСОКОПРОЧНЫХ СТАЛЕЙ ДЕФОРМАЦИОННОТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКОЙ (STRESS-CORROSION RESISTANCE INCREASE OF HIGHSTRENGTH STEEL BY DEFORMATION-THERMAL TREATMENT) Чаплин И.Е. (научный руководитель - доцент Чухарева Н.В.) Национальный исследовательский Томский политехнический университет В последние годы высказывается мнение о том, что трубы из листов, контролируемой прокатки, оказываются более подвержены коррозионному растрескиванию под напряжением (КРН) в сравнении с трубами после нормализации и термического улучшения. В работе проанализировано влияние отдельных механических и электрохимических свойств высокопрочных трубных сталей на их стойкость к растрескиванию. В качестве исследуемых характеристик использовались: показатель Kψ, определяемый отношением относительного сужения образца при испытаниях в коррозионно-агрессивной среде к таковой на воздухе, в условиях растяжения с постоянной малой скоростью деформации; плотность тока анодного растворения при значениях потенциалов, соответствующих Фладе-потенциалу на анодных поляризационных кривых. Основными причинами повышения показателя Kψ в стали после термического улучшения в сравнении с таковым в металле контролируемой прокатки можно считать следующие: получение достаточно однородной структуры стали со слабовыраженными признаками ее ориентированности, что обеспечивает весьма высокую степень изотропности ее механических свойств; снижение уровня остаточных макронапряжений в сравнении с их уровнем в стали контролируемой прокатке; повышение пластичности стали. Таким образом, полученные результаты использования различных видов термической обработки свидетельствуют о принципиальной возможности управления физико-механическими и электрохимическими свойствами стали. 315 КОНТРОЛЬ УПЛОТНЕНИЯ НАСЫПИ ПЛОЩАДКИ ИЗ КРУПНООБЛОМОЧНОГО КАМЕННОГО МАТЕРИАЛА (CONTROL COMPACTING OF THE MOUND SITE OF MACROGRAINED ROCK STONE MATERIAL) Чухонцева Е.С., Семейченков Д.С., Данов В.Ю. (научные руководители - старший преподаватель Босюк О.С., ассистент Пивнов В.П.,) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина При выполнении работ по сооружению объектов нефтегазового комплекса огромное значение уделяется устройству площадки под строительство. Возведенные насыпи должны сохранять свою прочность и устойчивость в течение всего периода эксплуатации объекта. Для обеспечения проектной несущей способности, в сильно обводненной местности, возведение насыпи осуществляется из крупнообломочного каменного материала, с послойным контролем уплотнения. Методы контроля уплотнения грунта, регламентированные нормативно-технической документацией, не распространяются на те случаи, когда насыпь возводится из крупнообломочного каменного материала. В работе представлен анализ экспериментальных данных зависимости степени уплотнения от толщины отсыпаемого слоя и количества проходов виброкатка. В зависимости от коэффициента уплотнения грунта, были выбраны оптимальные параметры производства уплотнения насыпи из крупнообломочного каменного материала. Основываясь на экспериментальных данных, а также ввиду отсутствия необходимой нормативно-технической документации, был разработан комплекс мероприятий по проведению контроля послойного уплотнения насыпи из крупнообломочного каменного материала. Комплекс работ включает в себя выбор точек проверки уплотнения, в зависимости от площади возводимой насыпи, контроль уплотнения площадки насыпи с помощью геодезических приборов. Были выбраны средства, материалы и программные комплексы для осуществления контроля. При осуществлении контроля необходимо использовать нивелир, рейку, металлическую пластину. При этом металлическая пластина должна быть толщиной не менее 10 мм и иметь штырь. Далее полученные данные обрабатываются программными комплексами. Насыпь считается уплотненной до требуемой величины коэффициента уплотнения, если осадка ее поверхности не превышает 5 мм при проходе гладковальцового катка. Разработанный комплекс мероприятий может быть использован для контроля уплотнения площадки насыпи, возводимой из крупнообломочного каменного материала. 316 АНАЛИЗ РАБОТЫ УСТРОЙСТВА ДЛЯ РАЗМЫВА ДОННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ (ANALYSIS OF THE DEVICE FOR EROSION OF SEDIMENTS) Шистерова Е.В. (научный руководитель - Ахметгараев А.Ю.) ОАО «РИТЭК» Снижение затрат на зачистку от АСПО в РВС и уменьшение отложений, важнейшая задача нефтегазодобывающего предприятия, так как зачистка требуется постоянно и при этом вкладываются большие суммы денежных средств. Снижение затрат возможно при установке устройства для размыва донных отложений «Тайфун». По сравнению с аналогами «Тайфун» имеет малые габариты и массу, а также автоматический привод поворота, не требующий дополнительных настроек. Испытания показали, что в резервуаре РВС№3 НПС «Северокамская» с нефтью, после зачистки резервуара и установки на него устройства для размыва донных отложений «Тайфун-20» при работе устройства по 12 часов в сутки, осадки не накапливаются. По данным накопления осадка в резервуаре после зачистки, за 5 месяцев накапливается более 300 мм твердых донных отложений. За год в резервуаре накапливается около 2 метров общего осадка. При расчете затрат на установку, обслуживание и работу устройства, можно сделать вывод: общие затраты за первый год составляют 873 321руб (194 472руб.- эл. эн., 40 000 руб. тех. обслуживание и стоимость устройства 638 849руб.). За следующие года по 234 472руб. При обычной зачистке общая стоимость затрат за 1 год равна 586 396,39 руб. Исходя из расчетов, можно сделать вывод, при установке устройства за 5 лет его работы будет затрачено 1 811 209 руб. и при этом осадок не накапливается. А при обычном способе зачистки резервуара 2 931 981,96руб., при этом после зачистки осадок снова начинает накапливаться. В результате использования устройства полезный объем резервуара увеличивается на 2-4%. 317 318 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) СБОРНИК ТЕЗИСОВ 68-ОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ МОЛОДЕЖНОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ НЕФТЬ И ГАЗ - 2014 14-16 АПРЕЛЯ 2014 Г. Секция 4 Инженерная и прикладная механика в нефтегазовом комплексе МОСКВА 2014 319 ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ГЕРМЕТИЧНОГО НАСОСА С МАГНИТНОЙ МУФТОЙ ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ СПГ (INCREASED RELIABILITY SEALED PUMP WITH MAGNETIC COUPLING FOR TRANSFER LNG) Айсин Р.Р. (научный руководитель - профессор Ходырев А.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Производство сжиженного природного газа является одним из быстрорастущих секторов мирового рынка энергоресурсов. Запасы природного газа огромны, и он является более экологически чистым топливом по сравнению с нефтепродуктами. Кроме того, выбор его как топлива помогает решать две проблемы окружающей среды: загрязнение атмосферы и парниковый эффект. Из всего добываемого в мире природного газа более 26 % сжижается и транспортируется в жидком виде в специальных танкерах из стран добычи в страны потребителей газа. Для его перекачки, как правило, используются герметичные насосы. В докладе анализируются причины отказов герметичных насосов на примере завода по производству нефти, газа и газового конденсата Самбургского НГКМ ОАО «Арктическая газовая компания». На данном заводе эксплуатируются центробежные секционные насосы с магнитной муфтой, при эксплуатации которых возникают определенные проблемы, а именно: 1. При пуске не полностью заполненного насоса происходит разрушение гидропяты и графитовых частей подшипника скольжения. 2. При засорении магнитно-сетчатого фильтра приходится останавливать насос для очистки. В связи с этим предложены следующие технические решения, направленные на устранение причин отказов: 1. Обвязать каждую секцию насоса выпусками для удаления газовых шапок при заполнении насоса 2. Установить второй фильтр, параллельно первому, для устранения необходимости остановки насоса для очистки фильтра. Внедрение предложенных решений в производство позволит значительно снизить количество отказов насосов, а также уменьшить затраты предприятия на запасные части. 320 ПРИМЕНЕНИЕ ДИСКОВОГО НАСОСА В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ (THE USE OF A DISC PUMP IN OIL INDUSTRY) Асеев В. И. (научный руководитель - доцент Сазонов Ю. А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина В настоящее время большая часть остаточных запасов крупных месторождений относится к категории трудноизвлекаемых т.е. нефти с высокой вязкостью, с высокой концентрацией механических примесей, с высоким газосодержанием, отдельная разработка которых зачастую экономически невыгодна. Для более полного извлечения запасов нефти требуется вовлечение в разработку новых технологий, что и стало причиной повышенного интереса к применению дисковых ступеней в конструкциях насосов. На настоящее время активно создают и совершенствуют различные схемы как самих дисковых насосов так и совместного использования дисковых ступеней с центробежными ступенями. Предположены конструкции насосов с последовательным чередованием дисковой и центробежной ступени. Однако, отсутствие специальной методики по подбору и расчету таких насосов, ограничивает применение данной схемы. В рамках проекта будет сделано сравнение характеристики дисковой ступени с центробежной при работе на жидкостях с различной вязкостью, и будет произведен анализ влияние размеров щели в дисковой ступени на ее характеристику, а также будет произведена попытка создания методики по расчету дисковых насосов. Что позволит производить оперативный пересчет режима работы насосного оборудования в условиях изменения параметров пластов во времени. Другой актуальной проблемой применения насосов является выбор материалов исполнения основных узлов. К настоящему времени наиболее подробно изучены материалы изготовления отдельных элементов ступеней эцн. Изучение и разработка материалов для дискового насоса - весьма перспективное направление работ. Параллельно с анализом современного состояния дел с таким видом насосов запланировано проведение серии физических экспериментов. Для этого по гидравлической схема для испытания центробежных насосов в лаборатории кафедры Машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУНГ собран стенд фирмы «Новомет». На данном стенде на первом этапе завершилось снятие характеристик ступеней центробежного насоса на жидкостях с различными вязкостями, далее будет сделано тоже самое уже с дисковым насосом, будет произведен сравнительный анализ. При разработке рабочих органов будет использована печать деталей на 3-D принтерах или обтачивание ступеней эцн. 321 ИССЛЕДОВАНИЕ РАБОТЫ ШСНУ С КАНАТНОЙ ШТАНГОЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ БОКОВЫХ СТВОЛОВ МАЛОГО ДИАМЕТРА (RESEARCH WORK SHSNU FROM THE CABLE RODS DURINQG PERATION SIDETRACKS SMALL DIAMETER) Алиев Ш.А. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Деговцов А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина С каждым годом в мире выполняется все больше операций по зарезке боковых стволов. По экспертным оценкам только в России ежегодно боковые стволы проводятся на 800-1200 скважинах. Эта технология позволяет повысить эффективность разработки залежей и сократить капитала вложения за счетввода в эксплуатацию скважин бездействующего фонда и уменьшение объёма бурения новых скважин. Скважины с боковыми стволами имеют интенсивный темп набора кривизны (до 6 градусов на 10 м) и малые внутренние диаметры эксплуатационных колонн (89 мм, 102 мм или 114 мм). Порядка 60 % врезок боковых стволов находится в интервале 1200-1600 м, динамический уровень может находиться как в основном стволе, так и на уровне врезки бокового ствола или даже ниже – в самом боковом стволе. Во втором и третьем случае насосное оборудование необходимо спускать в сам боковой ствол. Все это ограничивает возможность применения стандартного насосного оборудования в скважинах с боковыми стволами. Для эксплуатации скважин с боковыми стволами на кафедре «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина разработана установка скважинного штангового насоса с канатной штангой. В качестве канатной штанги используется канат закрытой конструкции, установленный в месте интенсивного набора кривизны скважины. Использование каната позволяет снизить вероятность обрыва штанг и протиры штангами насосно-компрессорных труб. Для ликвидации зависания колонны штанг при ходе вниз предлагается использовать дифференциальный насос типа НН-2СП с принудительным закрытием всасывающего клапана. Насос обеспечивает движение плунжера вниз за счет веса столба жидкости, к преимуществам насоса можно отнести: небольшую длину - примерно (4 м) и устойчивую работу всасывающего клапана при углах отклонения от вертикали до 65 градусов. В докладе представлены основные направления исследований работы установки скважинного штангового насоса с канатной штангой, связанные с необходимостью изучения влияния угла искривления скважины на параметры работы установки, такие как, нагрузка на головку балансира, удлинения каната, влияние угла набора кривизны на силу трения каната об НКТ. Цель этих исследований - создание методики подбора насоса и каната к условиям конкретной скважины. 322 АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА В ПРОЦЕДУРАХ АККРЕДИТАЦИИ (AUTOMATED SYSTEM FOR PROCEDURES OF ACCREDITATION) Алимаганбетова Ж.А., Шорина А.Ю. (научный руководитель - старший преподаватель Гусева Т.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В результате глобальных изменений в российской системе аккредитации за последние годы, объем работ для национального органа по аккредитации увеличился. Можно отметить, что в течение трехлетнего периода времени с момента образования Росаккредитации (ФСА) одной из наиболее актуальных проблем, с которой сталкиваются специалисты ФСА при проведении оценки соответствия критериям аккредитации, остается направление заявителем неполного комплекта документов либо некорректных документов в рамках установленных требований. Данное обстоятельство приводит к тому, что специалистам Росаккредитации приходится приостанавливать рассмотрение заявки и ждать, когда поступит исправленный комплект, предварительно уведомив заявителя о необходимости устранить имеющиеся замечания. Кроме того, недостаточная численность сотрудников ФСА в территориальных органах зачастую не позволяет оперативно решить вопросы по получению аттестата аккредитации органами по сертификации и продукции и испытательными лабораториями (центрами). Для решения подобных проблем в настоящее время вводится в действие автоматизированная система – ФГИС Росаккредитации, позволяющая заявителям получать интересующую информацию по рассматриваемым процедурам в кратчайшие сроки без необходимости обращения в центральный офис ФСА. Кроме того, разрабатываются специальные мобильные приложения, использование которых в значительной степени упростит взаимодействие заявителей с экспертами по аккредитации, экспертными организациями и различными службами Росаккредитации. В представленной работе рассматриваются история и динамика развития данной автоматизированной системы и анализируются проблемы, связанные с внедрением ФГИС Росаккредитации в существующую структуру технического регулирования. 323 ИССЛЕДОВАНИЕ СТРУЙНОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ, ПРЕДНАЗНАЧЕННОЙ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ ПРИ ЦИКЛИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ (STUDY OF JET PUMP UNIT DESIGNED FOR USE IN CYCLIC OPERATION OF AN OIL WELL) Аммосов В.С. (научный руководитель - д.т.н., профессор Сазонов Ю.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Циклическая эксплуатация скважин – эффективный способ эксплуатации малодебитных и среднедебитных добывающих, малоприемистых и среднеприемистых нагнетательных скважин нефтяных месторождений. Главное конкурентное преимущество по сравнению с другими способами механизированной добычи – снижение себестоимости добычи нефти. Уникальным достоинством является способность противостоять всем основным осложняющим эксплуатацию скважин факторам. Это безальтернативный способ эксплуатации скважин, осложнённых одновременным воздействием нескольких осложняющих факторов. Это незаменимый способ для применения на скважинах, вводимых в эксплуатацию после бурения, капитального ремонта скважин (КРС) и геолого-технических мероприятий (ГТМ) по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП). Внедряя ее, заказчик получает автоматизированную скважину, в которой стабилизирован основной технологический параметр – забойное давление (депрессия). Она даёт возможность контролировать изменение дебита и обводнённости продукции скважины в режиме реального времени без применения специальных контрольно-измерительных приборов. 324 ОЦЕНКА РЕСУРСА И ЖИВУЧЕСТИ БАЛОК С УЧЕТОМ ЛОКАЛЬНЫХ СВОЙСТВ ЛИТОГО МЕТАЛЛА (ASSESSMENT OF RESOURCE AND SURVIVABILITY OF BEAMS BASED ON LOCAL PROPERTIES OF THE CAST METAL) Ашихина Г.В. (научный руководитель - профессор Евдокимов А.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Современный подвижной железнодорожный состав отличается высокими скоростями движения и значительными динамическими нагрузками, что требует создания новых и уточнения существующих методов расчета на прочность. В связи с этим важными и актуальными являются вопросы прогнозирования исходного и остаточного ресурсов несущих балок подвижного состава в реальных условиях эксплуатации и на стадии проектирования. Для решения данных вопросов использовалось расчетное уравнение кривой усталости: σ *a 4N mp Sk Ε 100 ln , me 1 r * /(1 r ) 100 ψ k 4N 1 r * / 1 r * которое было уточнено для балочных конструкций путем введения с - коэффициента снижения предела выносливости при наличии сварных термообработанных и нетермообработанных швов (для металла в состоянии по ТУ - соответственно 0,90 и 0,75, а для фактического состояния металла с пониженной пластичностью - 0,70 и 0,60). В результате проведенной работы был сделан вывод о том, что при понижении свойств пластичности литого металла балочной конструкции происходит снижение числа циклов ее нагружения до начала роста трещин усталости. Также было установлено, что скорость роста трещины в металле с пониженной пластичностью превышает скорость роста трещины в металле в состоянии по ТУ более чем в 20 раз. 325 ВОПРОСЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ (THE EXPLOITATION OF THREADED CONNECTIONS) Бадыкшанов Н.М., Коновалов В.И. (научный руководитель - доцент Миндиярова Н.И) Альметьевский государственный нефтяной институт Эксплуатационная долговечность замковых резьб соединений бурильных труб в основном определяется интенсивностью их износа в процессе проведения спускоподъемных операций. Как известно, интенсивность износа замковых резьб при многократном их свинчивании развинчивании при эксплуатации в условиях бурения определяется рядом факторов, главными из которых являются: напряженно-деформированное состояние замкового соединения, обусловленное величиной вращающего момента, прикладываемого в процессе его крепления-раскрепления, основные геометрические параметры резьбы и ряд других. Для оценки долговечности резьбовых замковых соединений элементов бурильной колонны и проведения своевременного ремонта необходимо иметь данные о характере и интенсивности их износа в процессе эксплуатации. Наиболее надежным и достоверным критерием, определяющим степень износа замковых соединений, является, так называемая, «посадка», которая замеряется при свободном вхождении ниппеля в муфту, обусловленным нагрузкой, создаваемой наращиваемой свечой бурильных труб. Этот критерий определения степени изношенности замкового соединения легко реализуется на практике, являясь статически устойчивым, что делает его наиболее предпочтительным. Анализ аварийности бурильного инструмента показал, что из аварий связанных с резьбовыми соединениями примерно 40% происходит из-за изношенности резьбы, 60% из-за недостаточного контроля процесса свинчивания-развинчивания. Величина износа зависит от частоты спуско-подъёмных операций, длины (массы) свечей, вида смазки, наличия абразива на поверхности трущихся пар, перекосов при свинчивании и т. д. Износ резьбы выражается изменении профиля витков и уменьшения их высоты, что приводит к потере герметичности соединений, изменению величины натяга, снижению статической и динамической прочности. Другим важным показателем надёжности работы замкового соединения является величина крутящего момента, с которым производится затяжка замка на буровой. Степень затяжки должна постоянно обеспечивать соприкосновение уступа ниппеля и торца муфты в процессе работы соединения в скважине, чтобы исключить раскрытие стыка соединения под действием сил, возникающих при работе соединения в скважине. 326 ТРАНСПОРТНОЕ СРЕДСТВО ПОВЫШЕННОЙ ПРОХОДИМОСТИ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ЗАДАЧ НА ПОЧВАХ С МАЛОЙ НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТЬЮ (АLL – TERRAIN VEHICLE TO EXECUTE TASKS ON LOW BEARING CAPACITY SOILS) Балуев А.В., Мясников А.С. (научные руководители - д.т.н., профессор Лапынин Ю.Г.; к.т.н. Макаренко А.Н.) НОУ СПО «Волгоградский колледж газа и нефти» ОАО «Газпром» В работе предлагается дискретно-шаговый способ движения для оптимизации перемещения транспортных средств. Важная особенность данного способа движения – независимость перемещения транспортного средства от силы сцепления движителей с опорной поверхностью. Данная разработка уже прошла первые лабораторные испытания. Анализ полученных экспериментальных данных дает основание для подготовки документов на подачу заявки на изобретение РФ. Действующая модель транспортного средства повышенной проходимости включает в себя движители способные при изменении несущей способности почвенно-растительного покрова, а также рельефа местности, менять свое пространственное расположение относительно рамы за счет механизмов вертикального, продольного и поперечного перемещений. Транспортируемый груз располагается на платформе, которая за счет механизма продольного перемещения обеспечивает перенос центра тяжести транспортного средства в любое положение вдоль рамы. В качестве движителей транспортного средства возможно использование колесного и (или) гусеничного вариантов, сферических колес, а также колес с возможностью переноса центра масс. Для возможности перемещения транспортного средства c большой скоростью по комбинированным участкам опорной поверхности, включая участки с малой несущей способностью (болото, песок, лед и т.д.), нами разработаны схемы изменения пространственного положения движителей с обеспечением на них заданного крутящего момента в зависимости от параметров почвы и рельефа местности, схемы перемещения груза вдоль транспортного средства на различную величину и схемы изменения степени фиксации движителей относительно опорной поверхности. Внедрение дискретно-шагового способа перемещения при производстве новых и модернизации уже существующих транспортнотяговых устройств позволит проводить строительные, монтажные, диагностические, эксплуатационные и ряд других работ на почвах с различными параметрами, включая участки с малой несущей способностью, сохраняя почвенно-растительный покров на огромных территориях страны. 327 ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ТУРБОДЕТАНДЕРНЫХ АГРЕГАТОВ (EFFICIENCY OF TURBO-EXPANDER UNITS) Баранов А.С. (научный руководитель - профессор Сазонов Ю.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В последние годы в топливно-энергетическом комплексе и в газовой промышленности сложилась ситуация, выдвинувшая проблему энергосбережения на первый план. В этой связи на сегодняшний день огромное внимание в стране уделяется технологиям энергосбережения. Одной из таких технологий является использование турбодетандерных агрегатов на газораспределительных станциях и пунктах. Данная технология позволяет восстанавливать часть энергии, затраченной на повышение давления газа при его перекачке по магистральному трубопроводу, путем его расширения в турбодетандере и затем преобразования механической энергии ротора в электрическую энергию. Так как доля природного газа в мировом топливно-энергетическом комплексе увеличивается, то определенно работа в данном направлении будет полезна и востребована потребителями. Применение данного агрегата позволяет избежать проблемы с энергообеспечением отдаленных газораспределительных станций. Установка не оказывает негативного влияния на окружающую среду, так как ротор агрегата приводится в движение потоком газа, а не сжиганием углеводородного топлива. Экономические затраты на перекачку газа в системе трубопровода значительно снижаются. Не смотря на множество преимуществ использования турбодетандерных установок, на сегодняшний день остается актуальной проблема, связанная с низким кпд данной технологии. А так же возникает ряд вопросов, касающихся подогрева газа перед попаданием в турбодетандер для предотвращения выпадения гидратных осадков и обледенения лопаток турбины. Не решенными остаются проблемы, связанные с работой агрегата на непостоянных подачах рабочего агента и с высокой частотой вращения турбины, что требует использования редуктора или высокооборотного генератора. Целью данной работы является изучение рабочего процесса турбодетандера и создание более эффективной технологии и техники. В этом исследовании были разработаны математические модели, описывающие режим работы на докритических и закритических скоростях. На основе данных моделей конструируется струйно-реактивная турбина турбудетандерного агрегата. Создаются трехмерные модели турбодетандерного агрегата и исследуется рабочий процесс с помощью пакета SolidWorks. 328 ИССЛЕДОВАНИЕ НАГРУЗОЧНОЙ СПОСОБНОСТИ КЕРАМИЧЕСКИХ ПОДШИПНИКОВ СКОЛЬЖЕНИЯ УПРОЧНЕННЫХ МЕТОДОМ МДО (INVESTIGATION OF LOAD ABILITY OF CERAMICS SLIDING BEARINGS STRENGTHENED BY MAO METHOD) Баскаков Е. Е. (научный руководитель - профессор Малышев В.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Данная работа направлена на изучение триботехнических характеристик и нагрузочной способности керамических подшипников скольжения, выполненных из алюминевого сплава с упрочнением методом микродугового оксидирования (далее МДО). Выход из строя подшипников качения, работающих в агрессивных и высокотемпературных средах, в ответственных узлах трения, приводит к остановке технического агрегата и остановки процесса производства в целом, следствием чего является длительный ремонтный период и экономические потери. Повышение ресурса узла трения является актуальной задачей и требует проведения большого количества исследований и испытаний. Целью настоящего исследования является определение возможности замены в узлах трения подшипников качения на подшипники скольжения, выполненные из алюминиевых сплавов с упрочнённым поверхностным рабочим слоем (ПС), без изменения посадочного места под подшипник. Триботехнические характеристики МДО-покрытий позволяют предположить, что упрочнённый ПС в агрессивных и высокотемпературных средах обеспечит более длительную работу, чем подшипник качения. В процессе работы над темой исследования будут решаться такие задачи как: разработка и оптимизация режимов МДО, подбор или проектирование стендов для испытания, разработка оснастки и способов финишной обработки, подбор смазочного материала и способов смазки подшипника скольжения. 329 УПРАВЛЕНИЕ КАЧЕСТВОМ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ (QUALITY MANAGEMENT OF SCREW PUMPS) Белозерцева Л.Ю., Бектаева Ж.Ж. (научный руководитель - профессор Кершенбаум В.Я.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В современном парке насосной техники все более заметную роль стали играть одновинтовые насосы (ОВН). Простата конструкции и уникальные характеристики ОВН позволяют эффективно использовать их в различных технологических процессах. Опыт эксплуатации насосов с погружными электродвигателями показал, что винтовые насосы являются одним из эффективных средств механизированной добычи высоковязкой нефти, а в определенных осложненных условиях выбор ОВН является практически единственным возможным вариантом. Поэтому актуальным становится вопрос повышения качества, а значит и надежности винтового насосного оборудования. Для создания действенной системы управления качеством необходим учет множества параметров и проведение серьезной научно-исследовательской работы. Контроль качества продукции осуществляется на предприятиях по следующим направлениям: входной контроль и испытания сырья, материалов и комплектующих изделий (контроль и испытания продукции поставщиков); контроль и испытания в процессе производства; контроль и испытания готовой продукции. Предметом исследования был выбран процесс входного контроля оборудования и выбора поставщиков комплектующих. Для определения оптимального поставщика будет применен метод LCCанализа (Life Circle Cost) или метода оценки стоимости жизненного цикла. Эта методика уже давно используется за рубежом и в настоящий момент активно внедряется на крупных производственных предприятиях. Что касается входного контроля, то методы проведения контроля и испытаний зависят от вида и количества покупных материалов и комплектующих изделий. Существует целый ряд методов и средств проведения входного контроля, что и будет основой для проведения исследований в работе. 330 ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ОСЛОЖНЕННЫХ НАЛИЧИЕМ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ (OPERATION OF WELLS COMPLICATED PRESENCE OF MECHANICAL IMPURITIES) Беззубенко Р. И. (научный руководитель - ассистент Булат А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В период эксплуатации скважин рано или поздно приходится сталкиваться с такими явлениями как появление в продукции механических примесей, отложения на поверхности оборудования солей, продуктов коррозии, парафина, различных смол и асфальтенов, гидратов. Все эти факторы осложняют процесс разработки месторождений и повышают издержки производства. Вынос вместе с нефтью механических примесей имеет место во многих нефтедобывающих регионах России и зарубежных стран. Механические примеси, являясь абразивным материалом, истирают стенки применяемого оборудования, значительно уменьшают ресурс погружных насосов, подъемных труб. Очень часто в самой скважине при наличии в добываемой продукции механических примесей тоже образовываются песчаные пробки, затрудняющие процесс добычи, а иногда приводящие к полной остановке работы. В данной работе рассмотрены основные причины появления механических примесей и способы борьбы с ними. Различают технические и технологические методы борьбы с механическими примесями. К техническим методам борьбы с механическими примесями относятся использование фильтров и сепараторов механических примесей различных конструкций. К технологическим методам борьбы с механическими примесями относятся снижение депрессии на пласт, повышение качества подготовки растворов и закрепление проппанта, и использование технология «ЛИНК». 331 ЭФФЕКТ КАЙЕ (KAYE EFFECT) Береговский А.А. (научный руководитель - доцент Александров А.Б.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Ожидается, что наука и техника 21-ого столетия в значительной степени будут связаны с разработкой новых функциональных и «умных» материалов, которые станут способными отвечать на изменения окружающих условий и реализовывать свои функции оптимальным образом. Разработка таких материалов уже сейчас является основной задачей во многих областях науки и техники. Известными примерами подобных материалов, на основе которых можно сконструировать «умную» систему, являются неньютоновские жидкости, которые изменяют свою вязкость при изменении величины приложенной скорости сдвига. Течение неньютоновских жидкостей является предметом изучения науки о деформациях и течении - реологии. В 1963 году ученый Артур Кайе проводил эксперименты со смесями органических жидкостей и обнаружил, что струя жидкости, падающая на горизонтальную поверхность той же жидкости, вела себя крайне необычно. Она то погружалась, то вырывалась на поверхность, словно отскакивала от чего-то внутри слоя жидкости. Это явление назвали эффектом Кайе. Профессор Санкт-Петербургского государственного горного института им. Г.В. Плеханова Слюсарев Н.И. в своей работе «Разработка гидродинамических методов для повышения эффективности технологии бурения горизонтально-направленных скважин» , считает, что эффект Кайе станет значительным препятствием при истечении промывочной жидкости в горизонтально-направленных скважинах. Диапазон показателей эффективности применения «горизонтальных технологий» достаточно широк. Анализ показывает, что вследствие неэффективной очистки горизонтального ствола скважин, происходят различного рода не только осложнения, но и аварии. Рассмотренные случаи аварий позволяют заключить, что вопрос влияния вращения на гидродинамические процессы и транспортирующие свойства промывочной жидкости, особенно актуален при бурении горизонтальных скважин. В качестве промывочной жидкости используются различные неньютоновские или аномальные жидкости. 332 СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ШЛЮЗОВЫЕ УСТРОЙСТВА КАК СПОСОБ СТЫКОВКИ ПОДВОДНЫХ УСТАНОВОК (CONNECTIV SLUICED ARRANGEMENTS IN HOW MEANS OF JOINT SUBMERGED STRUCTURES ) Бобов Д.Г. (научный руководитель - профессор Гусейнов Ч.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Сейчас уделяется большое внимание запасам углеводородов в Северном Ледовитом океане (СЛО). Но из-за неблагоприятных климатических условий добыча нефти или газа становится очень опасной в этих районах. В будущем возможна добыча нефти и газа при помощи подводных буровых установок (ПБУ). Перенесёмся немного вперёд и представим, что такие установки уже созданы и работают не только в СЛО но и в морях с тяжёлыми ледовыми условиями. Для смены персонала, вывоза вышедшего из строя оборудования и т.д. придётся постоянно «поднимать» ПБУ. Такие операции очень затруднены, т.к. придётся отсоединяться от направляющей колонны и «проламывать» паковый лед. Чтобы этого избежать, мы предлагаем стыковаться подводным установкам (ПУ) с ПБУ при помощи соединительного шлюзового устройства (СШУ). СШУ сильно упростят процессы взаимодействия различных ПУ с ПБУ. Мы предлагаем несколько эскизных проектов исполнения СШУ. Предполагается, что СШУ можно будет устанавливать не только на ПУ нефтегазовой промышленности, но и на подводные лодки ВМФ России. 333 КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ ПРОЕКТЫ ПОДВОДНЫХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК (CONCEPTUALE PROJECTS OF SUBMERGED DRILLING STRUCTURES) Бобов Д.Г. (научный руководитель - профессор Гусейнов Ч.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Все больше и больше месторождений открывается в северных морях, но при этом и глубины тоже все больше и больше. Большая глубина является основной причиной, по которой на таких месторождениях не удается поставить гравитационные платформы. Для строительства гравитационных платформ необходимо огромное количество железобетона, а это немалые затраты. Затраты были бы куда меньше, если бы хоть одну из составляющих железобетона получилось исключить. Мы предлагаем концептуальные проекты подводных буровых установок (ПБУ) для бурения скважин в морях со сложными ледовыми условиями. Предполагается, что в будущем для добычи нефти и газа будут использовать ПБУ, одновременно осуществляющие и функции добычи углеводородов. Применение ПБУ имеет ряд преимуществ по сравнению со стационарными платформами. Помимо этих проектов ПБУ, мы предлагаем разные варианты добычи углеводородов. Соответственно в зависимости от способа добычи будут представлены разные проекты. Вопрос безопасности играет немаловажную роль в надводных МНГС, но в ПБУ этот вопрос поднимается на новый уровень, т.к., помимо основных «угроз» жизни персонала, добавляется опасность потери устойчивости оболочки при её повреждении. Не стоит забывать, что ПБУ будет находиться под водой, в толще воды, где давление намного выше атмосферного и обычные спасательные шлюпки не помогут персоналу эвакуироваться: их раздавит давление толщи воды. В нашей работе мы также предлагаем концептуальный проект спасательной капсулы, с учётом условий окружающей среды (на глубине). 334 РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ДЛЯ ВЫЯВЛЕНИЯ ПРОФЕССИОНАЛЬНО ВАЖНЫХ КАЧЕСТВ (ПВК) РАБОТНИКОВ ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА НАДЫМ», РАБОТАЮЩИХ ВАХТОВЫМ МЕТОДОМ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА (THE DEVELOPMENT OF METHODICAL RECOMMENDATIONS TO IDENTIFY PROFESSIONALLY IMPORTANT QUALITIES OF THE PERSONNEL OF LLC «GAZPROM DOBYCHA NADYM», WORKING SHIFTS IN CONDITIONS OF THE FAR NORTH) Булавко Ю. А., Макушкина Е. С. (научные руководители - д.т.н., профессор Глебова Е.В.; доцент, к.т.н. Волохина А. Т.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В нефтегазодобывающем комплексе России активно используется вахтовый метод труда, который сопряжен с воздействием негативных климато-производственных и социальных факторов. Анализ статистических данных отказов оборудования при работе вахтовым методом (14 дней) в ООО «Газпром добыча Надым» показывает, что 75% из них происходит в последние пять дней вахты, при этом доминирующие причины отказов связаны, прежде всего, с ошибочными действиями персонала. Таким образом, для обеспечения успешной и безаварийной работы необходимо комплексное решение проблемы негативного влияния «человеческого фактора», которое можно достичь путем реализации профессионального подбора, отбора и мониторинга персонала на основе изучения профессионально важных психологических качеств кандидатов. Целью работы является выявление профессионально важных качеств (ПВК) на основе анализа особенностей профессиональной деятельности специалистов газодобывающей отрасли (по представленным материалам обследования). Для достижения указанной цели были составлены и изучены профессиограммы ряда специалистов газодобывающей отрасли (оператора по добыче нефти и газа, машиниста технологических компрессоров, мастера по добыче нефти, газа и конденсата, мастера по подготовке газа). С помощью метода экспертных оценок на основании статистического расчета были выявлены ПВК, необходимые для работников каждой изучаемой специальности, а также установлена требуемая степень их выраженности. 335 НЕПРЕРЫВНАЯ КОЛОННА НАСОСНЫХ ШТАНГ В УСТАНОВКАХ ШТАНГОВЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСАХ (CONTINUOUS ROD STRING IN THE ROD SCREW PUMP INSTALLATION) Бурдейная Е.А. (научный руководитель - доцент Деговцов А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Установки штанговых винтовых насосов (УШВН) являются одной из наиболее перспективных технологий для добычи высоковязких нефтей в России и за рубежом. Основные достоинства этих установок - относительная простота конструкции, способность откачки высоковязких эмульсий и жидкостей с повышенным содержанием газа и механических примесей, широкий диапазон рабочих дебитов и давлений, низкое энергопотребление, возможность использования без потери эффективности в наклонных и горизонтальных скважинах. Изучение различного опыта эксплуатации установок штанговых винтовых насосов в скважинах с большой степенью кривизны показало, что основная причина отказов установок связана с колонной штанг. Так на месторождении Гвандо (Колумбия) поломки штанг являлись причиной 45% всех остановок эксплуатации скважин на месторождении. Из всех видов применяемых штанг аварии обычных штанг составляли 83%. 53% всех аварий штанг происходило в высаженной части, 42% - в муфтовом соединении. 57% из них происходили в точках, где степень искривления ствола скважин от 4о/30 м до 6о/30 м, и 21% происходил в точках между 2,5о/30 м и 4о/30 м. для устранения этой проблемы было решено заменить обычные штанги на непрерывные. Применение непрерывных штанг снизило количество отказов установок связанных с обрывом штанг до 8%. Одним из видов непрерывных штанг являются канатные штанги. В качестве канатных штанг используются специальные канаты закрытой конструкции, включающие несколько рядов фигурных проволок и обладающие высокой прочностью. Опыт применения канатных штанг в скважинных установках штанговых насосов при эксплуатации скважин с большой степенью кривизны показал ряд преимуществ по сравнению с традиционной колонной штанг: - уменьшенное напряжение и усталость штанги (напряжения от изгиба усиливаются вблизи муфтовых соединений из-за более высокой жесткости муфты относительно тела штанги; постоянный диаметр канатной штанги обеспечивает равенство искривления штанги); - уменьшенная контактная нагрузка (концентрированные контактные нагрузки приводят к износу НКТ и штанги); В докладе представлен анализ зависимости величины контактной нагрузки от угла искривления ствола скважины для колонн обычных и непрерывных насосных штанг. 336 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДИК ОЦЕНКИ ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО РИСКА С УЧЕТОМ ВЛИЯНИЯ ЧЕЛОВЕЧЕСКОГО ФАКТОРА (THE ANALYSIS OF EXISTING RISK ASSESSMENT METHODOLOGIES CONSIDERING INFLUENCE OF THE HUMAN FACTOR) Вихров А.Е. (научный руководитель - ассистент Коробов А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Для создания и эффективного функционирования на предприятиях системы промышленной безопасности необходимо адекватно оценивать имеющиеся риски и располагать максимально полной информацией о ситуации на производстве. В данной работе произведен сравнительный анализ самых распространенных методик оценки профессиональных рисков. Особое внимание уделяется вопросам влияния человеческого фактора на вероятность возникновения производственной аварии. Согласно данным Ростехнадзора, более 92% всех причин несчастных случаев вызваны человеческим фактором, который является главной причиной возникновения несчастных случаев со смертельным исходом. Следует отметить, что в нефтегазовой отрасли не уделялось должного внимания этому вопросу почти до конца прошлого века: только в последнее десятилетие специалисты отечественных компаний стали исследовать влияние человеческого фактора на производственную аварийность, сотрудничать по данному вопросу с иностранными коллегами. В соответствии с вышесказанным, приоритетной задачей обеспечения безопасности производства является снижение уровня риска возникновения травм и аварий на предприятиях нефтегазовой отрасли путем управления влиянием человеческого фактора на безопасность производственных процессов. В работе приведены основные положения современных подходов и методик оценки профессиональных рисков, основанных на управлении влиянием человеческого фактора на производственную безопасность и успешно применяемых на производстве, а также выкладки из диссертаций последних лет. Показана актуальность и очевидная экономическая выгода в результате введения данных методик. В работе проведен сравнительный анализ российского и зарубежного опыта в исследовании данного вопроса применительно к нефтегазовой отрасли. Приведены примеры самых распространенных мировых аварий нефтегазовой отрасли, возникших по причине человеческого фактора. Доказано, что нефтегазовые компании России уделяют на исследование данного вопроса крайне малое внимание по сравнению с зарубежными компаниями. Сделан вывод о необходимости принятия соответствующих мер для мотивирования, в том числе, со стороны государственного законодательства, отечественных компаний уделять особое внимание роли человеческого фактора при снижении уровня аварий и травматизма на производстве. Главным выводом работы является подтверждение необходимости создания в России однозначной методики оценки профессиональных рисков, содержащей количественные и качественные подходы по оценке влияния человеческого фактора на производственную безопасность, а также развитие соответствующей научнометодической базы с заимствованием передового опыта иностранных компаний. Все это, без сомнений, позволит нашей стране сделать большой шаг на пути к инновационному развитию в топливно-энергетическом комплексе двадцать первого века, сделать систему промышленной безопасности более контролируемой и значительно снизить уровень несчастных случаев и связанных с ними компенсационных и прочих затрат. 337 ОЦЕНКА ЭНЕРГОЭФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ 3 И 4 ГАБАРИТОВ УЭЦН, ПРИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН (ЭЦН+ЭЦН), С ПРИМЕНЕНИЕМ НЕСТАНДАРТНОГО (УЛИТОЧНОГО) ПРОФИЛЯ БАЙПАСНОЙ ЛИНИИ (EFFECTIVENESS EVALUATION OF INTRODUCING 3TH AND 4TH DIMENSIONS OF ESP DURING DUAL COMPLETION OF WELLS (ESP+ESP), WITH THE USE OF NON-STANDART (ELBOW) PROFILE OF BYPASS LINE) Габдулов И.Н. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Ивановский В.Н.) РГУ нефти газа имени И.М. Губкина В последнее время отмечается повышенный интерес к технике и технологиям одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Связано, прежде всего, с тем, что около 2000 месторождений на территории России являются многопластовыми, а бурение отдельных скважин на каждый объект разработки экономически не эффективно. Последовательная разработка пластов замедляет процесс освоения запасов. Внедрение систем ОРЭ является наиболее рациональным в таких случаях, т.к. нет необходимости бурить новые скважины, когда можно использовать существующий неразработанный пласт, возможность разрабатывать два, и более пластов одной скважиной. Авторами рассмотрены несколько принципиальных схем ОРЭ фирм: NOVOMET, НПФ «ПАКЕР», «ПК «Борец», REDA, Centrilift. Рассмотрены схемы компоновок для скважин 146 диаметра. В данных компоновках применяются, как 3-ий, так и 4-ый габариты насосных установок. Оба вида насосного оборудования имеют различные характеристики, основным из критериев энергоэффективности которых является КПД, а также напор и минимальная потребляемая мощность установок. Как правило, в качестве привода 3-его габарита насосной установки применяется вентильный ПЭД, что в свою очередь позволяет увеличиться КПД установки, но при этом незначительно снижается напор. Повышенная частота вращения вала приводит к разрушению и провороту рабочих колес, а также скручиванию вала насоса. В свою очередь 4-ый габарит насосной установки работает при низких частотах вращения, который обеспечит эффективную добычу жидкости, без срыва подачи. К тому же 4-ый габарит серийно выпускается различными фирмами производителями, стоимость которых на порядок дешевле, что свою очередь обеспечит экономию. Важным элементом данного вида оборудования является рабочие органы ЭЦН, так как от конструкции ступени (числа лопастей, угла наклона лопасти, шероховатости и др.), зависят не только энергетические показатели, но и характеристики самой ступени напор, подача и КПД, а также надежность всей установки в целом. 338 РАЗРАБОТКА ПОРШНЕВЫХ НАСОСОВ С ПОГРУЖНЫМ ПРИВОДОМ (DEVELOPMENT OF PISTON PUMPS WITH SUBMERSIBLE DRIVE) Ганиев С.И (научный руководитель - доцент, к.т.н. Мерициди И.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе представлена проработка обоснования разработки поршневого насоса для добычи нефти с погружным приводом. На данный момент доля поршневых насосов в нефтяной промышленности Российской Федерации составляет 15-20% от общего фонда скважин. Данные типы насосов применяется в основном для добычи нефти с большим давлением и небольшими подачами. Рассматриваемые насосы обладают рядом достоинств, таким как: надежная эксплуатация при очень вязкой нефти, возможность эксплуатации на средах с высоким содержанием твердых веществ, высокая стабильность давления, возможна работа с высоким содержанием воды в нефти. В работе проведен анализ преимуществ и недостатков: погружных диафрагменных насосов, погружных поршневых насосов с гидравлическим приводом, погружных поршневых насосов с линейным приводом. Выявлены основные недостатками существующих конструкций насосов: чувствительность поршней к заеданию или интенсивный износ уплотнений поршней из-за механических примесей, поступающих с пластовой жидкостью, и накипи, откладывающейся на внутренней рабочей поверхности корпуса протектора; проблема герметизации и наличие клапанов, неравномерность подачи. В работе показаны пути устранения недостатков присущих существующим насосам при создании новой конструкции поршневого насоса для добычи нефти. 339 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ВЫЧИСЛЕНИЕ ЧИСЛА π С ПОМОЩЬЮ МЕТОДА БЮФФОНА (EXPERIMENTAL CALCULATION THE π NUMBER BY THE HELP OF BYUFFON’S METOD) Гардер Н. (научный руководитель - преподаватель Седов С.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Одной из важнейших констант в математике по праву считается число π, определяемое как отношение длины окружности к её диаметру. Это число широко используемое в тригонометрии, геометрии долгое время считалось связанным исключительно с задачами, в которых так или иначе фигурируют углы. Каково же было велико изумление всего математического мира, когда Леонард Эйлер обнаружил, что ряд, составленный из величин, обратных квадратам натуральных чисел, сходится к константе, содержащей число π. В дальнейшем математики привыкли, что это трансцендентное число время от времени всплывает при решении самых разнообразных задач. Сравнительно новым примером можно считать установление того факта, что при делении длины произвольной реки на расстояние от её истока до впадения в море примерно равны π. Еще одной сенсацией, связанной с данной константой был метод, открытый французским математиком Бюффоном, позволяющий вычислять число π экспериментально с любой степенью точности. Неожиданность данного результата связана с тем, что число π определяется посредством окружности, которая сама по себе является идеальным математическим объектом, не имеющей точного аналога в природе. Суть метода Бюффона заключается в бросании иглы определенной длины на плоскость разграфленную параллельными прямыми, расстояние между которыми фиксировано и сопоставимо с длиной иглы. При вычислении вероятности пересечения иглой одной из прямых необходимо найти определенный интеграл, который, будучи зависимым от угла наклона иглы и приводит нас к искомому числу π. В предлагаемой работе демонстрируется программа моделирующая процесс бросания иглы, позволяющая непосредственно вычислять число π с заданной точностью. Помимо этого работа содержит все необходимые теоретические данные и расчеты проделанные аналитически. 340 ИССЛЕДОВАНИЕ КИНЕМАТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПОРШНЕВОГО ДВУХСТУПЕНЧАТОГО КОМПРЕССОРА (RESEARCH OF THE KINEMATIC CHARACTERISTICS OF TWO-STAGE PISTON COMPRESSOR) Головийчук А.В. (научный руководитель - ст. преподаватель Диденко Е.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе предлагается кинематический анализ поршневого двухступенчатого компрессора проводить аналитическим методом векторных замкнутых контуров. Располагаем структурную схему исследуемого компрессора в прямоугольной системе координат, начало которой помещаем в точку A. Со звеньями механизма связываем вектора так, чтобы их последовательность образовала замкнутый контур (рис.1). Записываем уравнение замкнутости контура ABCDA в векторной форме. Для этого обходим его периметр в направлении вектора 1 , причем все вектора, совпадающие с направлением обхода, записываем в уравнении со знаком «+» и не совпадающие – со знаком «–»: (1) 1 2 3 0 Проецируем (1) на оси АX и АY соответственно: 1 cos 1 2 cos 2 3 0; и 3 : 1 sin 1 2 sin 2 0 , откуда определяем величины 2 2 arcsin 1 sin 1 / 2 ; 3 1 cos 1 2 cos 2 (3). (2) Для звена, совершающего прямолинейное возвратно–поступательное движение, радиус-вектор, какой–либо его точки можно считать равным перемещению 3 . Аналитическое определение аналогов скоростей и ускорений основано на дифференцировании по обобщенной координате уравнений (2), (3).Следовательно, выражение для определения аналога скорости примет вид: 3 1 cos 1 tg2 sin 1 , для аналога 2 2 3 1 cos 1 2 2 cos 2 1 sin 1 2 2 sin 2 tg2 ускорения - . Аналогичным образом определяем кинематические параметры для второй ступени компрессора. Применение аналитического метода векторных замкнутых контуров позволило увеличить точность расчета, по сравнению с графическими методами исследования, а использование аналогов скоростей и ускорений – провести кинематический анализ компрессора без исследования динамических процессов. 341 СОЗДАНИЕ ПРОЕКТА СТАНДАРТА НА СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПОДВОДНЫМ ПРОТИВОВЫБРОСОВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ (DEVELOPING THE DRAFT STANDARD ON CONTORL SYSTEMS FOR SUBSEA BLOWOUT PREVENTER EQUIPMENT) Горба М.А. (научный руководитель - старший преподаватель Гусева Т.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Добыча углеводородов на шельфе в настоящее время становится всё актуальнее, ввиду разведки крупных месторождений и усовершенствования оборудования, позволяющего эту добычу осуществлять. Подводная добыча имеет ряд особенностей по сравнению с наземной: - высокое давление водяного столба; - повышенное внутрипластовое давление; - тесный контакт с водной средой (значительные риски для окружающей среды). При бурении скважины на море и последующей ее эксплуатации сохраняется вероятность попадания углеводородов в окружающую среду, что может привезти к катастрофическим последствиям. Таким образом необходимо использовать оборудование, отвечающее всем современным требованиям безопасности. В настоящее время разработку морских месторождений невозможно представить без использования подводного блока противовыбросового оборудования (ОП). При этом следует подчеркнуть, что при бурении оффшорных нефтегазовых скважин больше половины отказов ОП приходится на систему управления, в то время как неполадки с самим превенторным блоком составляют всего 20% всех аварийных ситуаций. Для обеспечения соответствия современным требованиям на системы управления необходимы стандарты, которые в данный момент отсутствуют и в российской, и в международной системах стандартизации. Это обстоятельство вынуждает нефтегазовые компании обращаться к документам Американского нефтяного института и норвежским стандартам NORSOK. В данной работе представлены предпосылки для создания проекта стандарта на систему управления подводным противовыбросовым оборудованием, которые основаны на анализе российских и зарубежных исследований, посвященных производству и эксплуатации ОП, а также на сопоставлении соответствующих отраслевых зарубежных стандартов. 342 ВИНТОВОЙ ЗАБОЙНЫЙ ДВИГАТЕЛЬ БЕСШАРНИРНОГО ИСПОЛНЕНИЯ (DESIGN OF SCREW DOWNHOLE MOTOR WITHOUT HINGE) Городничев Р.М.. (научный руководитель - доцент Балденко Ф.Д.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В нефтегазовой промышленности более 50% проходки скважин приходится на способ бурения с использованием винтового забойного двигателя (ВЗД). Стандартная схема ВЗД, ведущая свою историю с первых образцов данной машины, состоит из силовой секции и шпиндельной секции. Силовая секция состоит из статора – корпус с эластичной обкладкой имеющей профилированную винтовую поверхность и ротора, поверхность которого выполнена в виде винта, у которого количество заходов на один меньше, чем у статора, а так же шарнира соединяющего валы секций. Шпиндельная секция состоит из корпуса, вала, осевых и радиальных опор. В настоящее время имеются три проблемных узла, влияющих на работоспособность и долговечность ВЗД: 1) рабочие органы (пара ротор - статор), 2) осевая опора, 3) шарнирное соединение. В данной работе представлена бесшарнирная схема исполнения ВЗД, которая приводит к упрощению общей схемы ВЗД; а также придает экцентричное вращение валу шпиндельной секции, что позволяет производить бурение скважины с одновременным ее расширением; улучшается проходимость компоновки в стволе скважины. Для реализации предложенной схемы разработаны модернизированные конструкции осевой и радиальной опор, особенностью которых является наличие радиального зазора равного двум экцентриситетам зацепления рабочих органов. 343 РАЗРАБОТКА КОНТЕЙНЕРНОГОКОМПЛЕКСА ЛИКВИДАЦИИ ПОСЛЕДСТВИЙ РАЗЛИВОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА МОРСКИХ ОБЪЕКТАХ (DESIGNING OF CONTAINER COMPLEX FOR RESPONSE ON OIL SPILL CONTAINMENT AT OFFSHORE FACILITIES) Грузинцев Д.А. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Мерициди И.А.) РГУ нефти газа имени И.М. Губкина В последнее время все большее внимание уделяется проблемам предотвращения разливов нефти на нефтегазовых промыслах. И одним из направлений решения данных проблем является разработка комплексов оборудования для своевременного реагирования на разливы нефти и нефтепродуктов, в которых могут применяться разнообразные методы и технологии. Отсутствие готовых решений по созданию подобных комплексов для обслуживания морских нефтяных и газовых месторождений привело к необходимости разработки новой компоновки оборудования. Цель работы состоит в разработке комплекса, выполняющего следующие задачи: 1) локализация нефти при разливе на открытом водоеме; 2) транспортировка нефтесборного оборудования к месту аварийного разлива нефтепродуктов; 3) сбор разлившихся нефтепродуктов с водной поверхности, 4) временное хранение собранных нефтепродуктов и загрязненных материалов; Комплекс разрабатывается в соответствии с требованиями Морского Регистра и на данный момент не имеет аналогов. В состав комплекса входят: Дизель-генератор Скиммер Насосная станция Резервуары для временного хранения нефтепродуктов Вспомогательное оборудование В работе представлена разработанная схема и описание контейнерного комплекса для ликвидации разливов нефти. Приведены расчеты необходимые при создании комплекса такие как: технологические, прочностные, центра масс, вентиляционной и тепловых систем. 344 ПОДБОР ЭЛАСТОМЕРА ДЛЯ СТАТОРОВ ВИНТОВЫХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ (SELECTION OF THE ELASTOMERS FOR THE STATORS OF SCREW DOWNHOLE MOTORS) Гулакова Г.И. (научный руководитель - доцент Балденко Ф.Д.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В нефтегазовой промышленности все большее распространение получают винтовые забойные двигатели (ВЗД), применяемые при бурении и ремонте скважин. Основным элементом их рабочих органом является резинометаллический статор. Статор работает в паре со стальным ротором и представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой приклеена эластомерная обкладка, имеющая зубчатую многозаходную винтовую поверхность. Изучение условий эксплуатации ВЗД показывает, что обкладка статора работает в очень напряженных условиях: при наличии в рабочей паре необходимого натяга – контактное давление составляет 4-6 МПа, скорость скольжения 0,5-4,0 м/с, частота нагружения до 30 Гц, а гидростатическое давление до 60 МПа. Кроме того, на обкладку статора оказывает воздействие рабочая жидкость – различные буровые растворы плотностью до 1500 кг/см³, с содержанием до 1% песка и до 5% нефтепродуктов. Поэтому к материалу обкладки предъявляются высокие требования по прочности, абразивной износостойкости, выносливости и стойкости в среде нефтепродуктов. Долговечность элементов конструкции ВЗД, наряду с конструктивными и технологическими улучшениями, может быть повышена подбором более износостойких и динамически выносливых материалов, в частности его эластичной обкладки статора. В докладе представлен анализ физико-механических свойств резин и методика подбора эластомера статора ВЗД для различных исходных требований и условий эксплуатации. 345 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ БУРОВЫХ ВЫШЕК (IMPROVING THE DESIGN OF DRILLING RIGS) Гулмагомедов А.К. (научный руководитель - доцент Балденко Ф.Д.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Буровая вышка является одним из самых нагруженных элементов всего бурового оборудования. Во время своей эксплуатации она постоянно подвержена статическим и динамическим (постоянным, эксплуатационным и ветровым) нагрузкам. К постоянным нагрузкам относят собственный вес вышки и установленного на ней оборудования, сохраняющий свое значение в течение всего периода эксплуатации. К эксплуатационным нагрузкам относят нагрузку на крюке, натяжение тяговой и неподвижной ветвей талевого каната, нагрузку от комплекта бурильных труб, установленных на подсвечниках. Ветровые нагрузки зависят от природно-климатических условий эксплуатации вышек. Наиболее полно технические возможности буровой вышки характеризуются грузоподъемностью, определяющей допускаемую нагрузку при заданной кратности оснастки талевого механизма. Буровая вышка это массивная металлическая конструкция, достигающая 50 метров в длину и имеющая массу до 600 тонн. Их разрушение и потеря работоспособности несет большие экономические, а также порой и людские потери. Ни для кого не секрет что, чем больше масса оборудования тем больше затраты на его изготовление, транспортировку и монтаж. Обзор имеющихся конструкций вышек показал, что на сегодняшний день применяются три типа вышек: башенного типа, вышка А-образная мачтового типа, и мачтовая вышка с открытой передней гранью. Так как на данный момент самыми эффективными вышками, считаются вышки с открытой передней гранью, то основой для конструирования я собираюсь рассматривать именно такой тип вышки. Сравнение буровых вышек российского производства с оборудованием, производимым за рубежом выявило, что вышки отечественного производства уступают зарубежным, по показателям веса и габаритов, при одной и той же грузоподъёмности. В работе предполагается провести конструирование и расчет буровой вышки различными методиками расчета. В рамках своей работы, я попытаюсь разобрать какие конструкции вышек предпочтительнее применять в зависимости от условий эксплуатации, какие следует применять стали в зависимости от их свариваемости. 346 РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ НАСОСНОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ ДОБЫЧИ И ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ (RESEARCH OF OIL PRODUCTION AND PUMPING SYSTEMS IN COMPLICATED BOREHOLE CONDITIONS) Димаев Т.Н. (научный руководитель - профессор Сазонов Ю.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина При добыче, сборе и подготовке нефти и газа остается нерешенной в полной мере проблема надежной работы насосной техники в осложненных условиях: при высокой вязкости и высокой температуре перекачиваемой среды, и при наличии механических примесей в потоке. Более активное применение известных объемных роторных насосов, таких как одновинтовые, двухвинтовые, пластинчатые, героторные с внутренним зацеплением, пока сдерживается из-за имеющихся ограничений по температуре для применяемых конструкционных материалов, из-за вибраций при планетарном движении оси вращения ротора, либо из-за сложности и невысокой технологичности в производстве и в эксплуатации. В этой связи, актуальны работы по созданию более эффективных насосных систем для осложненных условий добычи и перекачки нефти. На основе проведенного анализа процесса сепарации, при изменяющихся во времени режимах течения жидкости в скважине, разработаны новые способы и устройства для сепарации механических примесей. С применение комплексного подхода к проблеме перекачки сред с высоким содержанием механических примесей предложены варианты насосных систем как с сепарационными, так и с фильтрующими частями. Проведенные стендовые испытания доказывают большой потенциал в разработке насосных систем для осложненных условий добычи. Разработана математическая модель и методика расчета гидродинамических параметров роторного насоса, сочетающего в себе качества шиберного и винтового насоса. В ходе численных и физических экспериментов получены характеристики и исследованы особенности рабочего процесса разработанного роторного насоса, а также влияние на характеристики таких параметров, как частота вращения ротора, вязкость перекачиваемой среды и зазоры в проточной части насоса. Новизну выполненных научно-исследовательских работ подтверждают 13 патентов на полезные модели. 347 КОМПЬЮТЕРНЫЕ И СТЕНДОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КЛАПАННЫХ УЗЛОВ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК (COMPUTER AND BENCH RESEARCHES OF VALVATE KNOTS OF BOREHOLE PUMP INSTALLATIONS) Долов Т.Р. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Ивановский В.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время многие скважины имеют очень сложную инклинометрию, малые диаметральные габариты и небольшие дебиты. Для работы в таких скважинах необходимо специальное оборудование, в частности – специальные штанговые насосы (СШН). Для эффективной работы таких насосов необходимо создавать их под определенные условия. При этом необходимо знать кинематику привода насоса для определения точных значений динамической составляющей нагрузки и скорости движения потока жидкости в разных узлах скважинного оборудования. В России и за рубежом в СШН устанавливают шаровые клапана. Такой выбор не всегда верен, шаровые клапаны не всегда работают успешно. Конструкция клапана должна подбираться в зависимости от определенных параметров: вязкости жидкости, давлении, инклинометрии скважины, количества газа и механических примесей в жидкости. Для исследования эффективности работы клапанных узлов была построена модель привода СШНУ в программе SolidWorks. Была рассчитана кинематика привода, получены графики скорости движения точки подвеса, колонны штанг, плунжера насоса, скорости потока пластовой жидкости. Далее были построены и прошли компьютерное испытание в пакете FlowSimulation программы SolidWorks четыре вида клапанов, которые можно использовать в штанговых насосах: шаровой клапан; тарельчатый клапан; клапан с каплевидным запорным устройством; пальцевидный клапан. В результате компьютерного эксперимента получены характеристики клапанов, дающие возможность оценивать работу клапанов в тех или иных условиях эксплуатации. Для подтверждения правильности результатов математических исследований были разработаны: 1) Стенд для определения ресурса клапанного узла ; 2) Стенд для определения герметичности клапанных узлов; 3) Стенд для испытаний клапанов на величину гидравлического сопротивления. 4) Программы и методики стендовых испытаний клапанных узлов штанговых насосов для определения оптимальных областей применения. 348 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПРОИЗВОДСТВА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА (СПГ) ИЗ ШАХТНОГО ГАЗА (DEVELOPMENT OF LNG PRODUCTION TECHNOLOGY FROM COAL MINE METHANE) Дробышев К. Д. (научные руководители: начальник проектно-технологического отдела ОАО «НПО «Гелиймаш» Шубин Г. С., доцент Федорова Е. Б.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время предъявляются все более жесткие экологические требования относительно сжигания на факелах метановоздушных газовых смесей из угольных шахт; кроме того, подобная нерациональная утилизация ценного углеводородного сырья экономически невыгода. В связи с этим, вопрос переработки и использования данных газов стоит все более остро. Целью данной работы является разработка технологии рационального и энергоемкого производства сжиженного природного газа из метановоздушных смесей, поступающих из угольных шахт, разрабатываемых в настоящее время в Кемеровской области Российской Федерации. Исходными данными для разработки подобной технологии являлись составы шахтного газа, мольная доля основного компонента – метана в которых не превышала 35%. Поэтому приоритетной задачей являлось повышение концентрации метана для получения СПГ в соответствии с ТУ. Из многочисленных вариантов переработки газа был выбран криогенный метод без предварительной очистки абсорбционным или адсорбционным способом. В процессе моделирования процесса было установлено, что данный метод является наиболее эффективным при минимальных затратах энергии и холодильных агентов. Более того, 30% получаемого в процессе производства сжиженного газа полностью покрывает энергетические затраты установки в целом. Также в работе представлена оценка эффективности использования СПГ, полученного на установке, в качестве моторного топлива для грузового автотранспорта. В итоге можно сделать вывод о том, что переработка метановоздушных смесей в сжиженный природный газ предложенным способом является энергетически и экологически целесообразной. 349 МОДЕРНИЗАЦИЯ МЕТОДИКИ ПОДБОРА ПОЛЫХ НАСОСНЫХ ШТАНГ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ ОРЭ (UPGRADE METHOD OF SELECTION OF HOLLOW SUCKER ROD APPLIED AT MULTI-LEVEL OIL RECOVERY) Дубинов Ю.С. (научный руководитель - д.т.н., профессор Ивановский В.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В 2012 год в России работало более 155000 нефтяных скважин, из которых около 48 % эксплуатировалось штанговыми скважинными насосными установками. Все большее количество скважин эксплуатирует несколько продуктивных пластов – так называемая одновременнораздельная эксплуатация (ОРЭ). При ОРЭ колонна штанг испытывает не только изменяющиеся во времени и по длине колонны штанг нагрузки с различной степенью асимметрии цикла, но и воздействие рабочей среды, как на внешнюю, так и на внутреннюю поверхность. Это приводит к необходимости проведения модернизации методики подбора полых насосных штанг, применяемых при ОРЭ. В данной работе приведены: Результаты анализа применимости различных методик, используемых для расчета приведенных напряжений в насосных штангах на основе результатов работы штанговых колонн по скважинам, имеющим различные условия эксплуатации; Модернизация методики подбора полых насосных штанг; Созданные компьютерные модели нагружения натурных образцов насосных штанг различного типоразмера и модели натурных образцов полых насосных штанг в системе Solid Works; Построенный с помощью компьютерного эксперимента график зависимости уровня напряжений от числа циклов нагружения в системе MathCAD; Стенд, разработанный на кафедре Машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности, для испытания натурных образцов с целью уточнения пределов выносливости насосных штанг; Выводы о возможности использования полых насосных штанг из различных материалов для одновременно-раздельной эксплуатации скважин. 350 ПРИМЕНЕНИЕ САПР SOLIDWORKS ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ АВАРИЙ НА ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ (APPLICATION CAD SOLIDWORKS FOR WARNINGS FAILURES ON SUBMARINE PIPELINES) Дубинова О. Б. (научный руководитель - д.т.н., профессор Гусейнов Ч.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина За последние 20 лет на территории Российской Федерации было разведано большое количество месторождений нефти и газа в акваториях морей, в число которых входит Штокмановское, Медвежье, Приразломное и другие. Особенность этих месторождений заключается в большой удаленности от берега. Для того чтобы транспортировать добываемую продукцию на сушу, необходимо прокладывать подводные трубопроводы, которые будут работать в условиях коррозионно-активной среды и высоких давлений. В процессе эксплуатации подводных трубопроводов большое внимание должно уделяться защите окружающей среды. Это связано с тем, что воздействие агрессивных факторов очень часто приводит к авариям, которые сопровождаются попаданием нефти и газа в воду, вызывая тяжелые последствия для экологии моря не только в месте аварии, но и на значительном расстоянии от него. Поэтому в системе SolidWorks были созданы модели подводного трубопровода с различными видами покрытий и сварного шва, как главного концентратора напряжений. Модели были испытаны в пакетах SolidWorks Simulation и SolidWorks FlowSimulation. В данных пакетах к моделям были приложены нагрузки, действующие на трубопровод как внутри, так и снаружи, а также смоделирована коррозионно-активная среда. В качестве результатов в работе представлены данные по долговечности подводного трубопровода с различными видами покрытий и приведены рекомендации по предупредительному ремонту. 351 ИССЛЕДОВАНИЕ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ ЗАЩИТЕ ОФФШОРНЫХ СООРУЖЕНИЙ (INVESTIGATION OF CORROSION RESISTANCE COATINGS USED IN PROTECTING OFFSHORE STRUCTURES) Жук В.В. (научный руководитель - профессор Елагина О.Ю.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Ко второму десятилетию XXI века нефтяные и нефтесервисные компании вывели в море сотни буровых и нефтедобывающих шельфовых платформ. Одним из основных видов внешних воздействий на конструкции стальных морских стационарных платформ является коррозионное, в результате, которого снижаются их несущая способность и усталостная прочность. Шельфовые платформы относятся к конструкциям с длительным сроком службы, ремонт которых часто затруднен, поэтому проблема длительной защиты от коррозии металлических конструкций морских нефтегазовых сооружений (МНГС), охватывающей весь срок их эксплуатации весьма актуальна. Анализ литературных данных показал, что проблему защиты от коррозии морских нефтепромысловых и гидротехнических сооружений нельзя экономично решить лишь только подбором специальных стойких сталей, хотя коррозионная стойкость конструкционных материалов является одним из важнейших факторов, влияющих на повышение срока службы МНГС. Перспективным направлением в решении поставленной задачи является нанесение защитных покрытий, обеспечивающих изоляцию несущих конструкций от контакта с агрессивным воздействием морской среды. Среди современных технологии нанесения покрытий можно выделить методы газотермического напыления, отличающиеся экономичностью применения и позволяющие покрывать значительные площади металлических конструкций. В рамках проведенных исследований по обеспечению длительной коррозионной защиты МНГС были изучены опытные образцы конструкционных сталей с металлизационными покрытиями, выполненными из цинковых, алюминиевых и цинк-алюминиевых сплавов. Образцы подвергались действию коррозионной морской среды в условиях полного погружения, переменного смачивания и солевого тумана, имитирующих условия эксплуатации различных поясов конструкций МНГС. Анализ полученных результатов показал, что покрытия выполненные сплавами с Zn 99,995 и ZnAl15 характеризуются наибольшей стойкость к коррозионному воздействию, в сравнении с другими исследованными материалами. 352 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НАДДОЛОТНОГО ЭЖЕКТОРНОГО НАСОСА (CALCULATION FOR AN OPTIMUM GEOMETRY OF THE ABOVE-BIT EJECTOR UNIT) Зайцев А.А. (научный руководитель - к. т. н. Донской Ю. А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина С увеличением глубины проводки скважин существенно ухудшаются показатели бурения и отработки долот в связи с изменением забойных условий разрушения горных пород. Наибольшее влияние на показатели бурения скважины имеет дифференциальное давление: увеличение P до 1,4÷7,0 МПа, в зависимости от условий бурения, приводит к снижению механической скорости проходки в 2÷5 раз. Известно также негативное влияние положительного перепада давления в системе "скважина-пласт" на фильтрационные свойства призабойной зоны пласта (ПЗП) в результате проникновения в пласт промывочной жидкости и ее фильтрата. Одним из путей повышения эффективности проведения буровых работ является создание локального участка в призабойной зоне с пониженным дифференциальным давлением. Для решения данной задачи была предложена конструкция наддолотного эжекторного насоса (НЭН). На долото устанавливается НЭН и сверху – КНБК; компоновка спускается на забой; подается буровой раствор, причем часть бурового раствора проходит через насадки долота и используется для очистки забоя, а часть – для работы НЭН. Высоконапорная струя бурового раствора передает свою энергию жидкости в камере смешения. За счет высокой скорости смешанного потока создается разрежение: жидкость из зоны работы долота вместе со шламом через подводящие каналы выходит в кольцевое пространство (КП). Тем самым достигается увеличение местной циркуляции бурового раствора и снижение значения дифференциального давления в зоне работы долота. Наиболее интенсивное снижение механической скорости происходит на интервале роста дифференциального давления до 3,5 МПа. Рассмотрены конструкция, расчет оптимальных геометрических параметров НЭН и моделирование его работы для снижения дифференциального давления до значений данного интервала в условиях бурения под эксплуатационную колонну наклонно-направленной скважины. 353 НАНОТЕХНОЛОГИИ И НАНОМАТЕРИАЛЫ (NANOTECHNOLOGIES AND NANOMATERIALS) Зайцев М.А (научный руководитель - доцент Бузруков Р.И.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Разработку новых материалов и технологий их получения и обработки в настоящее время общепризнанно относят к т.н. «ключевым» или «критическим» аспектам основы экономической мощи и обороноспособности государств. Одним из приоритетных направлений развития современного материаловедения являются наноматериалы и нанотехнологии. К наноматериалам условно относят дисперсные и массивные материалы, содержащие структурные элементы (зерна, кристаллиты, блоки, кластеры), геометрические размеры которых хотя бы в одном измерении не превышают 100 нм, и обладающие качественно новыми свойствами, функциональными и эксплуатационными характеристиками. К нанотехнологиям можно отнести технологии, обеспечивающие возможность контролируемым образом создавать и модифицировать наноматериалы, а также осуществлять их интеграцию в полноценно функционирующие системы большего масштаба. Среди основных составляющих науки о наноматериалах и нанотехнологиях можно выделить следующие: 1) фундаментальные исследования свойств материалов на наномасштабном уровне; 2) развитие нанотехнологий как для целенаправленного создания наноматериалов, так и поиска и использования природных объектов с наноструктурными элементами, создание готовых изделий с использованием наноматериалов и интеграция наноматериалов и нанотехнологий в различные отрасли промышленности и науки; 3) развитие средств и методов исследования структуры и свойств наноматериалов, а также методов контроля и аттестации изделий и полуфабрикатов для нанотехнологий. Такие перспективы требуют оперативного изучения и внедрения в образовательные программы дисциплин, необходимых для подготовки специалистов, способных эффективно и на современном уровне решать фундаментальные и прикладные задачи в области наноматериалов и нанотехнологий. 354 РАЗРАБОТКА ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ОЧИСТКИ ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ ВОДЫ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (DEVELOPMENT OF EQUIPMENT FOR MECHANICAL PURIFICATION OF WATER TO MAINTAIN RESERVOIR PRESSURE) Иванов А.А. (научный руководитель - доцент Деговцов А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время наиболее эффективный метод повышения нефтеотдачи пластов при эксплуатации нефтяных месторождений -поддержание пластового давления за счет закачки в пласт воды. При этом создается напорный режим эксплуатации пласта, который имеет большую конечную нефтеотдачу по сравнению с режимами истощения. В большинстве случаев (для отечественных месторождений - более 80%) используется система поддержания пластового давления (ПДД) путем закачки воды. При этом наряду с пресными поверхностными источниками воды (реки, моря, озера) широко используют сточные и пластовые. К качеству воды закачиваемой в пласт предъявляются очень высокие требования по содержанию в ней твердых взвешенных частиц (ТВЧ) и нефтепродуктов. Наличие в воде, используемой в системе ППД, большого количества ТВЧ приводит к засорению призабойной зоны нагнетательных скважин и снижению их приемистости. Нормы качества воды по содержанию ТВЧ зависят от типа коллектора и его проницаемости. Так по данным ООО «ЛУКОЙЛ ПЕРМЬ» основной фракцией мехпримесей (92%) являются частицы размером менее 7 мкм. Минимальный размер мехпримесей -0,038 мкм, максимальный размер 45,69 мкм, средний размер частиц 3,55 мкм. Но во время паводков размер частиц достигает 5.5 мкм. В РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности разработана установка для очистки воды для системы ППД. Для более полной очистки воды от ТВЧ было принято решение установить сепарационную установку на устье нагнетательной скважины. Это дает возможность улавливать ТВЧ, дополнительно попадающие в воду со стенок водоводов. Разработанная сепарационная установка состоит из двух блоков очистки – гидроциклонного сепаратора и фильтра. При разработке сепаратора, в качестве прототипа был выбран сепаратор механических примесей типа СПНЦТ. В фильтре предполагается использовать фильтрующие элементы, разработанные ООО «РЕАМ-РТИ» из проволочно-проницаемых материалов. Для оптимизации конструкции и определения технических характеристик установки очистки воды для ППД на различных режимах ее работы, бала разработана 3D модель установки в SolidWorks и начаты численные эксперименты по моделированию работы отдельных элементов и установки в целом в среде FlowSimulation. 355 СОЗДАНИЕ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК С НУЛЕВОЙ ЭМИССИЕЙ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИИ БЕЗРАЙЗЕРНОГО БУРЕНИЯ (CREATE PUMPING UNITS WITH ZERO EMISSIONS TECHNOLOGY FOR RISERLESS DRILLING) Иванов Н.В. (научный руководитель - профессор Сазонов Ю.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина С каждым годом условия морского бурения характеризуются все новыми сложностями: рост глубины скважины, глубины моря, высокие температуры и давление, сложная конструкция скважины. Поэтому возникает необходимость в новых методах повышения эффективности бурения. Один из таких методов связан с технологией безрайзерного бурения. Технология основана на применении герметичных подпорных насосов подводного исполнения. Подшипник скольжения - важнейший узел герметичного насоса, который определяет ресурс всего агрегата в целом. Работоспособность подшипников напрямую зависит от подбора материала пар трения. В представленной работе проведен анализ работы подшипника скольжения из силицированного графита. Вместе с тем перспективно перейти на синтетические алмазы, которые значительно превосходят все обычные конструкционные материалы по механическим свойствам. Также они практически не взаимодействуют с самыми активными минеральными кислотами. Высокая теплопроводность, низкая теплоемкость и малое значение температурного коэффициента означают, что при одинаковом нагреве синтетический алмаз значительно меньше аккумулирует тепло. Опыт использования подшипников показывает, что такие подшипники способны превосходно работать в средах с большим содержанием механических примесей. Таким образом, подшипники скольжения из синтетических алмазов являются прогрессивной заменой подшипников из силицированного графита, обеспечивая существенное увеличение ресурса насоса. Применение таких подшипников позволит свести к минимуму техническое обслуживание и поможет обеспечить стабильную и надежную работу. 356 О ВЫВОДЕ НА ОПТИМАЛЬНЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ НА ГАЗОВОМ ПРОМЫСЛЕ №2 БОВАНЕНКОВСКОГО НГКМ Исмаилов А.И., Мельников В.Б., Слугин П.П. ООО «Газпром добыча Надым», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ООО «Газпром добыча Надым» Бованенковское НГКМ спроектировано как единый комплекс УКПГ, ДКС и системы магистрального транспорта газа. Для обеспечения однофазного транспорта газа (рисунок 1) принята НТС с ТДА среднего давления и сепарационное оборудование, обеспечивающее величину капельного уноса до 5 мг/м3. В связи с тем, что к ГП-2 подключается большее количество кустов газовых скважин и подключаются они с двух сторон, на ГП-2 принято решение о строительстве 2-х модулей общей производительностью 55…58 млрд.м3/год. Установка НТС с ТДА состоит из 10 технологических линий (8 рабочих и 2 резервные) номинальной производительностью 10,5 млн.м3/сут. С учётом сезонной неравномерности добычи газа производительность технологических линий составит от 9,9 млн.м3/сут летом до 11,4 млн.м3/сут зимой. Проводилась работа по испытанию ТДА под нагрузкой по обследованию технологических параметров, на ТН №2 1-ого модуля ГП-2 Бованенковского НГКМ. Испытания работы турбодетандерного агрегата (ТДА) проводились на трех режимах. (см.таб.№1) В процессе проведения испытаний выполнено следующее: -определены технологические параметры работы оборудования на технологической линии №2 - определены объемы отсепарированной жидкости в сепараторах 20С1 №2, 20С-2 №2 и сопоставлены с расчетными значениями Выводы: 1. При режимах работы сепараторов 20С-1 и 20С-2 с расходами газа через аппараты не превышающим номинальную производительность технологической нитки,значения уносов капельной жидкости из аппаратов по сепаратору 20С-1 не превышали нормативный показатель 15,0 мг/ст.м3, по 20С-2 незначительно превышали нормативный показатель 5,0 мг/ст.м3. 2. На основании полученных данных по режиму работы ТДА, был выбран оптимальный режим работы агрегата. (см.таб.№1) 357 ВЛИЯНИЕ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА НА ПРОЦЕССЫ ТРЕНИЯ И ИЗНАШИВАНИЯ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ПАР Исмагилова Р.Р. (научный руководитель - д.т.н., профессор Пичугин В.Ф.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Топливный насос предназначен для подачи топлива под давлением, обеспечивающим нормальное впрыскивание его и распыливание [1]. Основными элементами насосной секции являются прецизионные пары (ПП): плунжер и гильза, нагнетальный клапан и корпус; и распылители форсункок: пара игла - седло распылителя [2]. Основной причиной выхода из строя топливной аппаратуры (ТА) является низкая долговечность ПП в процессе механического изнашивания. Были проведены исследования основных закономерностей трения и изнашивания металлических образцов на машине трения СМЦ-2, и контактной выносливости тел качения на четырехшариковой машине «Plint». Средой испытаний были выбраны дизельное топливо (ДТ), а также ДТ в соединении с присадками PC32 «Total» и присадка разработанная научной группой на базе кафедры трибологии РГУ НиГ имени И.М.Губкина – «РГУ». В результате исследований наилучшие результаты показали образцы в среде ДТ в соединении с 2,5% присадки «РГУ». Уменьшение коэффициента трения, увеличение числа циклов нагружений. Можно предположить, что происходит формирование на поверхностях трения защитной пленки, которая способствует повышению качества поверхностного слоя качения. При исследования характеристик микрогеометрии зоны трения тел качения выявили, что наличие в ДТ присадки «РГУ» способствует снижению величины волнистости и гранности поверхностного слоя шаров, отсутствие рисок. Возможно повышение качества, увеличение площади контакта, снижение контактных напряжений и повышение числа циклов нагружений. В работе также проведены послойные рентгенофотоэлектронные исследования зоны трения стальных образцов. Можно отметить, что в поверхностном слое образца, работавшего в ДТ с присадкой «РГУ», до травления зоны трения ионами аргона, в основном, присутствует углерод и углерод, находящийся в соединении с кислородом, то есть органическое соединение. Можно предположить, что образовавшаяся на поверхности трения органическая пленка представляет собой трибополимер. Список литературы: 1. Бахтиаров Н.И., Логинов В.Е., Лихачов И.И. Повышение надежности работы прецизионных пар топливной аппаратуры дизелей. М., «Машиностроение», 1972, 200стр. 2. Могильницкий И.П. Эксплуатация двигателей внутреннего сгорания в нефтяной и газовой промышленности. М., «Недра», 1972, 432с. 358 ИССЛЕДОВАНИЕ МАЛОТОННАЖНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА Ишалбаева Э.Т. (научный руководитель - доцент Волокитин Л.Б.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Освоение крупнейших газовых месторождений и экспорт громадных объемов газа увеличивается с каждым годом, но, несмотря на это, Россия остается слабо газифицированной страной. Природным сетевым газом обеспечивается только 15-20% сел. Это, по большей мере, связано с тем, что в России принято обеспечение промышленности, населения, сельскохозяйственного производства природным газом через систему магистральных газопроводов, что для отдаленных пунктов создание сети газопроводов-отводов чревато значительными капитальными затратами и целым рядом факторов, усложняющих ее выполнение. Одним из способов решения проблемы газификации является внедрение малотоннажных установок по производству СПГ с использованием перепада давления газораспределительных станций (ГРС). В России существует несколько опытных установок на базе газораспределительных станций, однако из-за различных исходных данных ГРС (в особенности входного и выходного давлений), возникает сложность внедрения серийного производства. Требуется установка с большим диапазоном регулирования. В связи с этим, в данной работе проводились исследования термодинамических параметров установки с открытым циклом сжижения природного газа с максимально и минимально возможным перепадом давления на ГРС. Принципиальная технологическая схема установки состоит из блока очистки, осушки природного газа, предварительного и основного теплообменников, детандера, дросселя и сепаратора. Детандерный поток, являясь частью потока сырьевого газа, выступает в качестве хладагента. Расчеты выполнялись с помощью программы Aspen HYSYSтм. Исследования проводились при перепаде давления с 12 до 4 бар, с 16 до 2 бар, а также при указанных перепадах и с использованием дожимного компрессора на одном валу с турбодетандером. Ввод компрессора в данную установку позволяет увеличить производительность установки на 18,3 %. Практически при одних и тех же удельных затратах энергии коэффициент ожижения изменяется с 7 до 19,6 % в зависимости от детандерной доли и давления. Однако постоянной производительности можно добиться при коэффициенте ожижения равном 10-12 %. Таким образом, регулирование производительности данной установки при коэффициенте ожижения 10-12% может осуществляться с помощью детандерного потока в пределах от 40 до 90 % и компрессора. 359 РЕШЕНИЕ ЗАДАЧ КОНСТРУИРОВАНИЯ ОДНОПОТОЧНЫХ И МНОГОПОТОЧНЫХ ЭЖЕКТОРОВ (THE DESIGNING OF SINGLE AND MULTIJET DEVICES) Казакова Е.С. (научный руководитель - профессор Сазонов Ю.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В связи с развитием техники и технологий перекачки многофазных сред становятся все более актуальными исследования многофазных струйных аппаратов. В работе представлены результаты численного моделирования рабочего процесса, протекающего в струйных аппаратах. Расчеты выполнены с использованием пакета гидродинамического анализа SolidWorks Flow Simulation. В ходе численных экспериментов оптимизирована геометрия проточной части однопоточного струйного аппарата, при этом рассмотрены вопросы о влиянии отдельных геометрических размеров камеры смешения и диффузора на характеристики струйного аппарата. Проведены исследования двухпоточного струйного аппарата с цилиндрической, конической и ступенчатой камерами смешения. Разработана и исследована конструкция многопоточного струйного аппарата, содержащая до 12 подводящих каналов. По результатам исследований предложены новые конструкции струйных аппаратов: патенты РФ №116188, №117497, №120162, №112960. Расчетами подтверждена перспективность практического использования многопоточных струйных аппаратов. Параллельно с численными экспериментами ведется исследовательская работа, и проводятся испытания различных моделей струйных аппаратов на специальном стенде в лаборатории кафедры «Машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности». Разработанные конструкции однопоточных и многопоточных струйных аппаратов могут использоваться при создании мультифазных насосных установок для решения задач в системах водогазового воздействия на пласт, одновременно-раздельной эксплуатации пластов, и в системах сбора и подготовки нефти, газа и воды. 360 ПРИМЕНЕНИЕ ОСЦИЛЛЯТОРА ДЛЯ СНИЖЕНИЯ СИЛ ТРЕНИЯ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ О СТЕНКИ СКВАЖИНЫ Карданов А.А. РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Одним из эффективных способов интенсификации добычи нефти и газа является бурение наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками. Актуальной задачей при бурении таких скважин является снижение сил трения бурильных колонн о стенки скважины. Сегодня получили применение химические и механические способы снижения сил трения бурильной колонны о стенки скважины. При химических методах применяются различные типы смазывающих компонентов в буровых растворах. Механический метод предполагает использование в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) центраторов, калибраторов, осцилляторов и т.д. В компании National Oilwell Varco разработан скважинный осциллятор, позволяющий снизить коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины, с целью довести требуемую осевую нагрузку на долото и увеличить механическую скорость проходки. Осциллятор создает малоамплитудные колебания в КНБК что обеспечивает: плавность подачи долота; снижение крутильных напряжений в бурильной колонне; повышение управляемости компоновки; рост механической скорости проходки; снижение вероятности дифференциального прихвата. Осциллятор совместим с MWD/LWD системами. Его применение позволяет значительно увеличить протяженность горизонтального участка при заканчивании скважины. 361 ОПТИМИЗАЦИЯ МАТЕРИАЛЬНО-КОНСТРУКТИВНОГО ИСПОЛНЕНИЯ ЗАДВИЖКИ ОБОРУДОВАНИЯ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ Каштанов И.М. (научный руководитель - д.т.н., профессор Ходырев А.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Россия является одним из мировых лидеров в добыче углеводородов. На территории РФ на сегодняшний день существует более 200 тыс. действующих эксплуатационных скважин. В составе оборудования устья скважины в среднем находится 15 запорных устройств (в основном, задвижки). В каждой задвижке вне зависимости от типа привода всегда есть механическая передача «винт-гайка». Таким образом, в настоящее время на промыслах «работают» около 3 млн. ходовых пар. Определена тенденция перехода от задвижек с выдвижным шпинделем к задвижкам с невыдвижным шпинделем ввиду преимущества последних. Главным недостатком задвижек с невыдвижным шпинделем является влияние скважинного флюида на ходовую пару, расположенную в обечайке задвижки и не отделенную от среды сальником. Обзор и анализ различных источников показал, что расчет ходовых пар ведется на прочность и износостойкость. При этом формула расчета на износостойкость, полученная более 100 лет назад, не претерпела никаких изменений с тех пор и имеет ряд недостатков. Она не учитывает условия эксплуатации оборудования и требуемую наработку на отказ. Наработка на отказ винтовой пары в станкостроении, самолетостроении, приборостроении и даже для арматур: специальной и трубопроводной разнится в несколько раз. Я предлагаю модернизировать известную формулу, включив в нее параметры материалов деталей ходовой пары (твердости, коэффициент трения) и величину заданной наработки на отказ. Исходными данными для исследований принимаю условия эксплуатации задвижки с невыдвижным шпинделем. Проанализировав основные усилия, возникающие при открытиизакрытии задвижек, была предложена новая конструкция задвижки – с «полувыдвижным» шпинделем. Результат данной диссертационной работы будет первым этапом в конструировании и изготовлении равнонадежной запорной арматуры, что сократит вклад больших средств на ремонт и обслуживание ЗРА. 362 ТЕХНОЛОГИЯ БЕЗРАЙЗЕРНОГО БУРЕНИЯ С ПОДВОДНЫХ БУРОВЫХ СУДОВ В УСЛОВИЯХ ГЛУБОКОВОДНОГО АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА (RISERLESS DRILLING TECHNOLOGY FOR SUBSEA DRILLSHIPS FOR THE ARCTIC OFFSHORE CONDITIONS) Кириченко А.А. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Гусейнов Ч.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина При освоении ресурсов углеводородов Северного Ледовитого океана необходимо учитывать, что он практически весь покрыт подвижным мощным ледовым панцирем. В этих условиях следует искать кардинально отличные конструкторские и технологические решения, позволяющие реализовать замыслы освоения нефтегазовых месторождений под вечными льдами. Следовательно, один из вариантов решения проблемы освоения богатств Северного Ледовитого океана – это создание подводных буровых судов (ПБС), поскольку никакие ледоколы не смогут обеспечить безопасность самых современных существующих плавучих буровых установок (надводного исполнения) на период бурения даже разведочных скважин, не говоря уже об эксплуатационных скважинах, численность которых будет значительно превосходить первые. При этом необходимо сразу обратить внимание на проблему строительства водоотделяющей колонны в условиях, оговоренных выше. В связи с данной существующей проблемой, была предложена идея создания ПБС с применением технологии безрайзерного бурения. Данная технология позволит сократить сроки бурения, а, следовательно, и затраты. В работе приведена конструкция ПБС и рассмотрена схема освоения месторождений Северного Ледовитого океана с применением технологии безрайзерного бурения. 363 ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ УРОВНЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ С УЧЕТОМ НАЛИЧИЯ ПОДТОВАРНОЙ ВОДЫ (IMPROVING THE ACCURACY OF MEASUREMENTS OF PETROLEUM PRODUCTS WITH ALLOWANCE FOR BOTTOM WATER LEVEL) Коптева К. К. (научный руководитель - старший преподаватель Гусева Т. А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Целью работы является рассмотрение роли подтоварной воды при рабочей эксплуатации вертикальных стальных резервуаров (РВС) для хранения нефтепродуктов на нефтебазах, предусматривающей низкие внешние температуры и обильные осадки. В работе предполагается рассмотреть влияние подтоварной воды на коррозионные процессы стенок РВС, а также ее воздействие на качество нефтепродуктов, что, в частности, приводит к необходимости изучения существующих методик коммерческого и оперативного учета количества нефтепродуктов, включенных, в том числе, в нормативные документы в области стандартизации Российской Федерации. В результате проведения данного исследования будет выявлена возможность использования подтоварной воды для повышения точности измерений нефтепродуктов в РВС, а также предложена соответствующая модель процесса. В настоящее время предполагается, что подобная методика повышения точности измерений при хранении нефтепродуктов может быть основана на эффекте создания зеркальной поверхности подтоварной воды и ее приблизительно постоянном уровне. Анализ собранных данных позволяет утверждать, что применение подтоварной воды в таком качестве могло бы повысить точность измерений и предоставило бы возможность взять под контроль один из ключевых производственных факторов при хранении углеводородов, что, в свою очередь, оказало бы положительное влияние на развитие системы менеджмента качества организации. В случае положительных результатов исследования заключительным этапом работы станет создание стандарта на основе управления уровнем подтоварной воды. 364 АНАЛИЗ ПАРАМЕТРОВ СПУСКОПОДЪЕМНОГО КОМПЛЕКСА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ (ANALYSIS OF PARAMETERS OF DRILLING RIG LIFTING SYSTEM) Косачев В.В. (научный руководитель - профессор Пекин С.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Спускоподъемный комплекс буровой установки определяет затраты времени на спускоподъемные операции и наращивание инструмента. Кроме того спускоподъемный комплекс во многом определяет габариты и вес буровой установки. Поэтому оптимизация характеристик спускоподъемного агрегата является актуальной работой. Наиболее распространенной является схема с использованием каната. Существуют различные варианты реализации указанной схемы. В работе представлен расчет для анализа зависимостей параметров приводного двигателя, буровой лебедки, типоразмера талевого каната, тормозного момента от кратности талевой оснастки. Рассмотрена система спускоподъемного комплекса, начиная от талевого каната и заканчивая приводным двигателем лебедки. Исходные данные: глубина бурения 5000 м. На основании графиков сделаны следующие выводы: с увеличением числа шкивов талевого блока (с 4 до 7) снижается натяжение тяговой струны каната (на 38%), следовательно, диаметр каната (с 28 до 25 мм), крутящий момент на подъемному валу лебедки (на 46%), двигатель становится более быстроходным (синхронная частота вращения увеличивается с 750 до 1500 об/мин), но его мощность возрастает (с 710 до 800 кВт) в связи с возрастающими потерями энергии в шкивах талевого блока (кпд талевой системы уменьшается с 87% до 80%). Тормозной момент при спуске бурильной колонны неоднозначно зависит от ряда величин: числа шкивов талевого блока, углового ускорения при остановке, статического момента на барабане лебедки, моментов инерции барабана лебедки и двигателя (в целом возрастает на 25%). 365 ДИСКОВЫЙ КРИСТАЛЛИЗАТОР С КОМБИНИРОВАННЫМ МЕТОДОМ КРИСТАЛЛИЗАЦИИ ПАРАФИНА (DISK CRYSTALLIZER WITH COMBINED PARAFFIN WAX CRYSTALLIZATION METHOD) Круглов С.С. (научный руководитель - доцент Лукьянов В.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Для получения нефтяных масел с низкой температурой застывания в технологию их производства включен процесс депарафинизации, цель которого - удаление твердых парафиновых углеводородов. Для этого на установках депарафинизации с применением избирательных растворителей используются специальные аппараты - кристаллизаторы. Дисковый регенеративный кристаллизатор (ДКР) предназначен для депарафинизации масел и обезмасливания гачей и петролатумов. В промышленном производстве нефтяных масел наиболее распространены процессы депарафинизации в основе которых лежат два метода кристаллизации парафина: изогидрический и метод смешения. Изогидрический метод пересыщения сырьевой смеси, реализованный в оригинальной конструкции ДКР, осуществляется путем охлаждения сырья хладагентом в непрерывном режиме через теплопередающую стенку. Кристаллизация твердых углеводородов методом смешения осуществляется при непосредственном смешении подогретого сырья с порциями переохлажденного растворителя. В работе предлагается усовершенствованная конструкция ДКР, сочетающая в себе возможность проведения кристаллизации парафина из углеводородного сырья двумя указанными методами. Для этого дисковый кристаллизатор дополнительно оснащен распределительным устройством для подачи растворителя в определенные секции аппарата. Ввод дополнительных порций растворителя в корпус аппарата позволяет понижать степень пересыщения раствора сырья в процессе кристаллизации, и, как следствие, уменьшать скорость образования центров кристаллизации до приемлемого значения, при котором полученные на выводе охлажденной суспензии кристаллы парафина, будут иметь однородный крупнодисперсный фракционный состав с минимальным количеством окклюдированного масла. При помощи построения компьютерных гидродинамических моделей удалось исследовать различные схемы и конструкции узлов ввода растворителя в междисковые секции ДКР. По результатам анализа были выбраны наиболее оптимальные варианты, позволяющие достичь быстрого и равномерного смещения растворителя с сырьевым потоком. На предложенную конструкцию кристаллизатора получена приоритетная патентная заявка на полезную модель (рег. № 2014103302). 366 МЕТОДИКА ПРОЕКТИРОВАНИЯ ДИАГОНАЛЬНЫХ РАБОЧИХ СТУПЕНЕЙ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ДЛЯ МАЛОГО ДЕБИТА (THE METHODOLOGY OF DESIGN OF DIAGONAL WORKING STAGES OF THE ELECTRODRIVING CENTRIFUGAL PUMPS FOR SMALL FLOWRATE) Кузьмин А.В. (научный руководитель - доцент Сабиров А.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время для добычи нефти из низкодебитных скважин применяются установки скважинных штанговых насосов (СШНУ). С точки зрения экономических возможностей СШНУ могут обеспечить необходимый напор в ограниченном диапазоне подач от 5 до 50 м3/сут. В области 1-40 м3/сут СШНУ имеет более высокий коэффициент полезного действия (КПД) по сравнению с другими способами эксплуатации и может достигать 40%. Кроме СШНУ также применяются установки электроприводных центробежных насосов (УЭЦН), работающих в указанном диапазоне подач, КПД которых не превышает 25%. Рабочим органом такой установки является радиальное лопастное колесо. В данной работе представлена методика проектирования диагональных рабочих ступеней УЭЦН для малых подач. Известно, что в отличии от колес с радиальной лопастной системой диагональное колесо имеет больший КПД, но меньшую напорность. Однако недостаток напора подобной ступени можно снизить, применив вентильный электродвигатель для его привода, позволяющий увеличить частоту вращения рабочей ступени в 1,5-2 раза по сравнению с традиционным асинхронным двигателем. Таким способом можно добиться увеличения энергоэффективности и КПД электроцентробежных насосов работающих в диапазоне низких подач. 367 ГЕРМЕТИЧНЫЕ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСНЫЕ АГРЕГАТЫ С ПРИВОДОМ ЧЕРЕЗ МАГНИТНУЮ МУФТУ (HERMETICALLY SEALED CENTRIFUGAL PUMPING UNITS WITH THE DRIVE THROUGH A MAGNETIC COUPLING) Кукушкин П.А. (научный руководитель - профессор Ходырев А.И.) РГУ нефти газа имени И.М. Губкина Современные требования к технологической и экологической безопасности при использовании насосного оборудования привели в 80-90 х годах к росту во всех технически развитых странах производства и внедрения герметичных насосных агрегатов, предназначенных для перекачивания агрессивных, токсичных, взрыво и пожароопасных жидкостей, в том числе нефтепродуктов, метанола и газового конденсата. Рассмотрены герметичные насосные агрегаты (НА) с двойным торцевым уплотнением, с экранированным двигателем, с приводом через магнитную муфту. Проанализированы их достоинства и недостатки. Преимущества герметичных НА с приводом через магнитную муфту в сравнении с НА с экранированным двигателем: - применение стандартных электродвигателей взрывозащищенного исполнения; - шире диапазоны по подачи (до 1250 м3/ч), напору (до 3000 м) и номинальной мощности (до 800 кВт); - ремонтопригодность сопоставимая с общепромышленными НА. Недостатки герметичных НА с двойным торцевым уплотнением в сравнении с НА с приводом через магнитную муфту: - невозможность обеспечения 100 % герметичности; - необходимость в системе подачи затворной жидкости. На основе анализа накопленного опыта конструирования и эксплуатации герметичных НА с приводом через магнитную муфту определены следующие направления для исследования: - оптимизация системы охлаждения герметизирующего экрана, внутренней и наружной магнитной полумуфты, которая осуществляется потоком перекачиваемой жидкости; - поиск решений по снижению электромагнитных потерь в герметизирующем экране, которые объясняются вихревыми токами, генерируемыми магнитным полем в экране, выполненном из токопроводящих материалов; - повышение КПД герметичного насосного агрегата с приводом через магнитную муфту. 368 РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ ДЛЯ ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА Кулыгин Р.П. (научный руководитель - д.т.н., профессор Сазонов Ю.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время в современной системе добычи и транспортировки нефти и газа, используется различные технологии, но все чаще становится стандартной составляющей, так называемая многофазная технология. Данные технологии дают возможность в значительной мере снизить давление на устье скважины, что позволяет увеличить продуктивность и продлить срок рентабельной эксплуатации месторождения, а так же значительно сокращает количество технологического оборудования. В частности при использовании двухвинтовых многофазных насосов отпадает потребность в эксплуатации сепараторов, компрессоров, насосов для перекачивания газонефтеводяной смеси, и строительстве дополнительных дожимных насосных установок. Вся продукция, поступающая со скважины транспортируется по одному трубопроводу, благодаря чему происходит рациональное использование попутного газа, и предоставляется возможность исключить факельное сжигание на месторождении, что в значительной степени помогает улучшить экологическую обстановку. Использование мультифазных насосов позволяет вести рентабельную эксплуатацию отдаленных месторождений, эксплуатация которых не выгодна при использовании традиционной технологии. Не смотря на множество преимуществ использования мультифазных систем, на сегодняшний день, оборудование использованное в этих технологиях столкнулось с острой проблемой наличия абразивных частиц в перекачиваемой среде. Данная проблема остается актуальной не только для мультифазных технологий, но и для всей нефтегазодобывающей промышленности. Наличие механических примесей, содержащихся в откачиваемой глубинным насосом жидкости, не только приводит к разрушению, износу, заклиниванию рабочих деталей машин и в целом негативно отражается на надежности оборудования, но так же, может привести к сложнейшим авариям. Проводимые мною исследования нацелены на комплексное изучение фильтрационной системы, предназначенной для осложненных условий добычи и эксплуатации скважин. В данной работе проанализированы различные типы фильтрационных систем, которые могут быть использованы для увеличения срока службы оборудования, в том числе, мультифазных насосов. 369 СИСТЕМАТИКА И РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ УДАРНЫХ МЕХАНИЗМОВ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ ИНСТРУМЕНТА В СКВАЖИНЕ (SYSTEMATIZATION AND CALCULATION OF OPERATING MODE OF PERCUSSION SYSTEM FOR LIQUIDATION OF MOTIONLESS OF THE TOOL IN WELL) Леконцев К.Г. (научный руководитель - старший преподаватель Соколов Н.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В современных условиях бурения, характеризующихся разнообразием геологического строения районов, интенсивным ростом глубин скважин, высокими давлениями и температурами, наличием толщ проницаемых отложений и неустойчивых пород, сложными конструкциями скважин и компоновок низа бурильных колонн, сложной пространственной конфигурацией скважин, вопросам предупреждения и ликвидации осложнений отводится первостепенная роль. К сожалению, даже при использовании современных достижений в области конструирования и технологии сооружения скважин, зачастую не удается избежать осложнений, препятствующих скоростному и эффективному бурению. Прихват бурильной колонны в процессе строительства скважин является одним из самых распространенных осложнений, нередко переходящих в аварию. В связи с этим остается актуальным вопрос совершенствования конструкции и методик расчета основных параметров механизмов для ликвидации прихватов. Одним из способов ликвидации прихватов является нанесение продольных единичных ударов по прихваченному инструменту. Разработкой и усовершенствованием ударных механизмов (УМ) заняты многие компании, предложены десятки различных схем, однако на практике, как правило, используют не более 2-3 конструкций УМ. В рамках анализа рассмотрена классификация УМ с целью упорядочения известных решений и обеспечения синтеза основных возможных схем УМ. Сформулирован перечень признаков, определяющих конструктивные и технологические характеристики УМ. Это позволяет оценить преимущества и недостатки предложенных на рынке механизмов, обеспечить синтез существующих решений. Так же приведена технология применения УМ для обеспечения максимальной энергии удара и методика расчета характеристик ударных механизмов. 370 УСТРОЙСТВА ДЛЯ ВПРЫСКА ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ В ГАЗОПРОВОД (DEVICES FOR INJECT CORROSION INHIBITORS INTO THE PIPELINE) Линьков А.А. (научный руководитель - профессор Ходырев А.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В течение всего времени использования трубопроводов для транспортировки газа постоянно возникают проблемы, связанные с коррозией, разрушением труб. Продлить срок эксплуатации трубопроводов позволяет введение в них ингибиторов коррозии. В работе рассмотрены различные конструкции устройств для впрыска ингибиторов коррозии, различающиеся между собой по назначению и способу установки их на газопроводы. В настоящее время проблему введения ингибитора коррозии решается путем распыления его в полости трубы при помощи форсунок. Существуют два способа установки форсунки. Первый – с остановкой подачи газа и сброса давления на время установки устройства, второй –без остановки подачи газа. Выбор способа обусловлен условиями добычи и транспортировки газа. Каждый способ имеет свои достоинства и недостатки, особенности конструкции. Анализируются предлагаемые конструкции форсунок и их технические характеристики, объединяющие в себе преимущества известных технологий. Предложено несколько технических решений, подходящих для различных способов установки с насадками-распылителями, разработанными с участием автора, а также обеспечивающие возможность применения насадокраспылителей, имеющихся на рынке. В работе рассмотрены несколько наиболее практичных и целесообразных для применения конструкций устройств для впрыска ингибитора коррозии при разных условиях эксплуатации газопровода. Представлено форсуночное устройство с двумя вариантами привода перемещения форсунки в газопровод без сброса давления: лебедочным и цепным. Оба привода съемные и взаимозаменяемые, что позволяет применять один привод для нескольких точек ввода ингибитора. Лебедочный привод характеризуется меньшей металлоемкостью, но он рассчитан на газопроводы с рабочим давлением, достаточным для самоизвлечения форсунки. Цепной привод не имеет ограничений по наименьшему рабочему давлению в газопроводе. Кроме того, он позволяет фиксировать форсунку в любом рабочем положении и выводить ее из газопровода даже при существенном трении в уплотнениях. Рассмотрены также разные конструкции центробежных форсунок с различной ориентацией распылителей. 371 ВЫБОР И ПРИМЕНЕНИЕ УРАВНЕНИЙ СОСТОЯНИЯ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ПАРОЖИДКОСТНОГО РАВНОВЕСИЯ КОМПОНЕНТОВ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА (LNG COMPONENTS EQUATION OF STATE. SELECTION AND APPLICATION FOR VAPOUR-LIQUID EQUILIBRIUM) Мамаева Т.А. (научный руководитель - профессор Мельников В.Б.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Развитие промышленности СПГ в России носит стратегический характер. В России сосредоточено 25% мировых запасов природного газа. Таким образом, развитие газовой отрасли, в том числе выбор наиболее оптимальных и эффективных направлений экспорта природного газа, напрямую связано с развитием российской экономики в целом. Неудивительно, что в сентябре 2013 года Минэнерго выступило с амбициозным заявлением – к 2030 году Россия будет занимать 20% мирового рынка СПГ с существующих 4,5%. На сегодняшний день более половины мощностей производства СПГ осуществляется с применением холодильных циклов со смешанными хладагентами. Применение смешанных хладагентов связано с необходимостью максимально приблизить кривые охлаждения природного газа и используемого хладагента с целью уменьшения энергетических затрат на сжижение. Описание термодинамических параметров чистых веществ с помощью кубических уравнений состояния в диапазоне, характерном для каждой из модели осуществляется с высокой точностью. Что же касается многокомпонентных смесей, то традиционное использование достаточно простых кубических уравнений термодинамического состояния дает удовлетворительный результат только в очень ограниченном диапазоне и зависит от веществ, входящих в состав смеси. Причем, каждая из моделей лучше описывает какой-то один из параметров. Одним из самых известных является уравнение состояния ПенгаРобинсона, которое неоднократно усовершенствовалось введением дополнительных коэффициентов. Однако, описание поведения систем вблизи критической точки остается недостаточным. Проведены исследования бинарных систем метана, этана и пропана при различных составах и термобарических условиях проведены с использованием модели Пенга-Робинсона в модификации с шифтпараметром. 372 КРИТЕРИИ И ПУТИ РЕШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СОЛНЕЧНОЙ ЭНЕРГИИ В РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН (CRITERIA AND SOLUTIONS EFFECTIVELY USE OF SOLAR ENERGY IN UZBEKISTAN) Масалимов Р.А. (научный руководитель - доцент Бузруков Р.И.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте В настоящее время в мире солнечная энергия преобразуется в электрическую в основном двумя способами – фотоэлектрическим и термодинамическим. Как мы проанализировали, фотоэлектрический способ преобразования солнечной энергии в электрическую значительно опережает термодинамический. Большая часть средних и крупных фотоэлектрических установок в настоящее время встраивается в электросеть, из которой возмещается нехватка солнечной энергии в зимнее и ночное время. Излишек солнечной энергии в летнее и дневное время суток передается в сеть. В Узбекистане пока нет крупных фотоэлектрических установок для производства электроэнергии, в настоящее время принимаются меры по ее созданию в принятых программах развития промышленности и энергосбережения. Как мы изучили в прошлом году, это связано с высокой стоимостью строительства такой гелиостанции, которая превышает стоимость тепловой электростанции в расчете на 1000 млн. кВт ч от 3 до 10 раз. Для того, чтобы экономически конкурировать с топливной энергетикой, солнечной энергетике необходимо изучить ряд основных критериев и обобщить предложения по эффективному развитию альтернативной энергетики в перспективах по использованию нетрадиционных источников энергии на предприятиях нефтегазовой отрасли республики. На основе обобщений нами представлены предварительные меры по развитию альтернативной энергетики и перспективы использования нетрадиционных источников энергии в Узбекистане. В настоящей работе как второй этап, нами изучаются в отличии от прошлогодних исследований, критерии по применению фотоэлектрических установок для развития солнечной энергетики в Узбекистане. В дальнейшем, при успешном изучении критериев по применению фотоэлектрических установок, нами планируется составление и утверждение в установленном порядке на 2015-2016г. мероприятий и хоздоговорных работ с предприятиями нефтегазовой отрасли по внедрению фотоэлектрических установок как альтернативных источников энергии. 373 РАЗРАБОТКА МОРФОЛОГИЧЕСКОЙ МАТРИЦЫ ВЫБОРА ОБЪЕМНОГО НАСОСА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ (DEVELOPMENT OF MORPHOLOGICAL MATRIX FOR CHOICE VOLUMETRIC PUMP TO OPERATE WELLS IN EXTREME ENVIRONMENTS) Мерициди И.И. (научный руководитель - д.т.н., профессор Ивановский В.Н.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина В настоящее время в России и в мире запасы нефти, удобные для добычи традиционными методами, истощаются ускоренными темпами. При этом более 70 % нефти добываются компаниями из низкодебитных скважин (от 10 до 25 т/сутки). В связи с этим все более остро становиться вопрос эффективного выбора оборудования, который можно решить за счет создания и использования морфологической матрицы. В работе было проведено исследование 3-х уже существующих матриц: 1) Матрица томского Института Природных ресурсов 2) Матрица, опубликованная в номере журнала «Ойфилд Ревью» 3) Методика КНТЦ ОАО «НК «Роснефть», опубликованная в журнале «Инженерная Практика». Цель работы - проанализировать недостатки имеющихся систем и обозначить актуальность создания морфологической матрицы. Были выявлены ряд главных проблем существующих методик: 1) Ошибки в выборе и формирование критериев оценки 2) Отсутствие структуризации критериев 3) Неточность в описании критериев, приводящая к потере значимости 4) Большая погрешность системы оценки, которая не позволяет провести однозначный выбор. В работе проведена структуризация факторов, осложняющих использование оборудования, и разделение оборудования на три группы: 1) Наземное оборудование 2) Системы передачи энергии 3) Скважинное оборудование. На первом этапе был проведен технологический отбор, позволяющий отсеять установки, которые невозможно использовать в данных условиях. Во втором этапе проводится оценка технико-экономического сравнения оставшихся установок с целью выявления наиболее эффективного оборудования. В результате работы была разработана морфологическая матрица, содержащая основные рекомендации по выбору оборудования, которое будет работать наиболее эффективно при данных условиях эксплуатации, а также дает возможность проектирования нового вида оборудования. 374 РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ МУЛЬТИФАЗНОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЙ (DEVELOPMENT AND RESEARCH OF HYDRAULIC MULTIPHASE PUMPING SYSTEMS FOR COMPLICATED CONDITIONS) Моисеев Д.П. (научный руководитель - д.т.н., профессор Сазонов Ю.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на смену традиционному способу перекачивания нефти и газа приходит более прогрессивный метод, основанный на применении многофазных насосов. В частности при использовании винтовых многофазных насосов отпадает необходимость в сепарации поступающей из скважины нефтегазоводяной смеси на местах добычи, что позволяет отказаться от строительства новых дожимных насосных станций, а также повышается нефтеотдача пласта за счет понижения устьевых давлений в скважине. Улучшается экологическая обстановка за счет ликвидации газовых факелов путем транспортирования газа вместе с жидкостью до объектов, обустроенных системой газосбора. Уменьшаются инвестиционные затраты, особенно при вводе в эксплуатацию новых месторождений. Появляется возможность централизованной утилизации полученного газа. Значительно уменьшаются эксплуатационные затраты. К малоизученным вопросам в этой теме можно отнести уменьшение КПД насоса при перекачке газожидкостных смесей, необходимо комплексное исследование данной проблемы. Не решена до конца проблема, связанная с наличием механических примесей в потоке перекачиваемой среды, что негативно отражается на надежности насоса. Проводимые исследования нацелены на комплексное изучение гидравлической системы мультифазной насосной установки, предназначенной для осложненных условий эксплуатации. Проанализированы различные типы гидравлических машин, которые могут быть использованы в качестве мультифазного насоса. Показано, что детальное изучение рабочих процессов динамических и объемных насосов позволяет наметить новые пути развития техники и технологий для многофазной перекачки углеводородов. 375 УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ ОЧИСТКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (THE TECHNOLOGICAL FLUID PURIFICATION SYSTEM IMPROVEMENT FOR FORMATION PRESSURE MAINTENANCE) Мырзамуратов А.Б. (научный руководитель - ассистент Булат А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Учитывая то обстоятельство, что крупные месторождения России вошли в позднюю стадию разработки с круто падающей добычей, главным условием стабилизации добычи нефти России становится разработка и внедрение новых высокоэффективных технологических решений увеличения извлечения нефти из низкопродуктивных и трудноизвлекаемых запасов. В России поддержание пластового давления заводнением является одним из основных видов воздействия на нефтепродуктивные пласты с целью повышения нефтеотдачи и интенсификации процесса разработки. Одним из главных параметров технологической жидкости для системы ППД является содержание в ней механических примесей. Наличие их в растворе ведет к снижению проницаемости нефтеносных пластов. Существующие системы очистки воды для ППД имеют большие габариты и металлоемкость, и при этом не всегда имеют достаточную эффективность сепарации механических примесей и оперативной регенерации фильтрующих элементов. На кафедре Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности спроектирована система очистки воды для системы ППД в составе сепаратора механических примесей (десендера) и фильтров тонкой очистки. Полученные результаты стендовых испытаний опытного образца показали, что такая система обладает высокой эффективностью (коэффициент отделения механических примесей), высокими возможностями восстановления (регенерации) первоначальных сепарационных способностей. Применение этой системы позволит значительно уменьшить габариты и, соответственно, сократить металлоемкость, уменьшить трудоемкость изготовления и применения. Таким образом, это может принести значительный технологический и экономический эффект. 376 ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ СРЕДСТВА ФОРМАЛИЗОВАННОГО ОПИСАНИЯ ТАБЛИЦ РЕШЕНИЙ (THE TOOLS OF FORMAL DESCRIPTION OF THE DECISION TABLES) Нагибина А.О. (научный руководитель - профессор Новиков О.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Известно, что при проектировании технологических процессов изготовления деталей необходимая информация выбирается из справочной литературы, в которой она, как правило, представлена в виде таблиц. Информация для определения режимов резания (подачи, скорости резания и т.д.) представлена таблицами решений четырех типов, которые содержат в себе множество возможных значений одной переменной. Поиск требуемых значений занимает большое количество времени. С целью увеличения производительности технологических работ в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина была разработана система комплексной автоматизации (СКАТ), которая позволяет производить формализованное описание различной информации, представленной в таблицах, в том числе и в таблицах решений. Инструментальные средства (ИС) формализованного описания таблиц решений содержат следующие разделы: Граф, в котором пользователь может выбрать путь к проектным задачам определенного класса, выбрать проектную задачу для ее редактирования или создать новую для ее дальнейшего описания; Старт, позволяющий пользователю запустить задачу для контроля правильности ее работы; Описание, который позволяет описывать задачу при помощи набора операторов, причем от пользователя не требуется запоминание структуры этих операторов, описание их параметров происходит в режиме диалога; Переменные – позволяет пользователю просмотреть состав всех переменных и их значений, которые были введены при предыдущем запуске задачи в работу. При описании проектной задачи автоматически формируется файл с ее описанием в редакторе на специализированном языке программирования, поэтому пользователь может описывать операторы программы не только в режиме диалога, но и средствами редактора ИС. Созданные ИС описания таблиц решений позволяют пользователю в режиме диалога, не зная программирования, производить описание таблиц решений, в том числе и взаимосвязанных. 377 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ВЕЛИЧИНЫ СОЛНЕЧНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА МОРСКИЕ СТАЦИОНАРНЫЕ ПЛАТФОРМЫ (METHODS OF ASSESSING THE MAGNITUDE OF SUN EXPOSURE ON FIXED OFFSHORE PLATFORMS ) Надыров Р.И. (научный руководитель - доцент Староконь И.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Морские стационарные платформы подвергаются различным воздействиям, в том числе и температурному. Совершенно очевидно, что основным фактором, вызывающим нагрев конструкций МСП, является интенсивность солнечного воздействия и теплообмена конструкции с окружающей средой. Адекватная оценка величин теплового воздействия на конструктивные элементы МСП является важной и актуальной задачей, т.к. изменение температуры в элементах создают в их конструкциях переменные температурные напряжения, которые в свою очередь снижают ресурс МСП. Помимо этого исследование тепловых режимов МСП создаст базу для разработки методики термодиагностики, которая позволит с высокой точностью выявлять дефекты конструкционных элементов МСП с минимальной стоимостью. Солнце находится от Земли на расстоянии примерно 150 млн км. Полная мощность излучения, которое падает на поверхность площадью 1 м2, помещенную вне атмосферы Земли (выше 150 км), называется солнечной постоянной, которая равняется 1395 Вт/м2. Интенсивность солнечного излучения зависит от географического положения МСП, времени года, времени суток, погодных условий, условиями теплоотдачи в окружающую среду и др. Поэтому решение задачи определения воздействия солнечного излучения на конструктивные элементы исследуемых объектов будет разбито на следующие этапы: 1) Определение плотности теплового потока, полученного конструктивными элементами от суммарного солнечного излучения; 2) Оценка влияния температуры окружающей среды и ее динамики на формирование температуры конструктивных элементов. В работе предполагается также исследование влияния внутренних дефектов конструктивных элементов МСП, обладающих отличными от основного металла теплофизическими характеристиками, на искажение теплового поля относительного эталонного образца. На основе проведенных исследований предполагается получение новых формул, устанавливающих зависимость между величинами дефектов и температурным состоянием конструктивных элементов МСП. Предполагается, что разрабатываемая авторами методика диагностики будет в десятки раз эффективнее, по сравнению с другими методами неразрушающего контроля. Кроме того, ввиду особенностей и значительных габаритов конструкций МСП скорость выполнения диагностических операций будет превышать традиционные методы. 378 ОЦЕНКА ПРОЧНОСТИ СВАРНОГО СОЕДИНЕНИЯ С ДЕФЕКТОМ СПЛОШНОСТИ МЕТАЛЛА ШВА НА ОСНОВЕ ЧИСЛЕННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ (STRENGTH ASSESMENT OF WELDED JOINTS WITH CONTINUITY DEFECTS IN THE WELD BASED ON NUMERICAL MODELING) Насонов В.А. (научный руководитель - профессор Захаров М.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Основная доля нефтегазового и химического машиностроения связана с производством сварных сосудов и аппаратов. К качеству сварных соединений готового изделия предъявляются достаточно жесткие требования, однако в силу сложности технологического процесса допускается наличие в металле шва твердых и газовых включений размерами не выше нормативно установленных. При этом, как на этапе выходного контроля, так и при периодических освидетельствованиях, оценка допустимости этих дефектов ведется по консервативно-дискретному принципу путем сравнения величины несплошности с предельным допуском. Это удобно с практической точки зрения, однако в случае если устранение формально недопустимого дефекта связано с определенными трудностями, полезным было бы оценить влияние последнего на общую прочность конструкции и сделать вывод о его действительной опасности. На основе экспериментально полученных данных о прочности сварного соединения с нетрещиноподобным дефектом была проведена процедура численного моделирования идентичной конструкции с целью изучения напряженно-деформированного состояния в зоне несплошности. Анализ соответствующих эпюр на момент разрушения позволил получить выражение для определения критического значения напряжений на удалении от дефекта: (ом) σ(мш) в σ при 1 в (ом) σ в σкр , (мш) σ (мш) 1 σ (мш) σ (мш) 1 1 0,65 при σ в 1 в т т σ(ом) в где : относительный размер несплошности; σ(ом) предел прочности основного металла; в σ(мш) предел прочности металла сварного шва; в (мш) σ т предел текучести металла сварного шва. В отличие от консервативной оценки по нормативным допускам на размер несплошности, предложенная зависимость позволяет определить предельное значение рабочих напряжений для дефекта любой величины. 379 УСТАНОВКА СТРУЙНОГО НАСОСА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ МАЛОГО ДИАМЕТРА (INSTALLATION OF JET PUMP FOR USING IN SIDETRACKS SMALL DIAMETER) Никонов И.О. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Деговцов А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина С каждым годом в мире выполняется все больше операций по зарезке боковых стволов. По экспертным оценкам только в России ежегодно боковые стволы проводятся на 800-1200 скважинах. Эта технология позволяет повысить эффективность разработки залежей за счет вовлечения в разработку ранее не дренируемых запасов, а так же ввода в эксплуатацию скважин бездействующего фонда. Скважины с боковыми стволами имеют интенсивный темп набора кривизны (до 9 градусов на 10 м) и малые внутренние диаметры эксплуатационных колонн (89 мм или 102 мм). Все это ограничивает возможность применения стандартного насосного оборудования в скважинах с боковыми стволами. Для эксплуатации скважин с боковыми стволами предложена установка скважинного струйного насоса типа УНСЦО-01. Установка состоит из поверхностного силового привода и струйного насоса установленного в скважине. В качестве рабочей жидкости, закачиваемой под высоким давлением по специальному каналу в скважинный струйный насос, используется вода из системы ППД, в качестве поверхностного привода используются насосы типа ЦНС, установленные на БКНС системы ППД. Для обеспечения нормальной работы струйного насоса имеющего малые диаметры сопел высокие требования проявляются к системе очистки рабочей жидкости. Для подачи рабочей жидкости используется колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), на которых струйный насос спускается в боковой ствол скважины. Подъём продукции скважины осуществляется по затрубному пространству, где пакер служит для его герметизации. Для регулирования параметров работы струйного насоса на устье скважины установлен регулируемый штуцер типа ЗДШ. В настоящее время установка струйного насоса проходит промысловые испытания на скважине №2107 Шагирто-Гожанского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», давление рабочее жидкости 18 МПа, расход рабочей жидкости 79 м3/сут, подача насоса 33 м3/сут. на штуцере диаметром 4.0 мм. В докладе представлены результаты гидравлических расчетов системы устьевое оборудование – струйный насос для различных диаметров штуцера. 380 МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ПРИНЯТИЯ УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И СТРОИТЕЛЬСТВЕ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ (MODELING MANAGERIAL DECISION-MAKING PROCESSES IN DESIGN AND CONSTRUCTION IN THE OIL AND GAS INDUSTRY) Овчинников А.С. (научный руководитель - профессор Безкоровайный В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время невозможно представить деятельность проектной организации без использования систем автоматизированного проектирования (САПР), однако, большинство современных систем не является комплексными, и, как правило, аспекту автоматизации функций управленческого процесса уделено малое внимание. В докладе рассмотрены основные подходы к внедрению современных информационных технологий и средств автоматизации в проектное производство, а также выделены основные недостатки современных САПР. Изучение результатов системного анализа деятельности проектной организации позволило построить структурную модель, описывающую информационную поддержку системы управления проектами – ключевой компонент системы автоматизации проектного предприятия. Далее в работе рассмотрено моделирование процесса проектирования и соответствующих элементов САПР как интегрированных систем, получена математическая модель функционирования системы управления проектным процессом, построен алгоритм системы генерации управленческих задач. Основной задачей работы генератора управленческих задач является однозначное сопоставление календарного плана проекта и множества управленческих задач, что делает возможным представление календарного плана технических работ в виде расписания управленческих воздействий на процесс проектирования. Таким образом, в работе представлен новый взгляд на решение актуальных проблем в области построения систем автоматизированного проектирования, позволяющий сделать вывод о необходимости систематизации управленческих функций и переходу к комплексному анализу, формализации и автоматизации задач управления для различных уровней руководителей и исполнителей. 381 СТРУКТУРНЫЙ СИНТЕЗ ИСПОЛНИТЕЛЬНЫХ МЕХАНИЗМОВ ПОРШНЕВЫХ КОМПРЕССОРНЫХ МАШИН (STRUCTURAL SYNTHESIS OF THE ACTUATORS PISTON COMPRESSOR MACHINES) Ожигов Я.А. (научный руководитель - ст. преподаватель Диденко Е.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Традиционно выбор структурной схемы вновь проектируемых машин ведут либо интуитивно, опираясь на опыт и квалификацию разработчиков, либо путем наслоения структурных групп в соответствии с принципами образования механизмов Артоболевского И.И. Подобные методы позволяют найти приемлемое для практической реализации решение, однако такой подход не позволяет выявить все возможные перспективные варианты. В работе предлагается целенаправленный синтез поршневых компрессорных машин проводить с помощью структурных математических моделей. Определим все возможные структурные схемы одноподвижных исполнительных механизмов поршневых компрессоров, существующих в трехподвижном пространстве, имеющих один замкнутый контур, при этом используем только низшие одноподвижные кинематические пары (поступательные (П) и вращательные (В). Подставим исходные данные, в структурную математическую модель, получим: 2 p 2n2 S ; n n2 ;1 3n 2 p1 ; p p1 ;1 p n2 ; T 2. Таким образом, синтезируемые механизмы должны быть одноподвижными, иметь три двухвершинных подвижных звена, два присоединения к стойке и четыре одноподвижных кинематических пары. Найдем число формальных устройств, которые соответствуют найденным решениям. В соответствии с методами комбинаторики, общее число возможных разновидностей устройств С, состоящих из числа l кинематических пар (l=4), образуемых из q видов кинематических пар различного конструктивного исполнения (q=2), определится С=24=16. Располагая различным образом кинематические пары, получим все возможные их сочетания: ПВВВ, ВВВП, ППВВ, ВВПП, ПППВ, ВППП, ПВПП, ППВП, ВПВВ, ВВПВ, ПВПВ, ВПВП, ПВВП, ВППВ, ПППП,ВВВВ. После анализа синтезированных устройств, отбросив попарно симметричные, получим схемы, нашедшие широкое применение в технике, которые обычно имеют следующие модификации: ВВВП, ВВПП. Окончательный выбор рациональной схемы компрессора определится ее кинематическими, динамическими и технологическими свойствами. 382 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРУЖИННОГО ФИЛЬТРА В ФИЛЬТРАЦИОННОЙ СИСТЕМЕ МУЛЬТИФАЗНЫХ НАСОСОВ (STUDY OF SPRING FILTERS IN THE FILTRATION SYSTEM OF MULTIPHASE PUMPS) Охотенко А.А. (научный руководитель - профессор Сазонов Ю.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина С целью одновременного перекачивания жидких сред с большим содержанием газа, до 100%, были разработаны и внедрены мультифазные (многофазные) насосные агрегаты. Такие насосы в первую очередь сыскали себе репутацию в нефтяной области, позволяя перекачивать газо-жидкостную смесь по одной нитке нефтепровода, заменяя собой дожимные насосные станции и тем самым упрощая и удешевляя разбуривание и ввод в эксплуатацию новых удаленных месторождений. На сегодняшний день существует несколько проблем которым необходимо уделить особое внимание, одна из главных это абразивный износ. Именно поэтому используют систему фильтров для очистки жидкости от дисперсных частиц. В РГУ Нефти и Газа проводится изучение эффективности использования и продления срока службы пружинных фильтров (и системы в целом) в фильтрационной системе мультифазного насоса. Для этого разработан стенд с системой фильтров и насосом с возможностью реверса направления потока жидкости, что используется для промывки фильтра. 383 СИСТЕМАТИЗАЦИЯ ОБНОВЛЕНИЯ И СОЗДАНИЯ ЕДИНОЙ БАЗЫ НА БУРОВОЕ НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ (SYSTEMATIZATION OF REVISION PROCEDURES AND CREATION OF UNIFORM BASE OF STANDARDS ON DRILLING EQUIPMENT) Пантелеев А.С. (научный руководитель - д.т.н., профессор Кершенбаум В.Я.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время возникла острая необходимость создания отечественных стандартов на буровое нефтегазовое оборудование (БНГО), обеспечивающих возможность изготовления конкурентоспособного БНГО. Проведенный анализ показал, что решение этой задачи требует использования системного анализа базовых нормативных документов (БНД) и специальных процедур, позволяющих установить не только параметры модифицированного стандарта (MC), но и процедуры, обеспечивающие высокий уровень стабильности свойств БНГО и эффективное функционирование предприятий-производителей. В том числе, по использованию современных систем управления процессами на этих предприятиях. Необходимо также учитывать, что современные виды БНГО должны отвечать высоким требованиям всех видов безопасности и совместимости, но их свойства недостаточно изучены, поэтому возрастают риски несоответствия оборудования требованиям, особенно в экстремальных условиях эксплуатации (применения). Анализ показал, что в настоящее время имеются методические основы для решения изложенных задач, их объединение в единую систему формирования параметров и процессов является целью данной работы. 384 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭЛЕМЕНТНОГО СОСТАВА, СТРОЕНИЯ И ТОЛЩИНЫ ЗАЩИТНОЙ ПЛЕНКИ В ДИНАМИКЕ ПУТИ ТРЕНИЯ ПАРЫ ЛАТУНЬ-СТАЛЬ (PROTECTIVE FILM ELEMENTAL COMPOSITION, STRUCTURE AND THICKNESS RESEARCH IN WEAR ROUTE OF BRASS-STEEL PAIR DYNAMICS) Пичугин С. Д. (научный руководитель - д. т. н., профессор Малышев В. Н.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Процессы трения и изнашивания подвижных сопряжений определяются свойствами тончайших поверхностных слоев металла и пленок, элементный состав и строение которых зависят от природы окружающей среды. Взаимодействие металлических пар в условиях эффекта безызносности локализовано в медьсодержащей пленке. Исследование медьсодержащей пленки на поверхностях трения пары антифрикционный сплав-сталь проводилось с привлечением рентгенофотоэлектронной спектроскопии. Экспериментальные исследования процессов трения и изнашивания пары медный сплав – сталь в глицерине выполнялись на машине трения СМЦ-2. Образцы-колодки изготавливались из латуни Л63, стальные ролики – из стали 40 ХН. Шероховатость поверхностного слоя образцов, твердость стального образца, нагрузочно-скоростные параметры принимались для условий, наиболее благоприятствующих формированию медьсодержащей пленки. Путь трения был разбит на 6 участков от 70 до 2100 метров, в которых использовались новые образцы. Установлен элементный состав, строение и толщина медьсодержащих пленок, как на стальном, так и на антифрикционном сплаве в диапазоне пути трения от 70 до 2100 метров. Показано, что на стальном и латунном образце наряду с медью присутствует и цинк. На пути трения 2100 метров защитная пленка в зоне трения стального образца образовалась на подслое окисленных соединений железа, а в поверхностном слое медного сплава – на подслое окисленных соединений меди и цинка. 385 АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ БУРОВАЯ УСТАНОВКА С ИНТЕГРИРОВАННЫМ ВЕРХНИМ ПРИВОДОМ (AUTOMATIC HYDRAULIC DRILLING RIG WITH INTEGRATED TOP DRIVE SYSTEM) Плиев А.М. (научный руководитель - к.т.н., доцент Пекин С.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Автоматизированные буровые установки гидравлического типа были разработаны для обеспечения высоких стандартов безопасности ведения буровых работ, их высокой эффективности, снижения стоимости бурения и уменьшения воздействия на окружающую среду. Эти буровые установки требуют в два раза меньшей территории для размещения оборудования, чем традиционные, обеспечивают быстрые монтаж-демонтаж и транспортировку на другую точку, сокращают непроизводительные время и расходы, обладают высокими эксплуатационными характеристиками. Буровые установки уникальной конструкции имеют форму, значительно отличающуюся от традиционных буровых установок. Целью создания такой конструкции были увеличение уровня безопасности работы буровой бригады и улучшение технико-экономических показателей бурения. Гидравлические буровые установки отличает от других самоподъемная гидравлическая телескопическая мачта, в которую интегрированы мощный гидроцилиндр и система верхнего гидропривода. Мачта гидравлической буровой установки имеет иную конструкцию, чем мачта традиционной буровой установки. На данной буровой установке нет буровой лебедки и талевой системы, нет балкона верхового рабочего. Все это заменено мощным гидроцилиндром, который является основным грузоподъемным элементом буровой установки. Верхний привод оборудован динамометрическим ключом; может двигаться горизонтально, что позволяет ему перемещать трубы из шурфа для «однотрубки» к центру скважины, и наоборот. Кроме того, буровая установка оборудована автоматическим трубным манипулятором, который поворачивается внутри уникальных вертикальных стеллажей-магазинов для бурильных труб, радиально расположенных вокруг буровой площадки. Система вертикальных стеллажеймагазинов для труб устанавливается на полукруглой решетке вокруг буровой площадки, что позволяет быстро монтировать и демонтировать буровую установку. Трубы можно легко заменять, поменяв магазины, уже заполненные другими трубами, не прерывая при этом процесса бурения. Гидравлические буровые установки предназначены для работы с бурильными трубами стандартного типоразмера диапазона длины R III (∼ 12,5 м), однако трубы длиной ∼ 9,5 м также могут применяться без каких-либо изменений и регулировки оборудования. 386 ИССЛЕДОВАНИЕ ИСТОЧНИКА АКУСТИЧЕСКОЙ ЭМИССИИ ПРИ ОБЩЕЙ КОРРОЗИИ УГЛЕРОДИСТОЙ СТАЛИ (INVESTIGATION OF ACOUSTIC EMISSION SOURCE IN GENERAL CORROSION OF CARBON STEEL) Ратанова М.Д. (научный руководитель - д.т.н., профессор Медведева М.Л.) РГУ нефти и газа имени Губкина В рамках работ по созданию систем коррозионного мониторинга, использующих датчики акустической эмиссии проведены исследования, с целью определения природы источников АЭ сигналов, которые возникают при общей коррозии углеродистой стали. Подобраны среды, которые, с одной стороны, стабильно в течение всего периода испытания поддерживают значение водородного показателя, а с другой стороны, вызывают общую коррозию со скоростью, характерной для действующего оборудования установок первичной переработки нефти: ≈0,1 ÷ 2,5 мм/год. Проведенные испытания показали линейную зависимость активности АЭ сигналов от величины водородного показателя. При измерении параметров АЭ было отмечено четыре характерных момента: 1. В аэрированных солесодержащих нейтральных и слабощелочных средах, где коррозия протекает с кислородной деполяризацией, коррозия металла регистрировалась, а отклик датчиков акустической эмиссии – нет. 2. В кислых средах регистрировался поток дискретных импульсов. Так как растворение металла при общей коррозии имеет непрерывный характер, а продукты коррозии растворимы, то источником дискретной АЭ, вероятно, может быть отделение пузырьков водорода, выделяющегося в катодном процессе, от поверхности металла или схлопывание их при переходе границы раздела электролит/воздух. 3. Кривые накопления импульсов имели на параллельных образцах одновременные перегибы, соответствующие изменению активности АЭ что также правомерно связать с дискретным процессом схлопывания пузырьков водорода на границе раствор-воздух. 4. Угол наклона кумулятивных амплитудных распределений акустикоэмиссионных сигналов, регистрировавшихся при испытании образцов, не зависел от значения рН среды. Это свидетельствует о том, что источники акустических сигналов имеют одну и ту же природу, вероятно, выделение водорода. Выполненная работа показала, что основным источником акустикоэмиссионных сигналов при общей коррозии углеродистой стали является водород, выделяющийся в результате катодного процесса. Это дает возможность обосновано подойти к выбору датчиков для систем коррозионного мониторинга и ограничить их использование только средами, в которых процесс идет с водородной деполяризацией. 387 ФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РЕГИОНАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОПЕРПЕКТИВНЫХ СТРУКТУР УЗБЕКИСТАНА (PHYSICAL MODELING OF REGIONAL OIL AND GAS PROSPECTIVE STRUCTURES IN UZBEKISTAN) Рахманкулов У.А. (научный руководитель - профессор Ходжиметов А.И.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте В ряде международных конференций и симпозиумов, проведенных в конце 90-х годов ХХ века и начале третьего тысячелетия и посвященных исследованиям задач геодинамики нефтегазоперспективных структур, важное место занимали вопросы исследования напряженнодеформированного состояния земной коры и литосферы в целом. Т.к., деформации и разрывы земной коры формируются на протяжении многих тысяч и миллионов лет, захватывая огромные массы горных пород, исследования проводятся в основном путем создания численных моделей и проведением физических экспериментов на моделях. Как известно, метод эксперимента играет важную роль в развитии многих наук, в том числе и геодинамики. Этот метод позволяет проверять физическую возможность развития тех процессов, которые геологи и геофизики предполагают в итоге проведения полевых работ. Регулярные эксперименты с моделями начались в конце ХIХ в. в связи с изучением образования складок (Daubree, 1879 (США); Willis, 1893 (США); Reyer, 1894 (Германия)). Значительное влияние на развитие экспериментальной геодинамики внесли Белоусов В.В., Гзовский М.В., Белицкий и др. В этих исследованиях моделировались складки разного типа, разрывы, а также решались вопросы геолого-геофизического характера, связанные с оценкой напряжений в земной коре и прогнозом землетрясений. В настоящей работе, для проведения экспериментальных исследований по изучению образования региональных нефтегазоперспективных структур Узбекистана, создана простая экспериментальная установка, позволяющая создавать вертикальные и горизонтальные усилия и измерять перемещения горных пород в масштабе 1:350000. Проведен ряд экспериментов, на однослойных, двухслойных и трехслойных моделях, в которых изучалось влияние последовательности приложения тектонических нагрузок на формирование складок и разрывов, а также проведены эксперименты, в которых изучалось влияние наличия нефтесодержащих слоев на деформирование слоев земной коры. 388 МОДЕЛЬ АНАЛИЗА ДВИЖЕНИЯ МЕЛКОЗЕРНИСТЫХ МАТЕРИАЛОВ ЧЕРЕЗ УЗЛЫ ПНЕВМОТРАНСПОРТА УСТАНОВКИ КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА (MODEL ANALYSIS OF THE MOTION OF FINE-GRAINED MATERIALS THROUGH PNEUMATIC COMPONENTS OF THE CATALYTIC CRACKING) Редикульцев П.С. (научный руководитель - доцент Андриканис В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе предлагается метод анализа движения мелкозернистых материалов через узлы пневмотранспорта установки каталитического крекинга путем компьютерного моделирования данных узлов с последующим расчетом гидродинамики потоков. За последние 20 лет компьютерные технологии быстро прогрессируют. На данном этапе данные технологии позволяют современным компьютерам совершать многозадачные расчеты, а современные компьютерные программы позволяют моделировать сложнейшие процессы с высокой точностью по отношению к результатам, получаемым в ходе испытания опытных образцов. Всё это дает нам возможность уменьшить материальные затраты на выполнение большого количества опытных образцов. Получаемые сведения показывают нам более полную картину характеристик потоков. Возможность оперативно менять размеры и формы объектов, а также их свойства позволяет найти оптимальную конфигурацию оборудования, оптимальное соотношение свойств потока для лучшей продуктивности и, самое главное, снижения износа узлов в результате эрозии. Данная методика опробована при моделировании опытов «Исследование гидродинамики реакционных аппаратов с дисперсной твердой фазой, пневмотранспортных устройств и совершенствование их узлов» за 1974-1975 гг. Результаты моделирования потоков показали высокую степень точности по сравнению с полученными опытными результатами. Дальнейшее усовершенствование методики позволит решать вопросы предварительного выбора конфигурации узлов, полноценно рассматривать гидродинамические характеристики потоков и прогнозировать характерный износ оборудования. Тем самым даст возможность решать вопросы оптимизации данных узлов, упростит поиск решений по их модернизации, подбору материалов. При этом уменьшатся затраты на выполнение огромного количества опытных образцов, а также будет ускорено принятие решений по данным вопросам. 389 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПАРЫ ОБОЙМА-ВИНТ С РЕГУЛИРУЕМЫМ НАТЯГОМ (ENGINEERING ADJUSTABLE DIAMETER STATOR FOR PROGRESSIVE CAVITY PUMP) Розов И.В. (научный руководитель - д.т.н., профессор Ивановский В. Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Натяг в паре обойма-винт одновинтовых гидравлических машин (ОГМ) является одним из важнейших критериев, влияющих на характеристику работы такого оборудования. Подбор оптимального натяга обеспечивает максимально высокую наработку. Однако, даже при выборе наилучшего значения натяга-зазора, условия работы скважинного оборудования постоянно изменяется, что приводит к необходимости изменения натяга, сопровождающегося СПО и заменой оборудования. Известны конструкции ОГМ с эластомерным статором, металлическим статором, покрытым тонкой эластомерной обкладкой и исполнения без эластомера. Так же существуют двухвинтовые гидравлические машины, в которых функцию статора выполняет второй винт. Все перечисленные модели обладают рядом недостатков, главным из которых является отсутствие возможности регулировки натяга между основными рабочими деталями в процессе работы оборудования. Именно поэтому проектирование нового исполнения ОГМ с регулируемым натягом-зазором пары обойма-винт УШВН, реализуемого с помощью технологий, используемых в смежных областях машиностроения, является актуальным. Проектирование таких конструкций требует создания или модернизации основных расчетных зависимостей. Реализация поставленной задачи позволит значительно повысить эффективность использования ОГМ в нефтедобывающей промышленности, особенно при добыче высоковязкой нефти, и при бурении скважин. 390 РОТОРНЫЙ НАСОС (ROTOR PUMP) Рыбанов И.Н. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Сазонов Ю.А.) РГУ нефти газа имени И.М. Губкина В настоящее время разработка всех основных нефтяных месторождений России и стран СНГ вступила в позднюю стадию, которая характеризуется истощением пластовой энергии и переходом на механизированный способ добычи. При этом наиболее распространёнными в настоящее время являются штанговые скважинные установки (УСШН) и установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) [2]. УСШН целесообразно использовать в малодебитных скважинах. Для УЭЦН характерно применение в высокодебитных скважинах. Однако, при добыче высоковязкой жидкости, или жидкости с высоким содержанием механических примесей и газа применение традиционных механизированных способов малоэффективно. Поэтому, для откачки жидкости повышенной вязкости разработаны установки электровинтовых насосов с погружным электродвигателем (УЭВН) и винтовые насосы с поверхностным приводом (УВНП), обладающие целым рядом преимуществ по сравнению с насосами других типов. Но у винтовых насосов имеются и существенные недостатки. В связи с этим рассматриваются альтернативные способы добычи нефти. Одним из таких способов является разработанный в РГУ нефти и газа роторный насос. Он объединяет в себе черты объёмных и динамических машин. Были проведены численные эксперименты при помощи методики, написанной в Microsoft Excel. Был разработан и собран стенд для испытания роторного насоса и проведены испытания на вязкой жидкости. В настоящее время не существует насосов, которые можно было бы отнести к объёмно-динамическому типу. 391 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЧНОСТИ ТЕПЛОИЗОЛЯЦИОННОГО СЛОЯ, СОСТОЯЩЕГО ИЗ ТВЕРДОТЕЛЬНЫХ ШАРООБРАЗНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ (STRENGTH STUDY OF A HEAT-INSULATING LAYER CONSISTING OF SOLID SPHERICAL ELEMENTS) Рыбин А.С. (научный руководитель - доцент Жедяевский Д.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Существующие способы теплоизоляции отличаются недостаточной несущей способностью теплоизоляционного слоя, что существенно ограничивает область их применения. В 2012 году на кафедре оборудования нефтегазопереработки была разработана конструкция, обладающая сочетанием высоких теплоизоляционных свойств и несущей способности. Конструкция защищена патентом РФ на полезную модель «Теплоизоляционный блок». Идея, лежащая в основе конструкции: теплоизоляционный материал должен быть выполнен в виде насыпного слоя твердотельных элементов, контактирующих друг с другом с наименьшей поверхностью контакта. Теплоизоляционные свойства конструкции обоснованы и экспериментально доказаны в магистерской диссертации «Исследование физических характеристик слоя теплоизоляционного материала, состоящего из твердотельных шарообразных элементов». Целью работы в настоящее время является экспериментальное определение прочности разработанного теплоизоляционного слоя, а также сравнение с существующими аналогами. На настоящий момент подобран стенд для проведения испытаний, закуплены необходимое оборудование и материалы, проведен анализ технической документации, проведены предварительные испытания, подтвердившие работоспособность стенда. Испытания проводятся в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в соответствии с ГОСТ 9758-86 «Заполнители пористые неорганические для строительных работ. Методы испытаний». На первом этапе планируется определить несущую способность слоя, построить и обосновать математическую зависимость несущей способности слоя от характеристик материала слоя. Теоретическая модель разрабатывается в среде SolidWorks Simulation. В дальнейшем, по итогам экспериментов, планируется провести технико-экономическое обоснование целесообразности коммерциализации разработки. В случае положительного результата, будет создано малое инновационное предприятие на базе вуза. 392 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ СЕРТИФИКАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ ЦЕНТРОБЕЖНОГО КОМПРЕССОРА (DEVELOPING CERTIFICATIION TEST METHODS OF CENTRIFUGAL COMPRESSORS) Рыжкова С.Ю. (научный руководитель - Гусева Т.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время центробежные компрессоры находят широкое применение практически во всех ведущих отраслях промышленности, включая отечественный нефтегазовый комплекс. При этом состояние отечественного рынка газовых компрессоров и его перспективы, прежде всего, можно оценить по масштабам развития добычи, транспортировки и переработки природного газа. В настоящее время в России на долю газовой отрасли приходится более 50% топливно-энергетического баланса; суммарное потребление газа составляет около 420 млрд куб. м в год. Добываемый природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России, которая охватывает 155 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 268 компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 44,8 млн кВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 24 объекта подземного хранения газа. Кроме того, потребность в компрессорном оборудовании еще больше возрастет в ближайшее время — с учетом прогнозируемого роста добычи газа и интенсивной газифицкации регионов страны. В этой связи становятся актуальными вопросы производства и эксплуатации российских и зарубежных центробежных компрессоров связанные с проведением оценки соответствия данной нефтегазовой техники требованиям технических регламентов Таможенного союза. На основе результатов анализа существующих российских и международных стандартов, а также с учетом документов авторитетных систем нефтегазовой стандартизации, в работе представлена методика проведения сертификационных испытаний центробежных компрессоров, предоставляющая изготовителям проводить оценку соответствия оборудования на отечественном и зарубежном рынках. 393 ИССЛЕДОВАНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ КАНАЛА, КОТОРЫЙ ОБРАЗУЕТСЯ МЕЖДУ ТРУБОПРОВОДАМИ НАХОДЯЩИМИСЯ ОДИН В ДРУГОМ (STUDY OF HYDRAULIC CHANNEL FORMED BETWEEN THE PIPES LOCATED ONE WITHIN OTHER) Садвакасова А.Ш. (научный руководитель - к.т.н. Донской Ю.А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Довольно часто в нефтегазовой промышленности встречается система трубопроводов, когда один трубопровод находится внутри другого, частным случаем такого расположения является коаксиальная схема расположения трубопроводов. Такое расположение может встречаться при добыче нефти в следующих случаях: одновременная раздельная эксплуатация двух пластов, когда один эксплуатируется ЭЦН а второй ШГН с колонной полых штанг, гидроприводные насосные установки, когда устанавливается двухрядная колонна НКТ для подачи силовой жидкости по одному каналу и добыче – по другому, геолого-физические исследования скважин при помощи колонны гибких НКТ (колтюбинг), когда гибкая НКТ спускается внутрь другой колонные НКТ. Цель работы – исследовать гидравлическое сопротивление канала, который образуется между трубопроводами находящимися один в другом. Задачи работы: проанализировать способы добычи нефти, оборудование и режимы его работы где могут применяться компоновки трубопроводов находящихся друг в друге, создать математическую модель для исследования зависимости гидравлического сопротивления от положения внутренней трубы, проверить адекватность созданной математической модели, исследовать гидравлическое сопротивление при различных свойствах перекачиваемой среды, различных геометрических размерах трубопроводов и их относительном положении. Существует формула для вычисления гидравлического сопротивления канала, который образовался между двумя трубопроводами. Однако область применения этой формулы ограничена числом Рейнольдса равным 2300 единиц. В практике довольно часто встречаются режимы течения, которые характеризуются значительно большими числами Рейнольдса. Были исследованы основные схемы оборудования , в которых применяется расположения трубопровода один в другом. Были определены области применения существующих формул расчёта гидравлического сопротивления. Показана необходимость совершенствования методов расчёта гидравлического сопротивления трубопроводов особенно если по ним перекачиваются многофазные жидкостные смеси. 394 РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ ДВУХПОТОЧНОГО МУЛЬТИФАЗНОГО ОДНОВИНТОВОГО НАСОСА Севрюков Р.И. (научный руководитель - доцент Балденко Ф.Д.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время многофазная технология на базе однодвухвинтовых насосов становится стандартной составляющей современной системы добычи и транспортировки нефти и газа. Данная технология дает возможность в значительной мере снизить давление на устье скважины, что позволяет увеличить продуктивность и продлить срок рентабельной эксплуатации месторождения, а так же позволяет сократить количество технологического оборудования. В частности при использовании мультифазных одновинтовых насосов (МОН) отпадает потребность в эксплуатации сепараторов и компрессоров, вся продукция, поступающая со скважин, транспортируется по одному трубопроводу, благодаря чему происходит рациональное использование попутного газа, и предоставляется возможность исключить факельное сжигание на месторождении, что в значительной степени помогает улучшить экологическую обстановку. Использование мультифазных насосов позволяет вести рентабельную эксплуатацию отдаленных месторождений, эксплуатация которых не выгодна при использовании традиционной технологии, связанной с сепарацией газа. Однако, наряду с множеством преимуществ типовых МОН, существует ряд проблем связанных с особенностью их конструкции. К основным таким проблемам можно отнести: сложности с подбором материала эластомера, зависящего от свойств перекачиваемой смеси; сложности создания надежного соединения приводного вала насоса с ротором; проблемы связанные с разработкой подшипникового узла, воспринимающего большую осевую силу. Цель данной работы заключается в модернизации конструкции МОН путем использования двухпоточной схемы бесшарнирного исполнения, обоснование ее преимуществ, а также определении основных математические зависимостей кинематики рабочих органов. 395 ИССЛЕДОВАНИЕ НАСОСА ОБЪЕМНО-ДИНАМИЧЕСКОГО ТИПА, РАЗРАБОТАННОГО ДЛЯ СИСТЕМЫ СБОРА НЕФТИ И ГАЗА (INVESTIGATION OF THE BODY-DYNAMIC TYPE PUMP SYSTEM DESIGNED FOR THE COLLECTION AND PREPARATION OF OIL AND GAS) Сергеева А.А. (научный руководитель - профессор Сазонов Ю.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время добыча тяжелых нефтей – одна из основных задач, стоящих перед российской нефтяной промышленностью, производителями оборудования и разработчиками технологий. Тяжелая нефть отличается высоким содержанием серы, парафина, смолистых веществ, требует применения особых, более сложных технологий добычи, транспортировки и переработки. Несмотря на сложности, с течением времени доля тяжелой нефти в структуре российской нефтедобычи будет увеличиваться, так как запасы битумных нефтей в разы превышают запасы обычной нефти. В разработку вовлекается все больше месторождений с аномальными свойствами нефтей, характеризующихся, как правило, низкими притоками. Использование винтовых насосов является наиболее перспективной технологией добычи тяжелых, битумных нефтей. Относительная простота конструкции, способность откачки высоковязких эмульсий и жидкостей с повышенным содержанием газа и механических примесей, возможность использования без потери эффективности в наклонных и горизонтальных скважинах – эти и другие достоинства винтовых насосов позволяют им успешно конкурировать на рынке насосного оборудования. В данной работе рассматривается новый тип роторных насосов, в которых проявляются качества одновинтовых насосов. Конструкция ротора и статора нового насоса сформирована поверхностями наиболее простого типа - это цилиндрические поверхности и плоские поверхности. Винтовые поверхности здесь отсутствуют, что позволяет говорить о более простой и более технологичной конструкции. Для изучения рабочего процесса нового насоса проведен ряд аналитических исследований, проведены многофакторные численные эксперименты, проанализированы характеристики нового насоса на различных режимах работы, подготовлены рекомендации для расчета и конструирования нового насоса. 396 УПРАВЛЕНИЕ КАЧЕСТВОМ ЖИЗНЕННОГО ЦИКЛА ЦЕНТРАБЕЖНЫХ НАСОСОВ (QUALITY MANAGEMENT LIFE CYCLE CENTRIFUGAL PUMPS) Соколова Е.В. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Кершенбаум В.Я.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Целью научно-исследовательской работы является управление качеством жизненного цикла центробежных насосов. Центробежные насосы являются наиболее распространенным видом насосного оборудования и широко используются во всех отраслях промышленности. При выборе модели насоса одним из важнейших вопросов, который встает перед потребителем, является выбор производителя насосного оборудования. По своим техническим характеристикам импортные насосы во многом превосходят отечественные модели. Срок службы импортного насоса больше, чем отечественного, примерно в два раза. До первого ремонта импортный насос бесперебойно работает в течение пяти лет. Преимущество отечественных насосов перед импортными заключается в качестве фильтров и картриджей для очистки воды. Высокое качество и надежность этого оборудования отмечено даже западными производителями. В последние годы обострились проблемы экономии энергоресурсов, насосные системы потребляют свыше 1/5 части мирового производства электроэнергии. Анализ затрат полной стоимости жизненного цикла (LCC) насосов показывает, что покупная стоимость оборудования (начальные затраты) составляет только 15÷25%. Высокий уровень качества при конкурентоспособной цене обеспечивается за счет совершенствования технологических процессов изготовления центробежных насосов. Для насосов с длительным ПЖЦ необходимо обязательно учитывать возможность периодических модернизаций по мере накопления проверенных новых решений. Как известно, технологичность конструкции изделия является частью общей системы обеспечения качества. Многими исследователями при отработке изделий на технологичность, был предложен выбор единого комплексного показателя. Относительно насосов, на стадиях проектирования предлагается использовать статистические зависимости основных показателей. Определить область оптимального соотношения можно только на основе результатов технико-экономичного анализа с расчетами экономической эффективности улучшения качества насосов получаемого потребителем при эксплуатации за счет перераспределения затрат в сферу изготовления. За итоговый показатель качества предлагается принимать экономическую эффективность, включающую связь экономических и технических показателей по всему жизненному циклу продукции. 397 АНАЛИЗ РАБОТЫ ПРИЧАЛЬНЫХ СИСТЕМ ПОГРУЗКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ОТКРЫТОМ МОРЕ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ГИДРОМЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ (ANALYSIS OF MOORING SYSTEMS OF OIL PRODUCTS HANDLING ON THE HIGH SEAS UNDER VARIOUS HYDROMETEOROLOGICAL LOADS) Староверов В.А. (научный руководитель - д.т.н., профессор Безкоровайный В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Ускоренная разработка морских нефтегазовых месторождений на шельфах позволяет добывать нефтепродукты месторождений на больших морских глубинах. Зачастую трубопроводная транспортировка нефти с этих месторождений невозможна ввиду ряда объективных причин. Для этих случаев используются выносные причальные системы, позволяющие транспортировать нефтепродукты с помощью судов. Представленная работа посвящена анализу причальных систем погрузки нефтепродуктов в различных гидрометеорологических условиях морей мирового океана. Главным критерием выбора того или иного типа выносного причального сооружения является устойчивость системы с ошвартованным транспортным судном в условиях максимального воздействия внешних нагрузок и возможность погрузки при этих нагрузках. Составляется дифференциальное уравнение колебаний системы от волнового воздействия, определяются нагрузки на швартовную и якорную систему, и определяется оптимальный вариант типа выносного сооружения. Итогом работы станет карта оптимальных типов выносных сооружений по всему мировому океану. Рассматриваемые типы выносных причальных систем погрузки: - многоякорный одноточечный причал CALM; - причал с вертикальными якорными цепями VALM; - одноякорный одноточечный причал SALM; - одноточечный причал для открытых районов ELSBM; - одноточечный причал с хранилищем SBS. 398 ТЕОРИЯ СТРУН (STRING THEORY) Таджиев Э.Р. (научные руководители - доцент Бузруков Р.И., ассистент Седов С.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Теория струн – поистине уникальная идея, ближе всего находящаяся к званию “Теории всего”. Почему же эта теория удостоена такого внимания? Причина кроется в том, что она может перевернуть наши взгляды на мир и его глубинную структуру. Все попытки объединить Специальную Теорию Относительности (СТО) и Квантовую Механику (КМ) постоянно терпели сокрушительное фиаско. С одной стороны СТО позволяла изучать макроскопические тела, а с другой – микромир с помощью Квантовой механики. Теория струн способна помирить эти две проверенные, но противящиеся работать вместе, теории. Теория струн разработана для того, чтобы ответить на вопрос, из чего сделана материя. Молекула состоит из атомов, атомы — из электронов, нейтронов и протонов, протоны — из кварков. Однако все это значит, что где-то должна быть неделимая частица, финальная точка, которая уже не обладает структурой. Теория струн говорит о том, что, возможно, это не частица. Внутри самой маленькой точки может находиться энергетическая структура, которая вибрирует, как струна, но производит не звук, а частицу. В зависимости от частоты, частицы получаются разные. Но, несмотря на математическую строгость и целостность теории, пока не найдены варианты экспериментального подтверждения теории струн. В 2015 году, после модернизации Большого Андронного Коллайдера, начнут проводиться работы по проверке теории струн. Наиболее реалистичные теории струн в качестве обязательного элемента включают суперсимметрию, поэтому такие теории называются суперструнными. Тем не менее, до сих пор нет принципов, с помощью которых можно было бы объяснить те или иные ограничения струнных теорий. Нами исследуются попытки изучения состояния и существующих множества проблем теории струн, а также представления по получению некоторого подобия стандартной модели вышеуказанной теории. 399 ТРАНСФОРМАТОР ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (ELECTRIC POWER TRANSFORMER) Таджиев Э.Р. (научный руководитель - старший преподаватель Иванова Е.В.) Филиал РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина в г. Ташкенте В нефтегазовом деле невозможно обойтись без такого электромагнитного устройства как трансформатор. Принцип его работы позволяет передавать электроэнергию на огромные расстояния с минимальными потерями, что находит применение в этой отрасли. В целях ознакомления студентов с трансформатором, была проведена работа по предполагаемому внедрению в образовательную программу филиала РГУ нефти и газа имени Губкина в городе Ташкенте лабораторной работы “Исследование работы трансформатора при различных режимах работы”, включающей в себя теоретическую и практическую части. Для симуляции работы трансформатора было применено программное обеспечение National Instruments – Multisim 12.0, позволяющее симулировать работу электрических цепей любой сложности и структуры при вариации параметров элементов цепи. В лабораторной работе рассмотрены идеальные и реальные модели трансформаторов в различных режимах работы. Буровые работы и разработка нефтяных и газовых месторождений проводятся вдалеке от электростанций, поэтому вопрос выгодной транспортировки электроэнергии стоит наиболее остро. Для этого необходима дальнейшая модернизация конструкции трансформаторов, которая должна привести к увеличению коэффициента полезного действия трансформатора. Данная лабораторная работа позволит студентам детально ознакомиться с работой трансформатора, областью применения и возможностью конструирования с целью улучшения работы трансформатора. 400 ТЕНЗОПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬ ДАВЛЕНИЯ С ПНЕВМОУСЕЛИТЕЛЕМ (PNEUMATIC TRANSFORMER OF PRESSURE) Таифов А. А. (научный руководитель - старший преподаватель Хамидов Р.Х.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Известны различные конструкции преобразователей механических величин в электрические величины. Все тензопреобразователи отличаются друг от друга величинами тензочувствительности или способностью реагировать на различные виды внешних воздействий (одноосное, всестороннее и локальное). Нами предложена конструкция нового типа тензопреобразователя, тензочувствительность которого в несколько раз выше по сравнению с тензочувствительностью существующих тензопреобразователей. Это достигается использованием пневмоусилителем, который даёт возможность повышать тензочувствительность почти на порядок Из рисунка видно, что в отличие от существующих тензопреобразователей в этой конструкции имеется три воздушные камеры. В каждой камере к общему штоку прикреплены металлические диски диаметром по 40 см каждый. Площадь дисков для конструкции S=3Sd, диаметр мембраны d=6 мм. Если площадь мембраны обозначим через Sм, то 3S коэффициент усилителя вычисляется как К d . SМ Для нашей конструкции это величина составляет К=3300. В качестве тензочувствительного элемента используются структуры с барьером Шоттки, изготовленные на основе кремния, компенсированного глубокими примесными уровнями. На пример можно использовать структуры с примесями Ni, Mn. Если внешнее воздействие является переменным (импульсы давления с малым интервалом времени (1-2с) между последующими импульсами), то в качестве тензочувствительного элемента нужно использовать температурные компоненты тензочувствительности. Наиболее подходящими для этого являются структуры с БШ на основе кремния. Если в качестве тензочувствительного элемента использовать структуру с БШ. на основе Si<Ni> с удельным сопротивлением 103 Омсм то общая тензочуствительность конструкции состовляет примерно SK=6105. При этом чуствительность тензочувствительного элемента составляет SТЧЭ=600. Значит тензочувствительность конструкции на три порядка больше, чем тензочувствительность самих структур. 401 РОТОРНЫЕ УПРАВЛЯЕМЫЕ СИСТЕМЫ И ОБЛАСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ (ROTARY STEERABLES AND APPLICATION) Таов Э.А. (научный руководитель - старший преподаватель Н.Н. Соколов) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Начиная с 50-х годов прошлого века, постоянно возрастают объемы бурения скважин с горизонтальным окончанием. Абсолютное большинство из них бурится с использованием забойных двигателей. Однако при бурении ГС возникают серьезные трудности. Главными из них являются проблемы с транспортом выбуренной породы по горизонтальной и сильнонаклонной части ствола, трудности с передачей нагрузки на долото вследствие больших сил трения, необходимость подъема бурильной колонны и смены компоновки при достижении заданных параметров кривизны ствола и т.д. Эти трудности возрастают с увеличением длины горизонтального участка. Проводка таких скважин с использованием забойных двигателей при невращающейся бурильной колонне в ряде случаев вообще невозможна. Все это обусловило необходимость разработки роторных управляемых систем. Применение роторных управляемых систем (РУС) повышает скорость проходки и качество ствола, уменьшает извилистость. Кроме того, РУС уменьшают скручивающие и осевые нагрузки, а также явления подклинкипроворота по сравнению с наклонно-направленным бурением с помощью забойных двигателей. Выбор роторных управляемых систем обеспечивает возможность бурения более длинных интервалов с равномерным диаметром стволов, что облегчает спуск обсадных труб. В данной работе проводится анализ существующих роторных управляемых систем. Обоснованный и технически корректный выбор технологии может значительно повысить производительность и снизить затраты. Выбор должен осуществляться исключительно на основании тщательного проектирования и расчета затрат, при этом следует учитывать вид долота, характер породы, конструкцию обсадной колонны, температуру и давление в скважине, технические характеристики буровой установки и другие аспекты. 402 СШНУ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХ ПЛАСТОВ (ROD WELL PUMPS FOR MULTI-LEVEL OIL AND GAS PRODUCTION OF TWO HORIZONS) Тедеева А.В. (научный руководитель - ассистент, к.т.н. Донской Ю.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина За последние 5-6 лет интерес к ОРЭ пластов вырос очень сильно, и многие компании сегодня уже занимаются внедрением данных технологий. ОРЭ применяется с целью повышения технико-экономической эффективности разработки за счет совмещения эксплуатационных объектов и осуществления при этом, посредством специального оборудования, контроля и регулирования процесса отбора запасов отдельно по каждому объекту. ОРЭ имеет целый ряд преимуществ, по сравнению с традиционными технологиями. Среди них, в частности, сокращение объемов бурения за счет использования ствола одной скважины и организация одновременного отбора запасов углеводородов разных объектов разработки одной сеткой скважин, эксплуатация одновременно объектов с разными коллекторскими характеристиками и свойствами нефти, повышение рентабельности отдельных скважин, за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта разработки. В настоящее время применяются двухлифтовая и однолифтовая установки для ОРЭ. Наиболее широко применяется однолифтовая установка, которая проста по конструкции. С помощью двухлифтовой установки легко реализовать одновременную добычу нефти и закачки воды в другой пласт. По состоянию на начало 2012 года установки для ОРЭ внедрены на 765 скважинах «Татнефти», 474 из них однолифтовые, 144 – двухлифтовые. Суммарная дополнительная добыча по скважинам, оборудованным установками для ОРЭ , с начала эксплуатации составила 1970 тыс. тонн нефти. Проанализированы различные методы одновременно-раздельной эксплуатации при добыче при помощи штанговой насосной установки. 403 ИЗУЧЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ КАНАТНЫХ ШТАНГ ДЛЯ ПРИВОДА ВИНТОВЫХ НАСОСОВ В СКВАЖИНАХ С БОЛЬШОЙ СТЕПЕНЬЮ КРИВИЗНЫ (RESEARCH POSSIBILITY USE OF CABLE RODS FOR DRIVE PROGRESSIVE CAVITY PUMPS IN OIL WELL WITH EXSTENSIVE DEGREE OF CURVATURE) Терентьев И.С. (научный руководитель - доцент Деговцов А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли не только России, но и многих нефтедобывающих стран мира являются запасы высоковязких нефтей. По оценкам специалистов, их мировой суммарный объем оценивается в 810 млрд тонн, что почти в пять раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, составляющий лишь 162,3 млрд тонн. Широкое распространение при добычи высоковязких нефтей получили установки штанговых винтовых насосов (УШВН). УШВН имеет технико-экономические преимущества по сравнению с другими механизированными способами добычи нефти: простота конструкции и малая масса привода; отсутствие необходимости в возведении фундаментов под привод установки; простота транспортировки, монтажа и обслуживания; имеют наибольший диапазон применимости по вязкости; Все большее распространение получают наклонные скважины, имеющие горизонтальные окончания большой протяженности. Это делается для того, чтобы увеличить площадь поверхности, через которую в скважину поступает нефть и соответственно увеличить приток нефти из пласта. Большая степень кривизны скважины оказывают значительное влияние на эффективность работы УШВН. Чрезмерно высокие силы полусухого трения и знакопеременные напряжения, возникающие в теле штанги за один оборот, приводят к обрывам штанг. Происходит истирание штанговых муфт о насосные трубы, также наблюдается случаи истирания насосных труб и частые обрывы колонн штанг в местах интенсивного искривления скважин. Одним из путей решения выше изложенных проблем является использование гибких непрерывных штанг. В качестве гибкой штанги в установках винтовых насосов с верхним приводом предлагается использовать канат закрытой конструкции по ГОСТ 10506. В докладе представлены результаты расчетов моментов, возникающих в колонне гибких штанг в зависимости от угла искривления скважины для различных конструкций винтовых насосов. 404 ЗУБЧАТЫЙ РЕЕЧНЫЙ ПОДЪЕМНИК ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН (RACK AND PINION LIFT FOR WELL SERVICE) Терещенко С.А. (научные руководители - доцент Пекин С.С., доцент Балденко Ф.Д.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина На сегодняшний день фонд нефтяных и газовых скважин требует проведения большого объема работ с целью увеличения дебита или восстановления работоспособности скважинного оборудования и собственно скважин. Наибольшее распространение получили мобильные установки для подземного ремонта скважин (ПРС), использующие для выполнения спуско-подъемных операций (СПО) талевую систему, которая имеет ряд существенных недостатков: большая металлоемкость конструкции; большой расход и ограниченный ресурс талевого каната; высокие динамические нагрузки, ограничивающие скорости выполнения СПО; низкий КПД; невозможность создания принудительной нагрузки на крюке в процессе бурения. Необходимо отметить, что массогабаритные показатели спускоподъемного комплекса определяют время на монтажно-демонтажные и транспортные операции. В связи с этим представляют интерес бесканатные механизмы подъема на основе зубчатой реечной передачи, имеющие меньшие массу и габариты. Известны разработки иностранных компаний, производящих и эксплуатирующих агрегаты для наклонно-направленного бурения и приводы штанговых скважинных насосов на основе эвольвентой прямозубой зубчатой реечной передачи. Таким образом, созданы предпосылки для разработки и внедрения новых бесканатных механизмов подъема в нефтяной промышленности. Целью данной работы является обоснование применения зубчатых реечных подъемников для ПРС, расчет и анализ существующих типов механизмов подъема, их модернизация для улучшения техникоэкономических и массогабаритных показателей путем применения нестандартных видов зацепления и реверсивных гидромоторов. В работе рассмотрены три вида реечного зацепления: прямозубое, шевронное и циклоидальное. Шевронное зацепление позволяет увеличить плавность работы механизма, снизить массу передачи по сравнению с прямозубым зацеплением (в 2 раза) и снизить требуемый крутящий момент гидромоторов. Применение циклоидального зацепления позволяет в наибольшей степени снизить габарит, массу, увеличить передаточное отношение, и как следствие, увеличить быстроходность гидромоторов. 405 АНАЛИЗ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ НА ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ МОРСКОГО ИСПОЛНЕНИЯ (ANALYSIS OF THE TECHNICAL DOCUMENTATION FOR THE BLOWOUT PREVENTION EQUIPMENT OF SEA EXECUTION) Тивтикян К.Ю., Бахтинова Д.К., Ясашин В.А (научный руководитель - д.т.н., профессор Ясашин В.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В последнее время возрос интерес к разработке месторождений в условиях шельфовых зон, которые слабо изучены. В настоящее время основным способом, позволяющим управлять состоянием скважины в случае начинающегося газонефтеводопроявления и предотвращать нерегулируемый выброс, является герметизация устья скважины надежным противовыбросовым оборудованием (ОП). Ярким примером последствий открытого фонтанирования служит взрыв платформы Deepwater Horizon в 2010 году у побережья США. Расследование причин показало, что одной из них являлся отказ ОП. Это подтверждает актуальность повышения качества ОП при его применении в морских условиях. Для обеспечения качества оборудования необходимо создать нормативнотехническую документацию, соответствующую реальным условиям эксплуатации. До настоящего времени существовал только один документ на ОП ГОСТ 13862-90, который определял типовые схемы, основные параметры ОП и его составных частей (условный проход ОП, рабочее давление, условный проход манифольда, номинальное давление станции гидропривода). Причем стандарт не распространялся для морских скважин с подводным расположением устья. Однако с 1 марта 2014 года действует стандарт ГОСТ Р ИСО 135332013 «Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование буровое и эксплуатационное. Оборудование со стволовым проходом. Общие технические требования». Настоящий стандарт идентичен международному стандарту ИСО 13533:2001 и распространяется на наземное оборудование со стволовым проходом, а так же на превенторный блок морского исполнения. Но не регламентирует требования к манифольду и станции гидроуправления. В данной работе был проведен анализ нормативно-технической документации на ОП, который выявил существенные изменения. В новый документ добавлены: Требования к испытаниям эксплуатационных характеристик; Температурные испытания; Требования к материалам; Требования к сварке и др. Так же проанализировав техническую литературу по морскому бурению, были выявлены отличия ОП морского и наземного исполнения. В качестве рекомендаций по обеспечению выполнения всех заявленных требований предлагается создать комплексную методику, которая повысит надежность и эффективность проведения буровых работ в целом. 406 УВЕЛЕЧЕНИЕ НАРАБОТКИ НА ПОЛИРОВАННЫЙ ШТОК И УМЕНЬШЕНИЕ ИЗНОСА САЛЬНИКОВОЙ НАБИВКИ СУСГ Тимочкин И.Н. ОАО «РИТЭК» Добыча нефти при помощи штанговых насосов – самый распространенный способ искусственного подъема нефти. Отсюда важность решения вопросов повышения надежности и эффективности применения установок штанговых глубинных насосов (УШГН). Одно из важных направлений этой работы - повышение межремонтного периода оборудования и уменьшение затрат при ремонте, эксплуатации и обслуживании УШГН. Сальник устьевой с самоустанавливающейся головкой (СУСГ), при добычи газожидкостной смеси УШГН, имеет недостаток в том, что оно не обеспечивает смазывающую, антикоррозийную защиту устьевого штока при возвратно-поступательным движением глубинно-насосной установки. Из-за чего происходит преждевременный механический износ полированного штока и сальниковой набивки при эксплуатации скважин в агрессивной среде. Одним из путей решения этой проблемы является, внедрение принудительной смазки полированного штока. Принцип работы самосмазывающего устройства полированного штока заключается в изменение конструкции верхний крышки СУСГ. Включающее размещенный контейнер для принудительной смазки полированного штока, прикрепляющийся к крышке СУСГ резьбовым соединением и сальниковой крышкой служащих для устранения утечки смазывающего вещества и равномерного смазывания устьевого штока, которая также крепиться на резьбовом соединение к контейнеру. Закачка смазки производится через тавотницу, что позволяет производить операцию без остановки работы УШГН. При возвратно-поступательном движение штока, глубинно-насосной установки, происходит равномерная смазка смазывающим веществом. При этом трение возникает уже не между твердыми телами, а между слоями смазки, что и приводит к значительному уменьшению силы трения и предотвращает коррозийное влияние добываемой продукции, особенно при наличии в ней сточной воды. Что позволит увеличить срок службы полированного штока и сальниковых манжетов, сократить затраты на частую смену сальников, замену полированного штока. 407 МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ КОМПЛЕКСНОГО ИНЖИНИРИНГА МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОЕКТОВ (SIMULATION OF COMPLEX ENGINEERING PROCESSES OFFSHORE OIL AND GAS PROJECTS) Тимошенко С.В. (научный руководитель - профессор Безкоровайный В.П.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В докладе рассматривается модель организации информационной системы, необходимой субъектам нефтегазового проекта в процессе сооружения на примере морской гравитационной платформы. Период строительства платформы и системы внутрипромысловых и магистральных трубопроводов – ключевой момент жизненного цикла (PLM) объекта, занимающий 70 % и более времени от общего срока реализации проекта и 60% затрат на объект капитального строительства. Исходя из этого, для реализации проектов требуются современные методические подходы к управлению проектами, технологии и программное обеспечение для анализа процесса выполнения работ и принятия управленческих решений. В докладе предоставлены результаты комплексного анализа на стадии подготовки к строительству компании (генеральный подрядчик) в условиях существующих ограничений: сроки, бюджет, ресурсы и программные средства, ориентированные на эту предметную область. Предлагаемая система разрабатывается для объекта капитального строительства - гравитационной платформы на месторождении Каспийского моря. Исходя из основных задач, которые стоят перед строительными организациями, предложена концептуальная модель информационной системы (ИС), состоящая из основных функциональных модулей, представленных в докладе. 408 ПОДБОР НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ВЫБОР ИХ ОПТИМАЛЬНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО РЕЖИМА НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КУМКОЛЬ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН. (TRIAL PUMPING EQUIPMEYT AND SELECT THE BEST TECHNICAL REGIMES ON FIELD KUMKOL REPUBLIC OF KAZAKHSTAN) Тлеубеков Э.А (научный руководитель - доцент Балденко Ф.Д) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Сегодня Республика Казахстан является одной из крупных нефтедобывающих стран мира, занимающая по объему разведанных запасов нефти тринадцатое место, газу и конденсату – пятнадцатое, по уровню добычи нефти – двадцать восьмое место. По разведанным запасам и уровню добычи нефти среди стран СНГ Казахстан прочно занимает второе место, а по запасам газа и конденсата – четвертое место. На территории Республики ведется разработка 202 нефтяных и газовых месторождений. По состоянию на 01.01.1999 года остаточные извлекаемые запасы составляют: нефти 2,2 млрд. тонн, газа – 1,8 трил. м3, конденсата – 690 млн. тонн. Одним из ответственных этапов разработки нефтяных месторождений является выбор рационального способа механизированной добычи в зависимости от условий эксплуатации. На месторождении Кумколь, открытом в феврале 1984 года, ЮжноКазахстанской нефтеразведочной экспедицией ПГО «Южказгеология» Министерство геологии Республики Казахстан, пробурено 438 скважин, что составляет 56,9 % от проекта (770 единиц). По способам эксплуатации в действующем фонде насчитывается 137 фонтанных и 55 механизированных скважин или 71,3% и 28,7% соответственно. Одним из основных способов оптимизации работы скважин на месторождении является переход на УЭЦН, что позволяет увеличить наработку оборудования; исключает необходимость использования НКТ, тем самым снижая металлоемкость системы; обеспечивает полную механизацию и сокращение времени СПО; повышает КПД всей системы в целом за счет уменьшения гидравлического сопротивления в трубах и использования энергии свободного газа. Выбор оборудования осуществлялся с использованием классических методов перерасчета характеристик ЭЦН (по Ляпкову П.Д), программных продуктов «Автотехнолог» (РГУ нефти и газа) и «Progressive cavity pump» (Канадский институт исследований). 409 ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИННОЙ СТРУЙНОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИИ ОРЭ ДВУХ ПЛАСТОВ (INVESTIGATION OF WELL JET PUMP UNIT FOR TECHNOLOGY OF MULTI-LEVEL OIL & GAS RECOVERY OF TWO LAYERS) Туманян Х.А. (научный руководитель - профессор Сазонов Ю.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время большая часть остаточных запасов крупных месторождений относится к категории трудноизвлекаемых, отдельная разработка которых зачастую экономически невыгодна. Для более полного извлечения запасов нефти требуется вовлечение в разработку всех имеющихся объектов в разрезе одной скважины, что и стало причиной повышенного интереса к технологии одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух или трех объектов. На настоящее время активно создают и совершенствуют различные схемы и оборудование для ОРЭ. В этой связи, видится актуальным использование технологии одновременно-раздельной эксплуатации со струйной техникой. Известны конструкции струйных насосов, работающие по схеме с параллельным подключением при ОРЭ двух пластов. Однако, отсутствие специальной методики по подбору двух струйных насосов, ограничивает применение данной схемы. В рамках представленных исследований была разработана программа «Насос струйный ОРЭ.xls». Данная программа позволяет произвести оперативный пересчет режима работы насосного оборудования в условиях изменения параметров пластов во времени. В результате проведенной работы была разработана расчетная схема для технологии ОРЭ скважины со струйной техникой, чертежи, а также трехмерные модели деталей струйной насосной установки (в среде SolidWorks), также проведен прочностной анализ в пакете SolidWorks Simulation. В связи с применением струйных насосов актуален вопрос о модернизации конструкции камеры смешения. К настоящему времени наиболее подробно изучены струйные насосы с цилиндрической камерой смешения. Однако, есть примеры практического использования ступенчатых камер смешения. Первые численные эксперименты уже показали, что это направление работ выглядит весьма перспективным. Запланировано проведение серии физических экспериментов. Для этого разработана гидравлическая схема и чертеж общего вида стенда. По данной схеме на кафедре Машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУНГ произведена сборка стенда для испытаний струйных насосов. При разработке стендового оборудования использованы технологии печати деталей на 3-D принтерах. 410 КОНСТРУКТИВНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ РЕШЕНИЕ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ И ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ ЖИДКИХ КРИОПРОДУКТОВ (CONSTRUCTIVE AND TECHNOLOGICAL SOLUTION FOR STORAGE AND TRANSPORTATION OF LIQUID CRYOGENIC PRODUCTS) Тяпухин В.С (научный руководитель - доцент Жедяевский Д.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Решение проблем широкого производства и использования сжиженного природного газа (СПГ) являются одними из приоритетных задач развития газовой отрасли. Ключевая роль в развитии технологий эксплуатации СПГ связана с совершенствованием процессов хранения и транспортирования. Наиболее эффективным способом транспортирования природного газа является контейнерная перевозка в сжиженном состоянии при понижении его температуры до криогенной. В докладе предложена конструкция для хранения и/или транспортирования жидких криопродуктов, в том числе СПГ. Принцип действия конструкции основан на магнитной левитации внутреннего сосуда с криопродуктом относительно внешней герметичной вакуумированной оболочки. Работоспособность конструкции обеспечивается использованием ресурса – криогенной температуры СПГ с применением высокотемпературных сверхпроводников (ВТСП). Данное техническое решение позволяет значительно снизить теплопритоки от окружающей среды к криопродукту при его хранении и/или транспортировании. Расчет процесса магнитной левитации проведен с учетом физических характеристик ВТСП [1]. Гипотеза снижения тепловых потерь при транспортировании СПГ в предлагаемом техническом решении доказана с использованием классических законов термодинамики [2]. В настоящее время прорабатывается механизм практической реализации магнитной левитации совместно с производителями ВТСП. Получен патент РФ на полезную модель, в перспективе планируется инженерная проработка технического решения, проведение испытаний, а также коммерциализация технологии, в т.ч. через создание малого инновационного предприятия в рамках 217 ФЗ. Литература: 1. А.Г. Калимов. Физические основы сверхпроводимости. СанктПетербург, 2007. 2. Поршаков Б.П., Бикчентай Р.Н., Романов Б.А. Термодинамика и теплопередача (в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности): Учебник для ВУЗов. М.: Недра, 1987. 349 с. 411 КОНСТРУКТИВНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ РЕШЕНИЕ ДЛЯ ОТВОДА ИЗБЫТОЧНОГО ТЕПЛА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ (CONSTRUCTIVE AND TECHNOLOGICAL SOLUTION FOR REMOVING OF EXCESS HEAT ENERGY FOR VARIOUS TECHNOLOGICAL PROCESSES) Тяпухин В.С. (научный руководитель - доцент Жедяевский Д.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время на нефтеперерабатывающих заводах около 20% тепла при охлаждении нефтепродуктов отводится с помощью аппаратов воздушного охлаждения с использованием в качестве конструктивной части для создания охлаждающего потока воздуха промышленных вентиляторов. Такие конструкции имеют ряд недостатков: непрерывно вращающийся лопастной элемент требует повышенного внимания при монтаже и эксплуатации, конструкция обладает не очень высокой надежностью. В докладе предложена конструкция, целью создания которой является охлаждения технологических процессов без подвижных конструктивных элементов. Принцип действия конструкции, стоящей на фундаменте 1, заключается в следующем: через узел регулирования подачи воздуха 2 из окружающей среды заходит поток воздуха I, пройдя через трубный пучок 3 с охлаждаемым продуктом, нагревается и поднимается вверх по трубе 4, затем выходит в виде потока II. При необходимости конструкция фиксируется расчалками 5. Обоснование работоспособности технического решения проведено с использованием классических законов термодинамики. Предварительный расчет показал, что возможна реализация работоспособной конструкции с высотой трубы около 25 м. Подготовлена заявка на получение патента РФ. 412 КОМПЬЮТЕРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ФРАКТАЛА НА ПРИМЕРЕ САЛФЕТКИ СЕРПИНСКОГО (COMPUTER MODELIRY OF FRACTAL ON SERPINSKI’S NAPKIN) Файзуллаев Ж. (научный руководитель - Белякова Е.В.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте В начале 20 века немецкий математик Мальдельброт ввел новый математический объект, получивший название, множество Мальдельброта. Его физическим аналогом являются так называемые трёхмерные фракталы. Структура фрактала заключается в достаточно большом количестве самоповторений. Наглядным примером может служить обычное дерево: каждая ветка, в каком-то смысле, является копией ствола. Для изображения какого-либо анимационного объекта достаточно изобразить лишь его контур, а затем применить к нему множество Мальдельброта. В итоге получается тщательно прорисованное изображение. В данной работе моделируется фрактал на примере так называемой салфетки Серпинского. Суть этого фрактала заключается в следующем: имеется произвольный треугольник, внутри которого находится меньший треугольник, содержащий в свою очередь еще меньший треугольник и т.д. В пределе можно получить треугольник, площадь которого стремится к нулю. Подобных объектов до сих пор открыто сравнительно немного. С точки зрения функционального анализа, подобные множества обладают рядом уникальных свойств. Для создания наглядной модели салфетки Серпинского была создана программа имитирующая динамический процесс, известный под названием «Хаос». Суть этого процесса достаточно интересна. Изначально на плоскости произвольным образом фиксируются три точки, являющиеся вершинами моделируемого треугольника, а также произвольная точка вне него. Затем случайным образом генерируется одно из трёх чисел: 0, 1 или 2. В зависимости от появления того или иного числа, рассчитываются координаты новой точки, зависящей от координат одной из вершин треугольника. Этот процесс может продолжаться сколь угодно долго, в результате на плоскости формируется набор точек, в соответствии с фрактальной структурой. При достаточно большом количестве испытаний, множество точек постепенно принимает очертание искомой салфетки. Этот результат является достаточно неожиданным, по той причине, что в начальных условиях присутствует большое количество случайных величин. Однако результат демонстрирует жестко структурированное уникальное множество. Следует отметить, что главным достоинством данной работы является самостоятельно разработанная программа, демонстрирующая различные способы построения фрактала. 413 ПОВЫШЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ И КАЧЕСТВА РЕМОНТА КОРПУСОВ МАШИН ИЗ СТАЛИ 20ХГСФЛ (INCREASE PRODUCTIVITY AND QUALITY BODY REPAIR MACHINES OF STEEL 20HGSFL) Фаткуллин М.Р., Файзуллин А.Р. (научный руководитель - к.т.н. Файрушин А.М.) Уфимский государственный нефтяной технический университет В настоящее время одной из наиболее важных проблем в развитии нефтяного машиностроения являются повышение работоспособности машин и аппаратов, а также экономия материальных, энергетических и трудовых ресурсов. При эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования с течением времени часто происходит разрушение элементов по сварным соединениям вследствие воздействия температурных и силовых нагрузок, коррозии и других факторов. Причину разрушений в сварных соединениях базовых деталей можно объяснить наличием в них структурной неоднородности и остаточных напряжений. Электродуговая сварка на сегодняшний день является практически единственной применимой технологией, используемой при ремонте нефтегазопромыслового оборудования, в случае если требуются сварочные операции. Высококонцентрированный источник тепловой энергии и различная деформационная способность деталей являются причиной возникновения значительных остаточных напряжений, которые приводят к искажению формы, потере прочности и снижению коррозионной стойкости металла, что в дальнейшем негативно сказывается на работоспособности всей конструкции. На текущий момент при ремонте корпусов насосов, гидравлических коробок изготовленных из стали 20ХГСФЛ используется традиционная технология ремонта с помощью ручной дуговой сварки электродами типа УОНИ 13/55 с сопутствующим подогревом дефектного участка и последующим высоким отпуском. Данная технология является малопроизводительной, трудновыполнимой и при этом достаточно энергозатратной. Разработанная нами технология сварки, которая заключается в комбинировании сопутствующего охлаждения и ультразвуковой обработки сварного шва позволяет значительно повысить производительность ремонтных работ, улучшить механические свойства сварного соединения за счет снижения размера зоны термического влияния, снижения уровня сварочных напряжений в сварном шве, повышения прочностных свойств и ударной вязкости в зоне термического влияния. 414 ВЛИЯНИЕ ДЛИНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ДЕБИТ В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ Филиппов Е.В. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Пекин С.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. В настоящее время применение горизонтальных скважин для разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами является наиболее перспективным направлением в области добычи нефти. Накопленный отечественный и мировой опыт показывает, что использование горизонтальных скважин при вскрытии продуктивной толщи заметно увеличивает темпы отбора нефти по сравнение с использованием вертикальных скважин, так же увеличивает дебиты и сокращает сроки разработки. На сегодняшний день средняя длина ствола горизонтальной скважины составляет около 700 метров. К сожалению, фактические данные эксплуатации на месторождениях не всегда подтверждают результаты теоретических предпосылок. Это связано с тем, что реальные пласты состоят из нескольких пропластков с разной проницаемостью, изолированных друг от друга глинистыми прослоями. Это приводит к неравномерному отбору жидкости по всей длине горизонтальной скважины. Как показывают расчеты при различной проницаемости могут быть получены разные требования к отбору. В данной работе был проведен краткий анализ эксплуатации горизонтальных скважин в месторождениях Западной Сибири и рассмотрены принципы отбора жидкости из различных участков длины горизонтальных скважин. 415 ТЕНЗОЧУВСТВИТЕЛЬНОСТЬ КОМПЕНСИРОВАННЫХ ПОЛУПРОВОДНИКОВ ПРИ ВСЕСТОРОННЕМ ГИДРОСТАТИЧЕСКОМ ДАВЛЕНИИ (STRAIN SENSITIVITY OF COMPENSATED SILICON UNDER PULSE HYDROSTATIC PRESSURE) Хакназаров С. А. (научный руководитель - старший преподаватель Хамидов Р.Х.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Как известно, основной характеристикой тензопреобразвателей и тензодатчиков является коэффициент тензочувствительности S. В связи с этим нами исследовались зависимости коэффициента тензочувствительности диодов с барьером Шоттки (ДБШ) от удельного сопротивления их базы n-Si<Ni>, S=f(ρ), и от приложенного прямого электрического напряжения U, S=f(Uf). Коэффициент S рассчитывался согласно известной формуле. I S P , I E 0 (1) 102 ρ, Ом∙см Ом·с 3 10 104 700 где ∆I – изменение 11 тока в ДБШ, Е=1,8∙10 Па – 600 модуль Юнга, Рамплитудное значение 500 импульсного всестороннего гидростатического 400 давления (ИВГД). Из рисунка видно, 300 что зависимости S=f(ρ) (крив.1) и S=f(Uf) (крив.2) 200 имеют немонотонный характер, с максимумом 100 коэффициента 0 1 2 3 4 5 тензочувствительности Uf , В S≈600 (для удельного сопротивления 5∙103Ом∙см, при напряжении прямого смещения Uf ≈ 2.5 В). Наблюдаемые максимумы тензочувствительности в ДБШ при ИВГД можно описать, сделав следующее предположение. Так как база ДБШ является компенсированной, воздействие давления и изменение температуры приводят к изменению концентрации основных носителей тока за счет барического смещения зоны проводимости, валентного уровня и глубоких уровней Ni, что влечет за собой изменение сопротивления их базы и высоты потенциального барьера ДБШ. 416 РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ОЧИСТКИ БУРОВОГО РАСТВОРА (DEVELOPMENT OF THE SYSTEM OF PURIFICATION OF DRILL FLUID) Ханова Л.И., Гафуров Д.Р. (научный руководитель - доцент Каримова Н.Г.) Альметьевский государственный нефтяной институт Учитывая развитие технологий бурения нефтяных и газовых скважин, а также ужесточения законодательства в области экологии и промышленной безопасности все больше возрастает необходимость в применении циркуляционных системах очистки бурового раствора. Основная функция системы – это очистка бурового раствора от выбуренной породы в процессе бурения. Выбуренная порода является вредной примесью, наличие значительного количество выбуренной породы в буровом растворе ухудшает его свойства и приводит к осложнениям. В рамках данной работы разработан проект циркуляционной системы ЦС-100, для применения при бурении скважин малым диаметром, создана 3D модель системы и подготовлена конструкторская документация. Циркуляционная система ЦС-100 состоит из трех блоков – блок очистки бурового раствора, блок приготовления раствора и блок хранения. Блок очистки предназначен для очистки бурового раствора от выбуренной породы. В состав данного блока входят питающий шламовый насос Mission Magnum 6Х5Х14 производства компании National Oilwell Varco и две ступени очистки – вибросито СВ1Л и пескоотделитель ИПС 1/300. Блок приготовления предназначен для приготовления бурового раствора, его химической обработки до заданных параметров в процессе строительства скважины. В комплектацию блока входят питающий шламовый насос Mission Magnum 6Х5Х14 и уникальная гидросмесительная воронка, обеспечивающая смешивание компонентов раствора при его приготовлении. Блок хранения осуществляет хранение необходимого запаса бурового раствора. За счет применения современного оборудования, эффективность работы циркуляционной системы ЦС-100 достигает до 70%, что оказывает существенное влияние на технико-экономические показатели процесса строительства скважины и позволяет сократить затраты на приобретение дополнительного объема бурового раствора до 50%. 417 ИССЛЕДОВАНИЕ ДВИЖЕНИЯ КАПЕЛЬ ПРИ ВПРЫСКЕ ЖИДКОСТИ В ГАЗОПРОВОД (A STUDY OF MOTION OF DROPS IN THE INJECTION OF FLUID INTO THE PIPELINE) Ходырев Д.А. (научный руководитель - доцент Муленко В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В ряде технологий промысловой подготовки газа используются форсунки. Так, для обеспечения высокой эксплуатационной надежности газопроводов сероводородсодержащего газа форсунками впрыскивают ингибитор коррозии, а для предотвращения образования гидратов перед теплообменными аппаратами и перед турбодетандерными агрегатами впрыскивают ингибитор гидратообразования (метанол). В работе рассмотрены процессы формирования спектра капель, движения их в факеле распыла и испарения капель при движении совместно с газовым потоком. Разработаны методики расчета указанных процессов в среде Mathcad. Представлены результаты моделирования движения капель в трубопроводе при разных вариантах размещения и ориентации распылителя центробежной форсунки: по потоку, против потока, поперек потока. При этом учитывалось воздействие на капли следующих сил: инерции, аэродинамического сопротивления, тяжести. Оценено влияние турбулентных пульсаций газа на рассеяние капель относительно их упорядоченного движения, которое возрастает с уменьшением размера капель. Анализируются результаты моделирования движения капель воды в экспериментальном трубопроводе диаметром 350 мм длиной 10 метров. Показано в частности, что в потоке воздуха температурой 15ºС и с влажностью 70%, движущего со скоростью 1 м/с, капли воды диаметром 20 мкм и менее испаряются на расстоянии не более двух метров. Представлены результаты моделирования формирования и движения испаряющихся капель метанола, впрыскиваемого центробежной форсункой для предотвращения гидратообразования. Результаты исследований могут быть использованы при обосновании требуемых характеристик форсунок, их месторасположения и режима впрыска при решении конкретных задач по ингибиторной защите трубопроводов и технологического оборудования от коррозии и гидратообразования. 418 ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЛНОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ ДЕМЕТАНИЗАЦИИ ПРИРОДНОГО ГАЗА (THERMODYNAMIC ANALYSIS OF WAVE TECHNOLOGY DEMETHANIZATION NATURAL GAS) Хорошилова Д.С. (научный руководитель - доцент Макарова Н.П., профессор Мельников В.Б.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина На мировом энергетическом рынке все более заметным становится такой вид энергоносителя, как сжиженный природный газ. Сжиженный природный газ (СПГ) и сжиженные углеводородные газы (СУГ) имеют важное энергетическое значение в качестве топлива, которое может применяться на большинстве видах транспорта: как для грузовых автомашин и автобусов, водного и железнодорожного транспорта, так и для сверхзвуковых самолетов При производстве СПГ и СУГ важной технологической стадией является выделение метановой фракции из природного газа. С этой целью в настоящее время широко применяются следующие способы разделения: компрессионный, низкотемпературные конденсация и ректификация, абсорбционный, адсорбционный, мембранный и другие. Цель данной работы: снижение энергетических затрат путем использования волновой ультразвуковой технологии и оборудования процесса низкотемпературной ректификации природного газа с выделением метановой фракции при подготовке газа к сжижению. Воздействие ультразвукового поля на какой-либо материал или материальную среду позволяет добиться интенсификации таких физических и физико-химических процессов, как различные массообменные процессы, изменения соотношения фаз и их состава, дегазации, снижения вязкости и других процессов. В данном сообщении представлены результаты проведенного предварительного термодинамического исследования ректификационной колонны для выделения метановой фракции из газа Крузенштернского месторождения, которые показывают, что при воздействии волнового поля на углеводородные газожидкостные системы скорость процесса разделения жидкой и газовой фаз возрастает более чем в 3-5 раз без дополнительного нагревания. Полученные результаты исследований позволяют отметить, что использование ультразвуковой волновой техники и технологии в процессе деметанизации природного газа при производстве СПГ и СУГ дает возможность сократить теплоэнергетические расходы на действующих установках, значительно ускорить массообменный процесс при разделении компонентов природного газа низкотемпературной ректификацией, уменьшить металлоемкость новых проектируемых аппаратов. 419 ВИНТОВАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА С КАНАТНОЙ ШТАНГОЙ (SCREW PUMP UNIT DRIVEN BY A ROPE) Хусаинов А.Р. (научный руководитель - доцент Сабиров А.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время в России в структуре добычи нефти по способам эксплуатации скважин преобладает насосный, доля которого на протяжении последних нескольких лет увеличилась до 93%. Одним из видов насосной эксплуатации являются винтовые насосные установки. Установки штанговых винтовых насосов (УШВН) находят свое применение в относительно неглубоких, до 1500м умеренно искривленных скважинах при дебитах жидкости в диапазоне от 3 до 150 м3/сут. Повышенное внимание нефтяных компаний к винтовым насосным установкам обусловлено: простотой конструкции, способность откачивать жидкости с высокой вязкостью с высоким содержанием, газа и механических примесей, низкое электропотребление, широкий выбор рабочих давлений – все эти и другие достоинства данного вида насосов позволяют им быть конкурентоспособными в своей области и являться лидерами среди других типов данного оборудования. Средний МРП УШВН составляет более 500 суток, тогда как основной причиной отказа становится износ штанг. Наличие муфтовых соединений в колонне штанг ограничивает область применения винтовых насосов в наклонных и горизонтальных скважинах. В последние годы в связи с разработкой трудноизвлекаемых запасов нефти роль винтовых насосов существенно возросла, поскольку во многих осложненных условиях он оказывается единственно возможным насосным оборудованием для добычи нефти. В докладе рассмотрены пути совершенствования штанговой колонны для привода винтового насоса, и, в частности, замена ее гибким канатом, который призван решить проблему интенсивного износа штанг в наклоннонаправленных скважинах. 420 СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ХАРАКТЕРИСТИК ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ПОЛУЧЕННЫХ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫМ И РАСЧЕТНЫМ ПУТЕМ (EXPERIMENTAL AND CALCULATED CHARACTERISTICS OF CENTRIFUGAL PUMPS COMPARATIVE ANALYSIS) Чадаева С.А. (научный руководитель - д.т.н., профессор Ивановский В.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В мире запасы тяжелой и высоковязкой нефти примерно в 5 раз превышают объем извлекаемых запасов нефти малой и средней вязкости. Для извлечения тяжелых и высоковязких нефтей целесообразно использовать уже существующее оборудование. В рамках данной работы были проведены испытания рабочих колес ЭЦН 5го габарита 5-125, выполненных из полимерных композиционных материалов. Известно, что КПД в области оптимальной подачи при вязкости жидкости в 100 сСт находится в диапазоне от 3,5% до 6%, и дальнейшее увеличение вязкости, приведет к падению КПД. Применяемые в настоящее время УЭЦН могут работать при величинах эффективной вязкости жидкости не более 350 мПа∙с (что имеет место при вязкости нефти в пластовых условиях до 80 мПа∙с, приблизительно равное 68 сСт) при этом подача падает до 0,7 от подачи на воде, а потребляемая мощность возрастает в 1,7 раз. Учитывая данные, представленные выше, для испытаний рабочих колес ЭЦН 5-го габарита 5-125 используем жидкость вязкостью 31, 51, 86 сСт. По данным полученным в ходе эксперимента имеем, что при оптимальной подаче равной 87 м3/сут КПД при вязкости жидкости 31сСт равно 35%, при вязкости 51сСт – 26%, при вязкости 86сСт – 23%. КПД на воде 45%. По коэффициентам пересчета для газожидкостной смеси П.Д.Ляпкова получаем следующие значения: КПД при вязкости 31 сСт равно 36%, при вязкости 51сСт равно 34%, при вязкости 86сСт равно 32%. Разница от экспериментальных значений при вязкости от 51 сСт составляет 24-28%, что представляет очень большую погрешность. Причем в данном расчете не учитывалось число Рейнольдса Re. По коэффициентам пересчета где учитывается число Re, наблюдается значительное снижение показаний КПД, что не соответствует экспериментальным данным. Например, КПД при вязкости жидкости 51сСт и оптимальной подачей 87 м3/сут равно 15,46%. В данном случае погрешность составляет 40%. Вывод: при сравнении данных, полученных экспериментальным путем, и данных полученных с помощью коэффициентов пересчета наблюдаем значительное расхождение, что указывает на потребность индивидуальной подборки коэффициентов пересчета и числа Рейнольдса к каждому подвиду рабочих колес. 421 ПРИМЕНЕНИЕ ЖИДКОСТНЫХ РАЗДЕЛИТЕЛЕЙ В УСТАНОВКАХ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ГАЗЛИФТА (APPLICATION OF LIQUID SEPARATORS IN INSTALLATIONS OF DOWNHOLE LIFT) Черепанова О.С. (научный руководитель - доцент Деговцов А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В последнее время большое внимание уделяют проблеме добыче труднодоступной нефти. Одним из перспективных направлений повышение нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов нефти является водогазовое воздействие на пласт. Однако применение водогазового воздействия на пласт приводит к увеличению количества газа в добываемой продукции, что осложняет эксплуатацию добывающих скважин. Одним из способов эксплуатации скважин с большим содержанием свободного газа является внутрискважинный периодический газлифт. На эффективность работы внутрискважинного периодического газлифта существенное влияние оказывает проскальзывание пузырьков газа в добываемом флюиде. Одним из методов борьбы с проскальзыванием пузырьков газа при периодическом газлифте является применение жидкостных разделителей. В качестве жидкостных разделителей, как правило, используются различные химические реагенты - поверхностно активные вещества (ПАВ), которые обеспечивают равномерное распределение газа по всему объему и препятствуют проскальзыванию пузырьков газа через столб вытесняемого флюида. Для подачи жидкостных разделителей на нужный участок скважины применяют дозаторные установки. Для эксплуатации скважин с большим содержанием попутного газа при водогазовом воздействии на пласт была разработана установка периодического внутрискважинного газлифта (ВСГ). Установка ВСГ состоит из регулятора давлений, который работает как газлифтный клапан, над ним установлена вводная муфта. ПАВ из дозаторной установки по капиллярному трубопроводу поступает в устройство ввода через боковой канал фонтанной арматуры и дальше через скважинный капиллярный трубопровод до вводной муфты и, следовательно, в НКТ. Над регулятором давлений накапливается столб нефти и при пуске газа газожидкостная смесь уходит на устье скважины. ПАВ препятствует проскальзыванию пузырьков газа, тем самым повышая эффективность внутрискважинного газлифта. В докладе представлены схема и описание установки ВСГ, конструкция дозаторной установки, а так же результаты расчетов по подачи ПАВ в скважину в зависимости от свойств перекачиваемого реагента, диаметра и длинны капиллярного трубопровода. 422 НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ РАЗВИТИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ СИСТЕМ И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ, ТЕХНИКИ И ИЗДЕЛИЙ (THE REGULARITIES OF ENGINEERING SYSTEMS EVOLUTION SCIENTIFIC VALIDATION AND USING FOR IMPROVEMENT OF TECHNOLOGIES, TECHNICAL EQUIPMENT AND MANUFACTURES) Чикичев Д.Н. (научный руководитель - профессор Попов В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе представлены промежуточные результаты диссертационного исследования "Научное обоснование закономерностей развития технических систем и разработка процессов проектирования технологий и техники нефтегазового комплекса с использованием этих закономерностей". При концептуальном проектировании технических систем очень эффективным является использование закономерностей их развития для формирования наиболее эффективных вариантов совершенствования существующих образцов технологий, техники и изделий на основе выявленных обобщенных тенденций развития технических систем. В ходе исследования разработана и апробирована методика формирования цепочек этапов развития технических систем на основе исследования исторических процессов совершенствования техники. Предложен механизм обработки полученных цепочек этапов развития для выявления факта наличия или отсутствия закономерности в развитии технической системы на основе метода Фостера-Стюарта и метода восходящих и нисходящих серий. Предложен подход к обоснованию существования закономерностей в развитии технических систем на основе методов математической статистики. В результате анализа полученных ранее в ходе исследования данных посредством разработанной методики использования закономерностей развития технических систем для совершенствования технологий, техники и изделий получены концептуальные модели оригинальных конкурентоспособных технических систем. В дальнейшем планируется разработка и формализация процессов проектирования технологий, техники и изделий с использованием закономерностей развития технических систем, разработка средства компьютерной поддержки проектирования новых технологий, техники и изделий с использованием закономерностей развития технических систем. 423 ПЕРСПЕКТИВА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ МАЛОГО ДИАМЕТРА (THE PROSPECT OF OPERATING WELLS WITH SIDE BARRELS OF SMALL DIAMETER) Шаяхметова Б.У. (научный руководитель - к.т.н. Сабиров А.А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина На данный момент одной из остро стоящих проблем в нефтегазовой отрасли состоит в создание новых технологий по увеличению нефтеотдачи пластов. Нефтяники стремятся компенсировать сокращение добычи нефти применением новой техники и технологии, оборудованием для повышения нефтеотдачи. Одним из таких направлений является забуривание боковых стволов, а также бурением боковых стволов могут быть решены следующие задачи: это аварийные ситуации в скважине, и возможность охвата близлежащих субзон и др. Строительство боковых стволов в 2013 году выросло на 25% по сравнению с 2012 годом, с прогнозами Центральной комиссии по разработке месторождений нефти и газа, в период до 2015 года за счет использования горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов в целом по стране будет добыто около 300 млн. тонн нефти, а это составляет 20% от суммарных объемов добычи. Наиболее распространенные диаметры боковых стволов -114, 102 мм. Боковой ствол диаметром 114 мм встречается в основном у скважин с эксплуатационной колонной 168 мм, что составляет 19,2%, скважины с эксплуатационной колонной 146 мм имеют в основном боковые стволы 102 мм, что составляет 80,8%. Недостатками боковых стволов малого диаметра является сложность эксплуатирования, обусловленная малым диаметром, темпом набора кривизны. Практика добычи нефти малогабаритными установками уже имеется. Можно сделать вывод, что в настоящие время в России идет интенсивный поиск разработок техники и технологии добычи нефти из боковых стволов. 424 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ СХЕМ ОДНОВРЕМЕННО РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН УЭЦН-ШСНУ (ANALYSIS OF EXISTING SCHEMES SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF WELLS) Шеверова А.В. (научный руководитель - доцент, к.т.н. Деговцов А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Анализ нефтяных месторождений показывает, что большинство из них являются многопластовыми. Совместная разработка одним фильтром нескольких пластов, как правило, приводит к потере суммарного дебита на 20-40 %. Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) применяется с целью повышения технико-экономической эффективности разработки за счет совмещения эксплуатационных объектов и осуществления при этом посредством специального оборудования контроля и регулирования процесса отбора запасов отдельно по каждому объекту. Появление новых высоконадежных технических средств (пакеров, скважинных насосов, средств контроля) повышает работоспособность схем ОРЭ. К преимуществам метода ОРЭ можно отнести следующие: 1. Практически в два раза сокращаются затраты на строительство скважин. 2. Снижаются затраты на обустройство месторождений. 3. Снижаются потребности в добывающем оборудовании. 4. Приобщаются к разработке непромышленные запасы нефти. 5. Повышаются темпы ввода месторождений в разработку вследствие сокращения сроков разбуривания и обустройства месторождений. Сегодня существует достаточно много различных схем одновременнораздельной эксплуатации (однолифтовая, двухлифтовая, ЭЦН+ШГН, ЭЦН+ЭЦН, ЭВН+ШГН и др.). Одной из наиболее применяемых схем ОРЭ является схема ЭЦН+ШГН. В докладе представлены различные схемы ОРЭ УЭЦН-ШСНУ, приведен анализ данных схем, определены ряд преимуществ и недостатков. Одной из них является схема одновременно-раздельной эксплуатации (УЭЦН-ШСНУ) с применением полых штанг. Конструкция предусматривает подъем жидкости по колонне полых штанг, что позволяет сократить затраты на бурение и оптимизировать расходы на обустройство скважины. Использование полых штанг позволяет поднимать продукцию разных пластов, не смешивая ее. Проектирование конструкции ОРЭ с полыми штангами требует создания или модернизации исследований и расчетов. Основной целью работы является разработка методики расчета нагрузок на головку балансира в точке подвеса штанг при работе ШСНУ с полыми штангами. 425 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ БУСТЕРНЫХ НАСОСНОКОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК (DEVELOPMENT OF BOOSTER PUMP-COMPRESSOR INSTALLATIONS) Шевченко Д.Ю. (научный руководитель - д.т.н. профессор Ходырев А.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В последнее время в России и за рубежом наиболее актуальными проблемами нефтегазовой отрасли являются разработка трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья и ввод в эксплуатацию бездействующего фонда скважин. Решение этих проблем возможно путем нагнетания в пласт газожидкостных смесей (ГЖС) высокого давления при помощи бустерных насосно-компрессорных установок (НКУ). НКУ представляют собой установки на базе поршневых или плунжерных насосов, в которых сжатие газа происходит в специальных камерах, а роль поршня для сжатия газа выполняет жидкость. Анализ НКУ на базе дуплекса, триплекса и пятиплунжерного насоса показал, что с увеличением числа рабочих камер неравномерность мгновенной производительности уменьшается в 1,3-1,7 раз. Для этого использовалась математическая модель, созданная в среде Mathcad. Рассмотрены существующие конструкции НКУ с различными системами подвода газа и ГЖС. Выявлено, что боковой подвод газа и ГЖС способствует уменьшению барботажа жидкости. При проектировании новой конструкции создана 3D модель пятиплунжерной НКУ с боковым подводом газа в среде SolidWorks. Гидравлическую часть НКУ предложено выполнить в виде моноблока с расположением всасывающего клапана вне полости компрессионной камеры. Проведен сравнительный анализ конструкций с горизонтальным и вертикальным расположение всасывающего клапана. Предложенная конструкция седла нагнетательного клапана позволила минимизировать негативное воздействие всасываемого газа на жидкостной поршень. 3D модель позволила исследовать движение газа и ГЖС при всасывании. В результате проведенных расчетов выбраны оптимальные параметры рабочей камеры и отдельных элементов конструкции. 426 МЕТОДИКА СЕРТИФИКАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ ГАЗЛИФТНЫХ КЛАПАНОВ (THE TEST METHODS FOR CERTIFICATION OF GAS LIFT VALVES) Шишкина Е.А. (научный руководитель - к.т.н. Гусева Т.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Как известно, после прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии зачастую приходится прибегать к механизированному способу эксплуатации скважин, который предполагает приведение дополнительной энергии извне. Одним из таких способов, при котором применяют энергию сжатого газа, закачиваемого с поверхности, является газлифт. На сегодняшний день газлифтный клапан является одним из основных элементов газлифтной установки, который регулирует поступление газа, нагнетаемого из затрубного пространства в колонну подъемных труб при добыче нефти. Газлифтные клапаны применяют с целью снижения пускового давления газлифтных скважин (когда величина пускового давления превышает величину рабочего давления) - это позволяет увеличить глубину с которой нагнетаемый газ вводится в колонну подъемных труб. Применением газлифтных клапанов достигается увеличение депрессии на пласт, что увеличивает отбор жидкости из скважины. При газлифте может возникать отказ газлифтных клапанов. Клапан может застрять либо в открытом, либо в закрытом положении. В работе проведен анализ причин отказов газлифтных клапанов, результаты которого свидетельствуют о необходимости проведения испытаний при оценке соответствия рассматриваемого оборудования на герметичность, прочность и работоспособность. Кроме того, в работе проведено сопоставление требований отечественных и зарубежных нормативных документов на газлифтные клапаны, используемые при разработке сухопутных и морских месторождений. Выявлено, что разрабатываемые в настоящее время Российской Федерацией стандарты не в достаточной мере обеспечивают современный уровень надежности газлифтных клапанов, что рассмотрено на примере методов контроля и испытаний оборудования. Таким образом, одним из направлений повышения качества газлифтных клапанов является разработка методики и программы сертификационных испытаний, основанной на международном, региональном и национальном опыте, а также учитывающей российские климатические и иные особенности. 427 АНАЛИЗ ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ ВИНТОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК (АNALYSIS OF OPERATING EXPERIENCE POSITIVE DISPLACEMENT PUMP UNIT) Шматин Е.К (научный руководитель - доцент, к.т.н. Балденко Ф.Д.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время разработка всех основных нефтяных месторождений России и стран СНГ вступила в позднюю стадию, которая характеризуется истощением пластовой энергии и переходом на механизированный способ добычи. Для откачки жидкости повышенной вязкости разработаны установки винтовых насосов с погружным (УЭВН) и поверхностным (УШВН) приводом, обладающие рядом преимуществ по сравнению с УЭЦН и УШСН (простота конструкции, монтажа, обслуживания, повышенная надежность, особенно при откачке жидкостей с механическими примесями), минимальные капитальные и эксплуатационные затраты. Вместе с тем в России, в отличие от других стран, технология добычи нефти с помощью винтовых насосов еще не нашла широкого применения, во многом в связи с недостатком информации о характеристиках оборудования и рациональных условиях его применения. Отрицательный опыт применения обусловлен также неправильным подбором винтовой насосной установки из-за отсутствия точных данных по каждой скважине, несоблюдением правил монтажа скважинного оборудования и его технического обслуживания и отсутствием специализированных баз по ремонту оборудования В работе проведен анализ работы фонда скважин, оборудованных УШВН, рассмотрены основные причины выхода из строя винтовых насосов, а также факторы влияющие на ресурс работы установки. Предложены пути дальнейшего совершенствования конструкции УШВН и режимов их работы. 428 ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ СОПРЯЖЕНИЯ ВАЛ-РАБОЧЕЕ КОЛЕСО ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ТИПА ЦНС (IMPROVING THE DEPENDABILITY OF COUPLING SHAFT IMPELLER OF THE CNS-TYPE CENTRIFUGAL PUMPS) Щербаков П. В. (научный руководитель - д.т.н., профессор Протасов В. Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Одной из причин ограниченного ресурса центробежных насосов типа ЦНС, используемых для закачки высокоминерализованных пластовых вод в пласт с целью поддержания пластового давления, является интенсивное разрушение сопряженных поверхностей неподвижных разъемных соединений, в частности сопряженных поверхностей вала с рабочими колесами в результате развития фреттинг-коррозии. Фреттинг-коррозией называется особый вид износа сопряженных поверхностей в коррозионноактивных средах при их относительном колебательном движении вследствие вибрации или циклического нагружения. Относительное перемещение поверхностей может быть очень малым, тем не менее, оно является достаточным для возникновения фреттинг-коррозии. Механизм фреттинг-коррозии заключается в многократном схватывании сопряженных поверхностей в коррозионно-активной среде и разрушении мест схватывания, что приводит к изменению формы и размеров поверхностей, образующих неподвижное разъемное соединение, образованию раковин на этих поверхностях. Одним из перспективных направлений предотвращения фреттингкоррозии является нанесение полимерного покрытия на одну из сопряженных поверхностей, что исключает непосредственный контакт металлов в коррозионно-активной среде. Предложено наносить на поверхность отверстия рабочего колеса, сопрягаемую с поверхностью вала, тонкую пленку лака, обеспечивающую сохранения допуска на посадку рассматриваемого сопряжения и исключающую металлический контакт сопряженных поверхностей. Для получения тонкой защитной пленки на поверхности отверстия рабочего колеса разработано специальное приспособление в виде конической поролоновой пробки, обеспечивающей удаление излишков лака. Проведенные испытания показали эффективность предложенного метода. 429 430 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) СБОРНИК ТЕЗИСОВ 68-ОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ МОЛОДЕЖНОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ НЕФТЬ И ГАЗ - 2014 14-16 АПРЕЛЯ 2014 Г. Секция 5 Химическая технология и экология в нефтяной и газовой промышленности МОСКВА 2014 431 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭСТРАКЦИОННОЙ СПОСОБНОСТИ ПИРИДИНИЕВЫХ И ИМИДАЗОЛИЕВЫХ СОЛЕЙ ПО ОТНОШЕНИЮ К СОЕДИНЕНИЯМ СЕРЫ Абдулаева В.Ф. (научный руководитель - к.х.н. Охлобыстина А.В.) Астраханский государственный технический университет Ужесточение требований к содержанию серы в моторных топливах стимулирует поиск новых путей очистки углеводородного сырья от сернистых соединений и совершенствование существующих технологий процессов обессеривания[1]. Среди всех возможных методов экстракционная сероочистка отличается простотой и удобством в эксплуатации оборудования. В качестве экстрагента предлагается использовать ионные жидкости - жидкие при комнатной температуре соли органических и неорганических кислот с объемными органическими основаниями, обладающие превосходной избирательностью и рядом свойств, позволяющим им эффективно и целенаправленно извлекать нежелательные компоненты из углеводородных топлив [2,3]. В данной работе исследована экстракционная способность 1-бутил-3метилимидазолия тетрафторбората и 1-бутил-4-метилпиридиния тетрафторбората. В качестве модельного топлива использовалась смесь гептана и бутантиола-1 (426 ppm). Максимальная сероочистка (426 ppm → 322 ppm) при использовании пиридиниевой соли достигнута при пятикратной экстракции при температуре 55°C с массовым соотношением топливо/ионная жидкость = 1/1 и времени реакции 6 минут. При использовании имидазолиевой соли эффективная десульфоризация (426 ppm → 298 ppm) достигается при 25°C. Таким образом, пиридиниевые и имидазолиевые соли показали себя как эффективные экстрагенты. Выяснено, что поглощающая способность ионных жидкостей зависит от условий экстракции. Работа выполнена при финансовой поддержке гранта РФФИ № 14-03-31930. Литература 1. Анисимов А.В., Тараканова А.В. Окислительное обессеривание углеводородного сырья // Российский химический журнал. – 2008. – №4. – С.32-40. 2. Крылов О.В. Гетерогенный катализ: Учебное пособие для вузов / О.В. Крылов – М.: ИКЦ «Академкнига», 2004. - С. 568. 3. Выгодский Я.С., Лозинская Е.И., Шаплов А.С. Синтез полимеров в ионных жидкостях // Российский химический журнал. – 2004. – №6. – С.4050. 432 ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ И КОНТРОЛЬ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ПЕРЕХОДОВ ЛИНЕЙНЫХ СООРУЖЕНИЙ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СЕТИ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ОБЪЕКТЫ (ENVIRONMENTAL MONITORING AND CONTROL AT СONSTRUCTION OF GAS TRANSPORT NETWORK LINEAR FACILITIES CROSSINGS VIA WATER BODIES) Агапычева Ю. А. (научный руководитель – к. т. н. Торунова М. Н.) ОАО «Гипрогазцентр» Максимальный вред водным объектам от линейных сооружений газотранспортной системы наносится на стадии производства строительномонтажных работ. В соответствии с действующим природоохранным законодательством РФ и ведомственными документами ОАО «Газпром», при строительстве сооружений транспорта газа (газопроводы) и сопутствующих линейных коммуникаций (кабельные линии связи, кабельные линии электропередачи), необходимо выполнение производственного экологического мониторинга и контроля (ПЭМиК). На федеральном и региональном уровнях не существует единого нормативного документа, закрепляющего порядок проведения ПЭМиК. Кроме того, часть положений ведомственных документов в области проектирования системы ПЭМиК устарели, поскольку первоисточником для них являются утратившие силу акты. Для повышения качества разрабатываемых разделов проектносметной документации специалистами ОАО «Гипрогазцентр» разработаны принципы принятия решений по выбору объектов ПЭМиК, контролируемых параметров объекта мониторинга, а также периодичности их проверки при строительстве водных переходов. Критериями для принятия решений являются результаты комплексного анализа существующей правовой базы и оценка дополнительных условий: гидроморфологических и химических характеристик пересекаемых водных объектов; вида проектируемых сооружений; методов строительства; условий по забору воды и сбросу сточных вод. Применение в совокупности научных и технико-экономических подходов к разработке программы ПЭМиК, а также ее соблюдение на этапе реализации инвестиционного проекта и анализ полученной информации позволяют с минимальными затратами своевременно выявить изменения состояния водных объектов, оценить и спрогнозировать эти изменения с целью принятия обоснованных управленческих решений по уменьшению негативного воздействия на окружающую среду от реализации данной деятельности. 433 ОЧИСТКА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ МЕТОДОМ ВИБРОАКУСТИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ (THE PURIFICATION OF BRINE WATER BY METHOD OF VIBROACOUSTIC INFLUENCING) Рашидов Ж.Х., Азизматов Д. А. (научный руководитель - д.х.н., профессор Арсланов Ш.С) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте Рост объемов добычи пластовой воды при длительной эксплуатации нефтяных месторождений, задача более полного извлечения нефти из слабопроницаемых горизонтов и во многих случаях невысокая приемистость пластов выдвигают требования применения эффективных комплексных технологий очистки воды для каждого конкретного объекта. Главными критериями выбора технологий подготовки пластовой воды являются способность интенсифицировать процесс удаления загрязнений из пластовой воды, возможность снижения металлоемкости оборудования и затрат на проведение очистки. В данной работе рассматривается виброакустический метод интенсификации процесса очистки пластовой воды и приведены наиболее благоприятные режимы для ее обработки. Основными загрязнителями пластовой воды являются частицы нефти и механические примеси. Как показывает практика, гравитационному отстаиванию в течение 30 - 60 минут подвержены частицы размерами более 20 мкм. Одним из перспективных методов ускорения процесса удаления загрязнений размерами меньше 20 мкм может являться вибро-акустическая обработка потока. Исследования по магнитно-вибрационной интенсификации процесса разделения водонефтяных эмульсий и очистке пластовой воды показали, что наиболее эффективными частотами для воздействия на поток является диапазон 50-120 Гц. Для исследования эффективности обработки потока воды в условиях, приближенных к промышленным, изготовлена опытная установка вибрационного воздействия позволяющая обрабатывать поток при различных значениях рабочих частот (20-20000 Гц) при акустической мощности вибрационных нагрузок до 50 Вт. В заключение серия экспериментов проведенных в условиях, приближенных к промышленным, показала, что низкочастотное виброакустическое воздействие (80-110Гц) на поток пластовой воды позволяет в 2,2-2,7 раза интенсифицировать процесс её очистки от нефти и механических примесей. 434 ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ДОННОГО ОТЛОЖЕНИЯ СЕРАОРГАНИЧЕСКИМИ СОЕДИНЕНИЯМИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАШАГАН (RESEARCH OF THE STATE OF POLLUTION IN THE SEDIMENTS OF THIS ORGANOSULFUR COMPOUNDS KASHAGAN DEPOSIT) Алекперов В., Жолдасова А., Гинаятова Б. (научный руководитель - д.т.н., профессор Кенжегалиев А.) Атырауский институт нефти и газа, Республика Казахстан В работе приводятся результаты мониторинговых исследований проведенных в летний период 2012 г.на северном Каспии в районе месторождения Кашаган, в которой намечалась экспериментальная разработка во втором полугодии 2013 г. Нефть шельфовых подсолевых месторождений северной части Каспийского моря по составу идентична составу нефти прибрежных месторождений, т.е. характеризуется высоким содержанием серосодержащих соединении. Целью исследования являлось определение фонового состояния содержания сераорганических соединений присутствующих в составе нефти данного месторождения, а также в выбросах Тенгизского ГПЗ и ГПЗ Болашак в будущем перерабатываемый газом данного месторождения. Определение «полулетучих» органических соединений проводили на хроматомасс-спектрометре «Pegasus 4D» фирмы LECO в лаборатории химического факультета МГУ им. М.В.Ломоносова. Энергия ионизации – 70 эВ, капиллярная силиконовая колонка RTX-5MS (30м), температурный режим: 50оС (2 мин.) –20оС/мин – 300оС (10 мин.), сканируемые массы 29500 дальтон. Результаты анализа представлены на хроматограммах . 1.1e+007 1e+007 1e+007 9e+006 9e+006 9e+006 8e+006 8e+006 8e+006 7e+006 7e+006 6e+006 6e+006 5e+006 5e+006 4e+006 4e+006 3e+006 3e+006 Time (s) 400 600 800 TIC 1000 Образец 1 1200 1400 Time (s) 7e+006 6e+006 5e+006 4e+006 400 600 800 TIC 1000 Образец 2 1200 1400 Time (s) 400 600 800 TIC 1000 1200 1400 Образец 3 Расшифровки данных хроматограмм показали, что во всех исследованных образцах обнаружено большое количество элементарной серы циклического строения S6 и S8, причем в образце 1, серы содержится в 3 раза больше, чем в образцах 2 и 3. В качестве примесей во всех образцах присутствуют серосодержащие соединения - тиепаны, алкилтиофены, 1,2,4,5-тетратиан. Во всех трех образцах присутствуют фталаты, (дибутилфталат в количестве 2 - 4 мкг/г), нефтяные углеводороды – алканы, нафтены, алкилбензолы, эфиры фосфорной кислоты, алифатические спирты и кислоты. 435 МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ПРИСАДКИ НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ (MULTIFUNCTIONAL ADDITIVES NEW GENERATION) Алексанян Д.Р., Исмаилов Э. Г. (научный руководитель - профессор Кошелев В.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Внимание исследователей в последние годы продолжают привлекать соединения, содержащие в структуре молекулы полиазотистые гетероциклы. Одним из наиболее интересных представителей этого класса соединений является, безусловно, симм-триазин. Его высокая реакционная способность, обусловлена специфическим строением и позволяет получать на его основе широкий спектр соединений, имеющих важное практическое значение в различных отраслях промышленности. Анализ обширного литературного материала показал, что практическая ценность производных симм - триазина в первую очередь определяется природой заместителя в гетероциклическом кольце. В данной работе нами синтезированы моно-, бис- и три - производные 1,3,5-трихлор-симм-триазина, где в качестве заместителей были выбраны алкильные, арильные и гетерильные радикалы. Cl Cl N Cl N N R1 R1 N Cl Cl R2. R1 N N Cl N R2 N N R1 R1,R2,R3 R3 N R2 N N R1 NH2 OH C2H5NHC2H5 CH3 NH C17H35 H2N N O Где R1, R2, R3= , , , Некоторые синтезированные нами производные симм - триазина испытаны в ходе работы в качестве присадок для дизельных топлив и масел. Выявлено, что замещенный симм- триазин можно использовать в качестве многофункциональной присадки. Таким образом, включая в молекулу цианурхлорида фрагменты уже известных в литературе веществ, можно получить многофункциональную присадку. 436 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КИСЛЫХ ГУДРОНОВ В ПРОИЗВОДСТВЕ ДОРОЖНЫХ БИТУМНЫХ МАТЕРИАЛОВ (THE USE OF ACID TAR IN ROAD MAKING BITUMEN MATERIALS) Е.П.Алимова (научный руководитель - профессор Гуреев А.А.) НОЦ «Битумные материалы» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Одним из наиболее крупнотоннажных отходов нефтехимических производств являются кислые гудроны. Кислый гудрон представляет собой черную смолистую массу и получается в качестве побочного продукта в результате некоторых технологических процессов, таких, как производство светлых масел, очистка парафинов, производство присадок, моющих средств, где применяется серная кислота или олеум в качестве реагента или катализатора. На предприятиях нефтехимии и нефтепереработки образуется 250-300 тыс.т кислых гудронов в год. Кислые гудроны являются экологически опасными отходами, которые сливаются и хранятся на открытом воздухе в специальных прудах-накопителях искусственного происхождения. В настоящее время кислые гудроны так же являются ценными вторичными материальными ресурсами, которые могут быть переработаны в различные продукты, имеющие высокий потребительский спрос. Это могут быть дорожные и строительные битумы, серная кислота, кокс, активированный уголь, ПАВ и другие продукты. Рассмотрим некоторые способы использования кислых гудронов. Основной способ утилизации кислого гудрона заключается в нейтрализации серной кислоты известью с последующим удалением воды. Полученный этим методом гудрон не отличается удовлетворительными свойствами как вяжущий материал, его используют как компонент дорожного битума, но не улучшающий качество, а как добавку, позволяющую увеличить выход битума. Так же стоит отметить новую технологию по переработки кислых гудронов, разработанную в НИИ химии ННГУ им. Н.И. Лобачевского, под руководством профессора Зорина А.Д.. Условия получения битумного материала реализованы в методе тонкослойного термического крекинга высокомолекулярных углеводородов. Стандартные условия получения битумного материала этим методом – температура 400550оС в зависимости от природы сырья, время реакции 100-200 сек. Выход битумного материала достигает 70% и при этом образуется 20-25% широкой фракции углеводородов. В целом подбираются такие условия тонкослойного крекинга, чтобы получить базовый битумный материал, отвечающий неокисленному битуму типа БНД 60/90. Битумные вяжущие (БНД, битумные эмульсии и мастики) являются основным компонентом для: нижних и верхних слоев дорожных одежд; слоев износа и защитных слоев поверхностных обработок; вяжущих для стабилизации грунтов и оснований дорог. Результаты проведённой работы позволили сделать следующие выводы: 1.Кислые гудроны являются токсически опасными продуктами и требуют дальнейшей переработки. 2.Необходимо изучать и внедрять различные методы утилизации кислого гудрона. 3. Получение вяжущих компонентов для дорожного строительства является еще одним перспективным направлением переработки. 437 РАЗРАБОТКА БИОКАТАЛИЗАТОРОВ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ БИОДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА Альмяшева Н.Р., Копицын Д.С. (научный руководитель - зав.лаб. Новиков А.А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Биодизельное топливо, состоящее из алкиловых эфиров жирных кислот, является перспективной альтернативой нефтяному топливу. Биодизельное топливо получают переэтерификацией растительных масел и животных жиров низкомолекулярными спиртами (чаще метанолом). Катализаторы, используемые для этих процессов, можно разделить на две группы – химические и ферментные. В настоящее время биодизельное топливо производится химическим путем с применением кислотных или щелочных реагентов. Несмотря на высокую эффективность, эти процессы имеют существенные недостатки: высокие энергетические затраты, необходимость контроля содержания в сырье воды и свободных жирных кислот, сложности в очистке сточных вод и регенерации катализатора. Использование биокатализаторов позволяет проводить процесс получения биодизельного топлива в достаточно мягких условиях и в меньшее число технологических стадий. Использование липаз в качестве катализатора переэтерификации масел со спиртами позволяет достичь высокого выхода целевого продукта – свыше 90%. Для повышения стабильности биокатализатора и эффективного его отделения от продуктов реакции применяют липазы, иммобилизированные на носителе. Исследование свойств биокатализаторов на основе липаз (Lipase from Pseudomonas fluorescens, Lipase from Rhizopus oryzae, Lipase B Candida antarctica), иммобилизованных на твердых носителях (на основе силикагеля, диатомита, ионообменных смол) ковалентными и адсорбционными способами показало возможность их использования для производства биодизельного топлива. Полученные катализаторы отличаются высокой стабильностью в неводных средах и сохранением активности в течение длительного времени. Активность катализаторов с ковалентно связанными липазами (через глутаровый альдегид) в три раза выше, чем в случае адсорбционной иммобилизации. Альтернативой применения выделенных липаз служит использование биокатализаторов на основе иммобилизированных клеток – продуцентов липолитических ферментов. Была исследована активность клеток микроорганизмов Aspergillus niger и Yarrowia lipolytica на модельном субстрате (трибутирин). Для увеличения механической прочности биокатализатора, и защиты клеток от повреждений разрабатываются методы их иммобилизации внутри пористых носителей (полиуретановая губка, керамзит). 438 ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ПРОЦЕССА НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОГО ИНИЦИИРОВАННОГО ВИСБРЕКИНГА НЕФТЯНЫХ ОСТАТКОВ (ANALYSIS OF FEATURES OF OIL RESIDUES LOW-TEMPERATURE INITIATED VISBREAKING) Анисимов Е.С. (научные руководители - доцент Назаров А.В., доцент Киташов Ю.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Настоящее исследование направлено на разработку энергосберегающей волновой технологии, позволяющей повысить качество получаемых в термических процессах продуктов и увеличить глубину переработки тяжелого углеводородного сырья. Исследования проводились на пилотной установке активации сырья процесса висбрекинга методом волнового воздействия. Процесс волновой переработки тяжелого углеводородного сырья состоит из следующих стадий: 1. активации сырья; 2. низкотемпературный висбрекинг; 3. разгонка продуктов на фракции. Процесс активации гудрона проводился электромагнитным излучением мощностью 0,2-0,5 кВт и частотой 40-55 МГц, при рабочем давлении до 0,4 МПа, температуре до 50˚С. Процесс висбрекинга проводился при температуре на 50-80°С ниже стандартной. В результате чего выход бензина составил 4,5%, легкого газойля – 19,9%. Значительно снизилась вязкость крекинг-остатка. Температура начала кипения продуктов составляет 75-85°С, а газообразование практически отсутствует. Анализ на жидкостном хроматографе показал, что в процессе низкотемпературного висбрекинга происходит изменение группового углеводородного состава: увеличение содержания парафино-нафтеновых углеводородов на 94,2% (отн.); уменьшение содержания ароматических углеводородов: бициклических – на 28,9% (отн.), полициклических – на 43,2% (отн.); уменьшение содержания смол на 53,7% (отн.). Предлагаемый способ переработки гудрона обладает следующими преимуществами по сравнению с традиционным методом: 1. увеличение выхода светлых нефтепродуктов; 2. уменьшение коксообразования; 3. уменьшение энергоемкости процесса. Предлагаемая технология перспективна для получения котельных топлив и флотских мазутов. Она может интегрироваться в большинство существующих технологических цепочек, в том числе и мини-НПЗ, где проблема переработки нефтяных остатков стоит особенно остро. 439 УЛУЧШЕНИЕ ДЕЭМУЛЬГИРУЮЩИХ И ЗАЩИТНЫХ СВОЙСТВ ТУРБИННОГО МАСЛА (IMPROVING DEEMULSIFYING AND PROTECTIVE PROPERTIES OF TURBINE OIL) Ардышев В.П. (научные руководители – д.т.н., профессор Спиркин В.Г., к.т.н., доцент Татур И.Р.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина При перекачке сероводородсодержащего природного газа детали маслосистем газоперекачивающих агрегатов (ГПА) подвергаются интенсивной коррозии и коррозионно-механическому износу. Наиболее эффективно защищают от коррозии детали маслосистем ГПА ингибированные смазочные масла. В состав традиционного пакета присадок турбинных масел дополнительно включен ингибитор сероводородной коррозии. Однако ингибированные турбинные масла имеют высокую эмульгирующую способность. Цель работы - исследование различных деэмульгаторов для снижения эмульгирующей способности ингибированных турбинных масел. Объектами исследования являлись деэмульгаторы: Lubrizol 5172 (фирма ЛУБРИЗОЛ), ADDITIN M 10.394 (фирма Rhein Chemie), Synative PE 10100 (фирма BASF); российские ингибиторы коррозии серии Телаз (марки Телаз 1, Телаз 1/3) и Нефтехимеко-1. Эффективность деэмульгаторов оценивали по величине поверхностного натяжения базового масла на приборе Easy Drop (KRŰSS GmbH, Германия) с программным обеспечением DSA1, времени деэмульсации (метод ASTM 1401-09) и защитной способности ингибированных турбинных масел (методика кафедры Промысловой химии РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина). Установлено, что область критической концентрации мицеллообразования (ККМ) для деэмульгаторов Lubrizol 5172,ADDITIN M 10.394, Synative PE 10100 и ингибиторов Нефтехимеко-1, Телаз 1, Телаз 1/3 находится в пределах 0,001 - 0,0025 % мас. Показано, что деэмульгаторы Lubrizol 5172, ADDITIN M 10.394, Synative PE 10100 в композиции с ингибиторами коррозии Телаз и Нефтехимеко-1 имеют ККМ в области более низких концентраций, чем индивидуальные ингибиторы и деэмульгаторы. Установлено, что наиболее эффективным деэмульгатором для товарных турбинных масел, содержащих ингибиторы серии Телаз, является Synative PE 10100 в концентрации 0,01 % мас. 440 КАТАЛИТИЧЕСКИЙ КРЕКИНГ ВАКУУМНОГО ДИСТИЛЛЯТА В ПРИСУТСТВИИ СИНТЕЗИРОВАННЫХ «IN SITU» НАНОЧАСТИЦ, ПОЛУЧЕННЫХ ПУТЕМ ТЕРМИЧЕСКОГО РАЗЛОЖЕНИЯ ПРЕКУРСОР-СОДЕРЖАЩИХ ОБРАТНЫХ МИКРОЭМУЛЬСИЙ (CATALYTIC CRACKING OF VACUUM GAS OIL IN THE PRESENCE OF “IN SITU” SYNTHESIZED NANOPARTICLES PRODUCED BY THERMAL DECOMPOSITION OF PRECURSORCONTAINING REVERSE MICROEMULSIONS) Арсланов Р.М. (научные руководители профессор Капустин В.М., с.н.с. Герзелиев И.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» с 1 января 2014 года стимулирует производителей автомобильных бензинов к выпуску в оборот бензинов класса 5. Одновременное сокращение в составе товарных бензинов содержания сернистых соединений, ароматических углеводородов и ограничение по содержанию октаноповышающих добавок приводит к невозможности получения на ряде российских НПЗ бензинов класса 5. В частности, при глубоком гидрообессеривании бензина каталитического крекинга до содержания серы 10 ppm, происходит снижение октанового числа ниже допустимых регламентом пределов. В работе предлагается новый подход к проведению каталитического крекинга вакуумного дистиллята в присутствии нано-размерных каталитически активных добавок, полученных путем термического разложения прекурсор-содержащих обратных микроэмульсий. Внесение таким способом в вакуумный дистиллят незначительных количеств растворов прекурсоров металлов VIII группы (500-1000 ppm) изменяет групповой состав продуктов крекинга в сторону образования насыщенных углеводородов изо-строения. Изменение группового состава происходит в результате усиления реакций гидрирования, протекающих с поглощением водорода, что подтверждается двукратным снижением концентрации водорода в составе продуктов крекинга гидроочищенного вакуумного дистиллята. Полученные результаты открывают возможность регулирования селективностей в реакциях гидрирования и переноса водорода в процессе каталитического крекинга без изменения режима проведения процесса или смены катализатора. Высокая практическая ценность научно обоснованных подходов работы обуславливается возможностью перевода существующих промышленных установок ККФ в режим выпуска компонентов товарного бензина 5 класса. 441 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОТИВОПЕННЫХ СВОЙСТВ РЕГЕНЕРИРОВАННЫХ МАСЕЛ (RESEARCH OF ANTI-FOAMING PROPERTIES OF REGENERATED OILS) Бакулин Е.К. (научный руководитель - доцент Дорогочинская В.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время наиболее эффективным способом утилизации отработанных масел является их регенерация. Существующие технологии позволяют получать базовые основы для масел с высокими эксплуатационными свойствами. Однако регенерированные масла характеризуются непостоянством структурно-группового состава, а также наличием ПАВ (органические кислоты, остатки присадок), которые могут повлиять на противопенные свойства этих масел. В работе исследованы основные факторы, влияющие на противопенные свойства регенерированных масел: их физико-химические свойства, структурно групповой состав и наличие легирующих присадок. В качестве объектов исследования были взяты масла, полученные на заводе ООО «РЗ СМ» (г. Рязань) путём повторной переработки отработанных смазочных материалов. Для сопоставления использовано свежее индустриальное масло И-20. В испытуемые масла вводили: пакет присадок Каскад 814, различные функциональные и многофункциональные присадки российского, белорусского и китайского производства, а также смеси этих присадок с антипенными присадками. Склонность масел к пенообразованию и стабильность пены определяли стандартным методом ASTM D-892 при температурах 24°С, 93,5°С и 24°С после 93,5°С. О противопенных свойствах масел судили по количеству образовавшейся пены и по времени ее разрушения. Показано, что загущающие и многофункциональные диалкилдитиофосфатные присадки незначительно изменяют, а моющие присадки – существенно повышают пенообразование, причем сульфонатные в большей степени, чем фенолятные. В ряде опытов обнаружено синергетическое действие моющих присадок (сульфонатов и алкилфенолятов), загущающей присадки (на основе сополимеров этилена и пропилена) и многофункциональной присадки А-22 (диалкилдитиофосфата цинка) на эффективность действия полиметилсилоксановой противопенной присадки. На основании проведенных исследований на рязанском заводе смазочных материалов разработана рецептура масла марки А для гидромеханических коробок передач, удовлетворяющего требованиям ТУ 38.1011282-89. 442 ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ПАВ-ЩЕЛОЧНОГО СОСТАВА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ (DEVELOPMENT AND INVESTIGATION OF ALKALINESURFACTANT COMPOSITION FOR ENHANCED OIL RECOVERY) Балтаева М.Б., Подзорова М.С. (научный руководитель - профессор, д.т.н. Магадова Л.А) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина После окончания разработки месторождений в недрах остается от 40 до 80% запасов нефти. Остаточная нефтенасыщенность обусловлена действием капиллярных сил, которые удерживают нефть в неоднородной пористой среде. При устранении их действия в результате снижения межфазного натяжения (МФН) менее 10-3 мН/м достигается почти полное вытеснение нефти. В связи с этим для высвобождения остаточной нефти из породы применяют поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые при оптимальных параметрах снижают МФН на границе раствор – нефть до ультранизких значений и мобилизуют остаточную нефть. Наиболее часто используют анионактивные ПАВ, так как они обладают высокой поверхностной активностью и являются стабильными при высокой температуре. Например, нефтяные сульфонаты, алкилариловые сульфонаты и др. Для снижения адсорбции ПАВ на породе, увеличения смачиваемости породы водой, в состав включают щелочной агент. Также щелочь, вступая в реакцию с органическими кислотами нефти, образует дополнительные ПАВ, которые участвуют в снижении МФН. В качестве щелочного агента обычно используют карбонат натрия, силикат натрия и т.д. На начальной стадии разработки ПАВ-щелочного раствора для проверки эффективности конкретного ПАВ проводят исследования на поведение фаз. Для этого пробирки заполняют соответствующим ПАВщелочным раствором и дегазированной нефтью. Затем содержимое тщательно перемешивают и в течение длительного времени наблюдают за состоянием смеси при температуре, соответствующей температуре пласта. В данной работе эксперименты проводились при пластовой температуре Западно-Салымского месторождения, составляющей 80 °С. Правильно подобранный с учетом условий месторождения ПАВ-щелочной состав должен образовывать с нефтью термодинамически стабильную среднефазную микроэмульсию низкой вязкости (тип 3 по Винзору). Так как обычно применяют анионные ПАВ, то существенное влияние на образование среднефазной микроэмульсии оказывает минерализация воды, поэтому дополнительно в раствор вводится соль, как правило, хлорид натрия. Именно образование среднефазной микроэмульсии и определяет эффективность использования ПАВ-щелочного состава для повышения нефтеотдачи пластов. 443 ВЫСОКОРЕАКЦИОННОСПОСОБНЫЕ ИМИНЫ: МЕТАЛЛОПРОМОТИРУЕМЫЙ СИНТЕЗ И ПРЕПАРАТИВНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОСЛЕ ДЕКООРДИНАЦИИ (HIGH CORRECTIONAL POWER IMINES. IRON PROMOTIONAL SINTES AND PREOPERATIONAL USE AFTER DECOORDINATION) Бекниязов Ж.С (научный руководитель - профессор Рыбальченко В.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкент Имины, благодаря высокой реакционной способности, являются удобными предшественниками для синтеза различных азотсодержащих органических соединений. В то же время повышенная реакционная способность иминов, особенно таковых, содержащих донорные заместители, ограничивает возможности их синтетического применения. Подобные соединения крайне неустойчивы или вообще не существуют при обычных условиях. Мы предлагаем новый подход к решению проблемы стабилизации и синтетического использования нестабильных иминосоединений. Доклад будет посвящен рассмотрению путей синтеза иминов в координационной сфере комплексов металлов и их препаративному использованию после декоординации в дальнейших реакциях. Будут рассмотрены следующие вопросы: • Возможные способы генерирования иминов (не существующих в свободном состоянии) в координационной сфере комплексов металлов; • Образование иминосоединений в ходе реакции нуклеофильного присоединения к координированным нитрилам; • Нуклеофильное присоединение иминов к координированным нитрилам в комплексах платины и образование новых ди- и полиазалигандов; • Способы выделения иминов из комплексов с последующим их использованием in situ в безметалльных процессах; • Пошаговое присоединение иминов к нитрильным субстратам в комплексах металлов; • Платинапромотируемый синтез имидоилгуанидината Pt(II) (обладающего фосфоресцентными свойствами) декоординация лиганда и его использование в реакции [4 + 2] циклоприсоединения с карбодиимидом. 444 ВЛИЯНИЕ ГРУППОВОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СОСТАВА ДИЗЕЛЬНЫХ ТОПЛИВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ДЕЙСТВИЯ ДЕПРЕССОРНЫХ ПРИСАДОК (INFLUENCE OF HYDROCARBON TYPE CONTENT DIESEL FUELS ON EFFICIENCY DEPRESSOR ADDITIVES) Бобровский Е.С. (научный руководитель - ассистент Буров Е.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Производство низкозастывающих дизельных топлив весьма актуально для нашей страны. Потребность в таких топливах постоянно растет в связи с увеличением доли автомобильного парка РФ работающего на дизельном топливе. Среди существующих способов регулирования низкотемпературных свойств дизельных топлив введение депрессорно-диспергирующих присадок является наиболее рациональным и экономически оправданным методом. Целью данной работы является установление влияния группового углеводородного состава топлив на эффективность действия депрессорных присадок. В работе использовались гидроочищенных дизельных топлива (Сорт С) с двух нефтеперерабатывающих заводов. Для каждого образца были определены: основные физико-химические показатели согласно ГОСТ Р 52368-2005, молекулярно-массовое распределение н–алканов (ММР) с помощью газового хроматографа Кристаллюкс-4000М, групповой углеводородный состав топлив на высокоэффективном жидкостном хроматографе Breeze Waters 2414. В качестве присадок были использованы: отечественная - ВЭС 410Д фирмы ОАО «АЗК и ОС» и импортная - Keroflux 6100 фирмы «BASF». Обе присадки полимерной природы, вводились в концентрациях 100, 200, 300, 400 и 600 ppm. Оценки ТЗ. дизельных топлив проводилась на приборе ЛАЗ-М1, оценка ПТФ дизельных топлив на приборе АТФ-01. Таблица 1 Групповой углеводородный состав топлив и относительное содержание н-алканов № п/п 1. 2. Парафинонафтненовые УВ,% (ВЖХ) 63,53 60,93 Арены моно24,23 29,89 Наименование показателя Арены Арены Содержание биполин-алканов, % (ГЖХ) 11,00 1,23 13,5 8,48 0,69 10,9 ∑ до С15, % 6,5 5,1 ∑ С16С21, % 6,0 5,3 ∑ С22, % 1 0,5 Установлено, что углеводородный состав топлив существенно влияет как на низкотемпературные свойства самих топлив, так и на работу присадок. Присадки одной и той же природы по-разному работают в топливах со схожими физико-химическими показателями. 445 ТЕРМИЧЕСКИЕ И ТЕРМОКАТАЛИТИЧЕСКИЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ БИОМАССЫ БАКТЕРИЙ В СВЯЗИ С ПРОИСХОЖДЕНИЕМ НЕФТИ (THERMAL AND THERMOCATALYTIC TRANSFORMATION OF BACTERIA BIOMASS IN CONNECTION WITH PETROLEUM GENESIS) Богатырев С.О. (научный руководитель - доцент Гируц М.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время основное внимание в осадочно-миграционной гипотезе происхождения нефти уделяется термическим и термокаталитическим процессам превращения исходного ОВ. Причем установлено, что в процессе созревания ОВ керогеном продуцируются углеводороды разных классов с разной скоростью. Известно, что в результате термолиза и термокатализа керогена генерируются те же углеводороды, которые находятся в нефтях. Как известно, кероген (нерастворимое органическое вещество) представляет собой сложный геобиополимер, поэтому можно предположить, что нерастворимая часть бактериальной биомассы, в частности Arthrobacter sp. RV и Pseudomonas aeruginosa RM, может входить в его состав. В связи с этим, представляет интерес вопрос – образуются ли нефтяные УВ в результате термолиза и термокатализа нерастворимой части (дебриса) прокариот. Данная работа посвящена изучению закономерности распределения соединений, образующихся в результате термолиза и термокатализа нерастворимой части бактерий Arthrobacter sp. RV и Pseudomonas aeruginosa RM. В термолизатах и термокатализатах исследуемых бактерий обнаружены углеводороды-биомаркеры: н-алканы, изопренаны. Среди налканов в продуктах термолиза образуются н-алканы состава С9–С35 с мономодальным распределением, а в продуктах термокатализа – н-алканы состава С9–С39 с бимодальным распределением. В продуктах термолиза обоих штаммов наблюдается превалирование н-алканов с нечетным числом атомов углерода в молекуле над четным (н-С9, н-С11, н-С15 и н-С17), в то время как в термокатализатах преобладают н-алканы с четным числом атомов углерода (н-С16, н-С18 и н-С20). Генерируются изопренаны состава С13-С20. Важно отметить, что среди изопренанов нами обнаружен и регулярный изопренан состава С17, в то время как этот изопренан отсутствует практически во всех нефтях мира. 446 ИЗУЧЕНИЕ КОЛЛОИДНОЙ СТАБИЛЬНОСТИ ПРИ СМЕШЕНИИ РАЗНОРОДНЫХ НЕФТЕЙ НА ПРИМЕРЕ НЕФТЕЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ (COLOIDAL STABILITY OF DIFFERENT NATURE OIL BLENDING FOR EXAMPLE OF TIMANO-PECHORA OIL REGION) Бойцова А. А., Попов В. В. (научный руководитель - профессор Некучаев В. О.) Ухтинский государственный технический университет Впервые, термин «несовместимость» («incompatibility») был введен Мартином для описания ситуации, когда при смешении двух «хороших» стабильных топлив образуется «проблемная» смесь, для которой характерно интенсивное выпадение твердых осадков. Для изучения свойств смешения нефтей в данной работе использовался единственный во всей республике Коми прибор PORLA GLX, находящийся в опытно-исследовательской группе центральной заводской лаборатории ООО "ЛУКОЙЛ-УХТАНЕФТЕПЕРЕРАБОТКА"; разработанный и изготовленный фирмой Finnish Measurement Systems (FMS) (Финляндия) в сотрудничестве с нефтяной компанией Fortum Oil & Gas (бывшая фирма NESTE) и институтом Francais du Petrole (IFP). В данной работе было проанализировано поведение значений P-value и ксилольного эквивалента в зависимости от процентного содержания высоковязкой Ярегской нефти в высокопарафинистой Усинской нефти. Протестировано 13 проб с содержанием Ярегской нефти от 1 до 20%. Исходя из фактических данных, предоставленных ОАО «АК«Транснефть», в год по трубопроводу Усинск-Ухта-Ярославль проходит 20,3 млн тонн нефти, из которой 355 тыс. тонн Ярегской. Таким образом происходит компаундирование с процентным содержанием Яреги, равным 1,8%. Но к 2015 году планируется увеличить добычу Ярегской нефти до 1,5 млн тонн в год, что соответствует примерно 8%-ному содержанию Ярегской нефти в смеси. Именно из данного процентного содержания был выбран такой интервал концентраций Ярегской нефти в испытуемых смесях. По результатам следует избегать практики 4-5%-ного подмешивания высоковязкой нефти в поток Усинской. Однако, в целом можно отметить, что все испытуемые смеси по критерию P-val следует считать относительно стабильными. При перекачке целесообразнее использовать смесь с содержанием Яреги либо до 4%, что экономически малоэффективно, либо более 7%. Верхний предел ограничивается предельной плотностью нефти, разрешенной к перекачке по трубопроводам АК «Транснефть» на уровне 0,880 г/см3, что примерно соответствует 24% Ярегcкой нефти в смеси. 447 ПРИМЕНЕНИЕ ЖЕЛЕЗОСОДЕРЖАЩЕГО ЦЕОЛИТА В ПРОЦЕССЕ КАТАЛИТИЧЕСКОЙ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА (APPLICATION OF IRON-CONTAINING ZEOLITE IN DIESEL CATALYTIC DEWAXING PROCESS) Болдушевский Р. Э., Столоногова Т. И., Кошевой В. О. (научные руководители - профессор, к.х.н. Чернышева Е.А., асс. Груданова А.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Наиболее перспективными с целью получения низкозастывающего дизельного топлива (ДТ) являются процессы химической конверсии н-парафинов ДТ в присутствии катализаторов – гидродепарафинизация (каталитическая депарафинизация) и изодепарафинизация. В обоих случаях катализатор содержит цеолит (смесь цеолитов) с добавкой различных металлических компонентов; для изодепарафинизации, как правило, используются благородные металлы. Стабильность во времени работы катализаторов на основе цеолитов снижается за счет прочной хемосорбции на кислотных центрах цеолита основных соединений азота, что приводит к дезактивации катализатора. Замещение алюминия на железо в решетке цеолита способствует снижению его кислотности, позволяет повысить стабильность работы катализатора, обеспечивая его устойчивость к воздействию основных ядов. Так, были проведены испытания не только с гидроочищенными но и прямогонными дизельными фракциями различного происхождения: в обоих случаях катализатор не демонстрировал снижения активности в течение не менее 72 часов, при этом для всех образцов сырья высокими оставались выход целевого дистиллята (до 87 % масс.) и величина депрессии температуры помутнения и предельной температуры фильтруемости (до 32 °С). Несколько больший выход целевой фракции на прямогонном сырье объясняется меньшей степенью превращения, что нивелируется при последующей гидроочистке. На основании данных исследования детального углеводородного состава сырья и продуктов установлено, что катализатор обеспечивает конверсии до 50 % масс. нормальных парафинов с длинной цепи от 16 атомов углерода в изопарафины и нафтены. Однако происходит нежелательная ароматизация продукта и некоторое снижение цетановых характеристик, увеличение плотности. Такой вывод определяет необходимость уточнения количественного содержания полициклических ароматических углеводородов (ПАУ). Методом ВЭЖХ установлено, что концентрация ПАУ в процессе не меняется, вне зависимости от происхождения сырья и его фракционного состава. Вариация фракционного состава сырья существенно не влияет на качество конечных продуктов, что позволяет оптимизировать сырье процесса. 448 ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ПРОИЗВОДСТВА МОДИФИЦИРОВАННЫХ ДОРОЖНЫХ БИТУМОВ В УЗБЕКИСТАНЕ (PROSPECTS OF DEVELOPMENT OF MODIFIED ROAD BITUMENS PRODUCTION IN UZBEKISTAN) Рашидов Ж.Х., Бурганова Л.И. (научный руководитель - д.х.н., профессор Арсланов Ш.С.) Филиал РГУ Нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Приняв во внимание тот факт, что динамика спроса на качественные автодороги имеет тенденцию к росту и потенциал развития этого рынка высок, можно сделать вывод о том, что производство улучшенного битума, отвечающего современным климатическим и техническим требованиям, может быть очень востребован рынком не только Узбекистана, но и стран СНГ. Общие рыночные тенденции и инвестиционные программы государственного и местного масштаба по реконструкции и строительству современных дорог позволяют нам предположить рост спроса на обычный и модифицированный битум как в среднесрочной, так и долгосрочной перспективе. Автодороги испытывают колоссальные нагрузки как климатического, так и механического характера. Низкие эксплуатационные характеристики материалов, используемых в дорожном строительстве сегодня, приводят к тому, что уже на 3–4 год требуется проведение ремонта дорог. Для повышения эксплуатационной надежности дорожных покрытий оказывается достаточным изменить качество дорожного битума. Одним из решений поставленной задачи является создание резинобитума, в основу производства которого положен процесс девулканизации резины и растворение ее в битумах на уровне макромолекул и наночастиц каучука. Данный подход совмещения битума и резины способствует существенному понижению температуры хрупкости (до - 40°С), повышению температуры размягчения (до 65 °С) и улучшению адгезии композита к поверхностям любой природы по сравнению с окисленными битумами. Источником для производства крошки могут служить практически неисчерпаемые отходы вулканизированной резины. Использование отработанных резинотехнических изделий в дорожном строительстве решаются и экологические проблемы утилизации отходов (в данном случае автомобильных покрышек). Асфальтобетоны на основе битумно-резинового композита обладают повышенной прочностью и водостойкостью как при низких, так и при повышенных температурах по сравнению с асфальтобетонами, применяемыми повсеместно в настоящее время. Срок службы дорожных покрытий увеличивается как минимум в полтора-два раза. 449 МОДИФИКАЦИЯ СВОЙСТВ ВЯЖУЩИХ ПОЛИЭТИЛЕНОМ (MODIFICATION OF PROPERTIES OF ROAD BINDER BY POLYETHYLENE) Зайченко В. А., Сухнева, К. Н. Самсонов М. В. (научный руководитель - профессор, д.т.н. А. А. Гуреев) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина В настоящее время в России при строительстве и ремонте дорожных асфальтобетонных покрытий применяют два типа вяжущих материалов. Первый тип – это окисленные битумы дорожных марок. Срок эксплуатации дорожного полотна, устроенного с применением битумов составляет 2-5 лет. Второй тип дорожных вяжущих представлен полимерно-битумными вяжущими (ПБВ). Применение ПБВ при ремонте и строительстве дорог позволяет продлить эксплуатационный срок дорожного полотна до 10-15 лет. Однако, несмотря на очевидные преимущества применения ПБВ по сравнению с традиционными битумами, их высокая себестоимость ограничивает использование этих эффективных вяжущих в дорожных ремонтно-строительных работах. В связи с этим была разработана технология производства дорожного вяжущего, модифицированного полиэтиленом и по себестоимости сопоставимого с традиционным битумом. Полиэтилен высокого давления был выбран в качестве полимерного компонента, исходя из критериев технологичности, рентабельности и эффективности. Решение проблем необходимой прививки молекул полиэтилена к нефтяной коагуляционной структуре и повышения вязкости композиции заключалось в использовании прямогонного гудрона, богатого ненасыщенными компонентами, и во введении в композицию отходов-вулканизаторов - 0,3% мас. элементной серы и 3% мас. резиновой крошки. При анализе показателей качества разработанных полиэтиленгудроновых вяжущих (ПЭГВ) установлено, что разработанные композиции соответствуют как требованиям ГОСТ 22245-90 к дорожным битумам, так и ГОСТ Р 52056-2003 к полимерно-битумным вяжущим по всем основным показателям прочности (значения пенетрации и температуры размягчения) и низкотемпературным характеристикам (значениям температуры хрупкости, дуктильности и пенетрации при 0°С). И при этом обладают, в отличие от окисленных битумов, степенью эластичности на уровне не ниже 35%. Себестоимость разработанных ПЭГВ при этом не превышает 10,5 тыс. рублей за тонну, что сопоставимо со стоимостью традиционных окисленных битумов, а срок эксплуатации асфальтобетонных смесей на их основе составляет 5-9 лет, что в свою очередь, в 2-4 раза превышает аналогичный показатель для окисленных битумов. 450 АНАЛИЗ СИСТЕМЫ ОБРАЩЕНИЯ С ИЗНОШЕННЫМИ ШИНАМИ (ANALYSIS OF RECYCLING SYSTEM FOR TIRES) Воробей Н.Ю. (научный руководитель - профессор Широков В.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Проблема переработки изношенных автомобильных шин является общей для всех промышленно развитых стран мира, имеет большое экологическое и экономическое значение. Ежегодно в мире образуется свыше 10 млн. тонн. покрышек, по данным компании «FirestoneTyres». Поэтому проблема утилизации и переработки шин остается актуальной, несмотря на совершенствование технологий производства новых изделий и продление сроков их службы. В данной работе рассмотрены организационно-правовые аспекты проблемы, связанные со сбором отхода и законодательным регулированием обращения с шинами в РФ и зарубежных странах. Основное внимание уделено химико-технологическим разработкам, которые представлены в виде ряда последовательных этапов, включающих рассмотрение существующих технологий переработки шин, обоснование выбора наиболее эффективной экономически и безопасной экологически технологии, а также анализ перспектив конечного применения продуктов переработки в области дорожного хозяйства. Так, например, применение резиновой крошки в асфальтобетоне в 2 раза повышает коэффициент сцепления на мокром покрытии дороги, а при использовании резиновой крошки размером до 1 мм трещиностойкость трассы возрастает на 30%. В работе представлена характеристика и сравнительный анализ следующих методов переработки шин: механических (сжатие, сдвиг, истирание, удар, резание), физико-механических (криогенных с помощью жидкого азота и с помощью охлажденного воздуха, взрывоциркуляционного, ультразвукового, бародеструкционного, озоннодеструкционного, гидравлического), химических (прямое и косвенное сжигание, пиролиз, паровой термолиз), восстановления шин. Наиболее перспективными представляются способы переработки отходов, связанные с их механическим измельчением. Особенно следует выделить метод «сжатие-сдвиг» с получением активной крошки с высокоразвитой поверхностью на молекулярном уровне, который обеспечивает специфические свойства резины, особенно важные для дальнейшего применения продукта. Таким образом, представленная в работе комплексная система сбора, утилизации и переработки шин обеспечит их максимально полное вовлечение в хозяйственный оборот с минимальными финансовыми затратами и максимальным достижением экологического эффекта. 451 ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕНЕТИЧЕСКОГО РОДСТВА ИЛИ РАЗЛИЧИЯ БИОДЕГРАДИРОВАННЫХ НЕФТЕЙ ПО УГЛЕВОДОРОДАМ-БИОМАРКЕРАМ, ОТОБРАННЫХ ИЗ ОДНОЙ СКВАЖИНЫ С РАЗНЫХ ГЛУБИН (STUDY OF GENETIC SIMILARITIES OR DIFFERENCES OF BIODEGRADABLE OILS BY HYDROCARBON BIOMARKERS COLLECTED FROM DIFFERENT DEPTHS OF THE SAME WELL) Гаджиев Г.А. (научный руководитель - профессор Гордадзе Г.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Углеводороды нефтяного ряда являются важным источником информации при исследованиях, направленных на решение многих проблем нефтегазопоисковой геохимии. По существу, любые закономерности распределения углеводородов-биомаркеров в различных геологических объектах являются характерным для них «отпечатком пальцев». Сопоставление этих закономерностей обычно не представляет особых затруднений. Необходимо только учитывать исчезновения и/или изменение относительного содержания некоторых углеводородов-биомаркеров при биодеградации, а также на путях вторичной миграции. Настоящая работа посвящена выявлению генетического родства или различия биодеградированных нефтей, отобранного из коллекторов одной и той же скважины с разных глубин (623.3 и 1741.5 м). Экстракцию органического вещества из песчаника проводили в аппарате Сокслета хлороформом в течение 3 суток. Анализ насыщенных углеводородов-биомаркеров проводили методами капиллярной газожидкостной хроматографии и хроматомасс-спектрометрии. Использовались кварцевые капиллярные колонки одной и той же длины с привитой полиметилфенилсилоксановой неподвижной фазой. Как показали наши исследования, по распределению н-алканов и изопренанов степень биодеградации нефти, отобранной с глубины 623.3 м ниже, чем нефти, отобранной с глубины 1741.5 м – они относятся к типу А2 и Б2, соответственно, по классификации Ал.А. Петрова. Однако, по распределению углеводородов-биомаркеров эти нефти отличаются не только степенью биодеградации, но и тем, что исходное органическое вещество для них было разное. Об этом свидетельствуют: относительное содержание регулярных стеранов состава С27–С29, величина отношения диастеранов к регулярным, степень зрелости нефтей по стеранам состава С29. 452 НОВЫЕ КАТАЛИЗАТОРЫ ДЛЯ ГИДРООЧИСТКИ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА (NEW DIESEL HYDROTREATING CATALYSTS) Турахужаев С.А. Гайратов Э. (научный руководитель - д.х.н., профессор Арсланов Ш.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Каталитические процессы в среде водорода, прежде всего гидроочистка, получили наибольшее распространение среди крупнотоннажных процессов нефтепереработки. При производстве топлив процесс гидроочистки применяется для подготовки сырья изомеризации, риформинга, каталитического крекинга, для гидроочистки реактивных и дизельных фракций. Назначение процесса гидроочистки – улучшение качества дистиллятов за счет удаления соединений серы, азота, кислорода, смолистых веществ, каталитического гидрирования ненасыщенных соединений водородом при повышенной температуре. Гидроочистка дизельного топлива является наиболее масштабным процессом нефтепереработки, внимание этому процессу непрерывно возрастает. Это обусловлено такими объективными факторами, как увеличение доли сернистых и высокосернистых нефтей, углубление переработки нефти и ужесточение требований к качеству нефтепродуктов. В работе проведено сравнение каталитической активности ряда катализаторов процесса гидроочистки дизельных фракций. В катализаторах в качестве носителя использован карбонатно-палыгорскитовая глина с добавкой 0 – 50% масс. гидрооксид алюминия, в качестве активных компонентов соединения никеля и молибдена. Катализаторы условно зашифрованы в виде КГНМ-1120 АНМП-211, ПГНМ-1120. Испытания проводились на лабораторной установке под давлением водорода в следующих условиях: давление 4,0 МПа, температурах 320, 340, 360 и 370 0С. В реактор загружалось 30 см3 катализатора в виде гранул диаметром 1 – 2 мм, длиной 4 – 5 мм. Все образцы катализаторов предварительно сульфидировались в реакторе негидроочищенным дизельным дистиллятом с добавкой 0,2 – 0,5 % об. диметилдисульфида при давлении 4 МПа и температуре 3500 С в течение 3 часов. Для исходного сырья и полученных гидрогенизатов определялись следующие физикохимические характеристики: плотность, коэффициент рефракции, содержание сульфируемых соединений, фракционный состав по ГОСТу 2177-99, содержание серы ламповым методом по ГОСТу 19121-73. Сравнение полученных результатов показывает, что степень гидродесульфирования в области низких температур заметно выше у катализатора АНМП-211. При 3200С степень гидродесульфирования АНМП-211 достигает 89%, КГНМ-1120 – 81% , ПГНМ-1120 – 84%. 453 КОМПЛЕКСНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗ (INTEGRATED USAGE OF OIL-DISSOLVED GAZ) Галим А.Н., Панченко О.Ю. (научный руководитель - доцент Жунусова Э.Б.) Атырауский институт нефти и газа В настоящее время наблюдается устойчивый рост интереса к переработке природного и попутного нефтяного газа. В последнем случае особенно актуальна задача переработки его в удобный для транспортирования продукт непосредственно на месте добычи. Особенность попутного газа заключается в том, что он является побочным продуктом нефтедобычи. Для эффективного использования попутного газа необходимо не допустить его потерь, связанных с неподготовленностью инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки, отсутствием потребителя. В этом случае попутный газ просто сжигается на факелах. Нефтяной попутный газ – это смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации. Возможны два направления утилизации попутного газа – это энергетическое и нефтехимическое. Применение современных технологий позволяет использовать конечный продукт утилизации попутного газа в качестве топлива для получения электроэнергии на газотурбинных электростанциях и тепла. Обеспечивая подготовку и утилизацию попутного газа, нефтедобывающая компания не только избегает штрафов за сжигание попутного газа, но и обеспечивает свою компанию качественной электроэнергией, теплом, сохраняя при этом имидж социальноответственной организации. Энергетическое использование связано с высокой теплотворной способностью нефтяных попутных газов, которая колеблется от 9300 до 14000 ккал/м углеводородной части газа. При электрокрекинге из метана образуется ацетилен, при конверсии метана перегретым водяным паром или СО присутствии катализаторов - смесь СО2 и Н2,применяющаяся во многих органических синтезах. Этан и пропан могут служить источником получения этилена, бутилена, ацетальдегида, других кислородсодержащих соединений. Бутан может быть использован для получения дивинила, бутиловых спиртов, метилэтилкетона и других соединений.В попутных нефтяных газах сосредоточены основные запасы углеводородов С 2-С4, генетически тесно связанных с нефтью и являющихся важнейшим сырьем для химической промышленности. 454 СЕЛЕКТИВНЫЙ МЕТОД СИНТЕЗА ПРОИЗВОДНОГО КАРБАЗОЛА (SELECTIVE METHOD OF SYNTHESIZ OF CARBAZOLE) Ганиев Ж.М.1, Турахужаев С.А.1, Холбоев Ю.Х.2, Махсумов А.Г.3 (Научный руководитель - д.х.н., профессор Арсланов Ш.С.) 1 Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте 2 Андижанский Государственный медицинский институт 3 Ташкентский Государственный педагогический университет Целью настоящей работы является снижение трудоёмкости получения нового карбозолило-мочевины, обеспечивающего ростостимулирующую активность, как для хлопчатников, томатов, так и огурцов. Поставленная нами цель достигается селективным синтезом нового ростостимулятора N,N1-гексаметилен бис-[(карбазолил) мочевины] по общей схеме реакции: В процесс получения безотходного ростостимулятора газообразные и твердые отходы не образуются. В качестве жидкого отхода образуется растворитель ДМФА и катализатор, которые после регенерации используются в последующих операциях. Технология химического процесса получения производного карбазолило-мочевины позволяет получить продукт уже примерно за 3,5 часа, в течение 0,5 часа с помощью автомешалки можно достичь высокого выхода целевого продукта. Чистота продуктов проверялась ТСХ в системе HCOOH: CHCl3: CCl4. Физико-химические параметры приведены в табл.1 Таблица 1 Структурная формула и название N,N1- гексаметилен бис-[(карбазолило) мочевина] выход, % т.пл., 0 С 90 230232 Элементный анализ, N,% Вычисл. Найде но 0,79 C32H30N40 11,15 10,88 Rf формула брутто 2 Изучено химическое превращение по >N-H реакционного центра производного карбазола: N,N1-нитрозирование, диметаллирование и дихлорирование. Синтезированный ростостимулятор использован в полевых условиях Андижанской области Республики Узбекистан. 455 УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В КОТЛАХ ПУЛЬСИРУЮЩЕГО ГОРЕНИЯ (UTILIZATION OF ASSOCIATED PETROLEUM GAS IN BOILERS PULSATING COMBUSTION) Гафиуллин А.С., Салахов Р.Ф., Цыцугин П.А. (научный руководитель – руководитель ГПиТН Иванов А.Н.) Согласно Постановлению Правительства №1148 от 08.11.12г. предельно допустимое значение показателя сжигания на факельных установках и (или) рассеивания попутного нефтяного газа должно быть в размере не более 5 процентов объема добытого попутного нефтяного газа. На сегодняшний день не многие нефтедобывающие предприятия добиваются 95% утилизации попутного нефтяного газа. В настоящее время по ТПП добывается в среднем по 1 млн.м3 попутного нефтяного газа в месяц. В связи с тем, что попутный нефтяной газ просто сжигается на факелах, а не утилизируется, т.е. не переводится в другой вид энергии, актуальность проблемы повышения эффективности работы источников теплоты является бесспорным аргументом при разработке новых теплогенерирующих устройств и модернизации существующих. Техническое повышение мощности горелочного устройства, увеличение поверхности теплопередачи – методы, не всегда выполнимые и зачастую высокозатратные. Поэтому необходимо развитие теплотехники по новым и более эффективным путям технического развития и экологической безопасности. В этом направлении весьма перспективным представляется реализация в теплоэнергетических установках на основе процесса пульсирующего горения. Целью работы является предложение использования КПГ в целях утилизации ПНГ на объекте ТПП « ТатРИТЭКнефть» УПН «Луговое» как дополнительный источник тепла для котельной установки. Положительный экономический эффект обусловлен снижением потребления покупного природного газа, а также отказа от электрических водонагревательных котлов. Экономия от частичного перехода на попутный газ, и снижения электропотребления 506 тыс.руб./год. Срок окупаемости составит 3,5 года. 456 ПОЛУЧЕНИЕ ФУРАНОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ ИЗ ВОЗОБНОВЛЯЕМОГО СЫРЬЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИОННЫХ ЖИДКОСТЕЙ (PREPARATION OF FURAN COMPOUNDS FROM THE RENEWABLE FEEDSTOCK USING IONIC LIQUIDS) Голышкин А.В., Масютин Я.А. (научный руководитель - профессор, д.х.н. Винокуров В.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Перспективным направлением химической технологии является получение компонентов топлив из возобновляемого непищевого растительного сырья: биоэтанола и 2,5-диметилфурана (ДМФ). Сырьем для их получения могут являться отходы сельского хозяйства (солома, шелуха семян подсолнечника, кукурузная кочерыжка, косточки винограда и оливы и др.) и деревообрабатывающей промышленности (листья, ветки, опилки и др.). Необходимо отметить, что ДМФ обладает рядом преимуществ по сравнению с этанолом в качестве моторного топлива: большей на 40% энергетической плотностью, нерастворимостью в воде [1]. Тремя основными компонентами непищевого растительного сырья являются целлюлоза, гемицеллюлозы и лигнин. 5-гидроксиметилфурфурол (ГМФ), являющийся прекурсором ДМФ, а также фурфурол образуются в результате последовательной деполимеризации и дегидратации целлюлозы и гемицеллюлоз соответственно. Для эффективного получения фурановых соединений необходимо провести предобработку сырья с целью удаления лигнина и снижения степени кристалличности целлюлозы. Разрабатываемый способ синтеза фурановых соединений из растительного сырья включает в себя следующие стадии: предобработку растительного сырья с помощью ионных жидкостей (ИЖ), стадию последующего гидролиза предобработанного сырья и каталитическую конверсию моносахаридов (гексозы и пентозы) в целевые соединения в среде ИЖ, в присутствии каталитических количеств хлоридов металлов (медь (II), хром (III)). В результате была получена смесь продуктов фуранового ряда (фурфурол, ГМФ). Нами была разработана методика проведения процесса, подобраны оптимальные условия каталитической конверсии моносахаридов, а также получены ацетаты и формиаты замещенных имидазолиев, обладающие меньшей вязкостью и более высокой растворяющей способностью по отношению к целлюлозе по сравнению с хлоридными ИЖ. Список использованных источников 1. Román-Leshkov Y. et al. Production of dimethylfuran for liquid fuels from biomass-derived carbohydrates // Nature. – 2007. – Vol. 447. – №. 7147. – P. 982985.doi:10.1038/nature05923 457 РЕГУЛЯРНАЯ НАСАДКА ДЛЯ ТЕПЛО- И МАССООБМЕННЫХ ПРОЦЕССОВ (STRUCTURED PACKING FOR HEAT AND MASS TRANSFER) Городилов А.А. (научный руководитель - профессор Беренгартен М.Г.) Московский государственный машиностроительный университет (МАМИ) В работе предлагается новая конструкция регулярной насадки [1,2], которая может найти применение в различных тепломассообменных процессах. Насадка выполняется из алюминиевой фольги толщиной 0,2 мм. Толщина элемента насадки составляет 3 мм. Фольга гофрируется в несколько рядов, каждый из которых сдвинут друг относительно друга (см. рис. 1.). За счет сдвига соседних рядов гофр, между ними образованы просечки – отверстия прямоугольной формы, выполненные без удаления материала. Просечки обеспечивают перетекание жидкости с одной стороны элемента насадки на другую. Это позволяет, во-первых: увеличить перемешивание в пленке жидкости, что способствует увеличению коэффициента массопередачи в жидкой фазе, и во-вторых уменьшить чувствительность предлагаемой насадки к неравномерности орошения. Кроме того, гофрирование насадки в несколько рядов позволяет увеличить её жёсткость. Выбор в качестве материала насадки Рис. 1. Элемент предлагаемой насадки; алюминиевых деформируемых сплавов (в частности а – вид в изометрии; АМЦ) обусловлен их высокой коррозионной стойкостью б – вид спереди; и хорошей смачиваемостью [3]. Кроме того, такая в – вид сбоку структура гофр обеспечивает хорошую удерживающую способность для пленки жидкости, что позволяет использовать данную насадку не только в прямо- и противоточных тепломассообменных процессах, но и в аппаратах с перекрестным током. Автором проведены исследования течения жидкости по элементу предлагаемой насадки. В качестве жидкости использовалась холодная водопроводная вода (температура от 7 до 10 оС). Вода подавалась изолировано на переднюю сторону элемента регулярной насадки. При стекании пленки жидкости с элемента насадки, жидкость с передней и с задней стороны элемента насадки собиралась в отдельные сосуды для определения расхода. Автором установлено: на поверхности пленки жидкости при малых расходах наблюдается течение со «стоячими волнами» (см. рис. 2), что позволяет рассматривать гофры как регулярную шероховатость [4]; Рис. 2. «Стоячие интенсивное перетекание жидкости на заднюю сторону элемента волны» на предлагаемой регулярной насадки наступает тогда, когда плотность орошения поверхности окажется выше некоторой минимальной плотности орошения. Последнюю предложено выражать через пленочное число Рейнольдса Reпл = 4q/υ, где q – элемента насадки удельная плотность орошения на единицу ширины пленки, м 3/м∙с, υ – вязкость жидкости, м2/с. До этого значения, увеличение расхода орошающей жидкости сопровождается преимущественно лишь увеличением ширины пленки жидкости; экспериментально определен наиболее рациональный диапазон плотности орошения. Показано, что в диапазоне плотности орошения от 1,5 до 4,5 м3/м∙час (Reпл = 1100÷3300) максимальная часть поверхности насадки покрыта пленкой жидкости и может участвовать в процессах тепло- и массообмена; после интенсивного смачивания обеих поверхностей элемента насадки, можно расширить наиболее рациональный диапазон расходов орошающей жидкости за счет уменьшения величины минимальной плотности орошения. В этом случае, минимальная плотность орошения может достигать около 0,38 м3/м∙час, что соответствует Reпл = 300; с увеличением плотности орошения q от 1,5 м3/м∙час до 3 м3/м∙час увеличивается количество жидкости, перетекающей на заднюю сторону элемента насадки. При дальнейшем увеличении плотности орошения выше 3 м3/м∙час, количество жидкости, перетекающей на заднюю сторону элемента насадки, остается постоянной, равной 1,5 м3/м∙час. Полученные экспериментальные данные могут использоваться при проектировании тепло- и массообменной аппаратуры с данной насадкой. . 458 ВЛИЯНИЕ ПРИРОДЫ ОРГАНИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ СЕРЫ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСТРАКЦИИ N-МЕТИЛПИРРОЛИДОНОМ (THE INFLUENCE OF NATURE OF ORGANOSULFUR COMPOUNDS ON EFFICIENCY OF EXTRACTIVE DESULFURIZATION BY NMETHYLPYRROLIDINONE) Джувалякова Н.С., Кузьмин В.В. (научный руководитель - с.н.с., к.х.н. Смолянинов И.В.) Астраханский государственный технический университет Цель работы изучение селективности N-метилпирролидона в процессе экстракции по отношению к различным классам органических соединений серы, содержащихся в светлых дистиллятах. В качестве рабочей смеси была взята модель моторного топлива, состоящая из изооктана и н-гептана в соотношении 9:1. Концентрация сероорганических соединений парафинового, нафтенового, ароматического и гетароароматического рядов (RSH (1 - R = н-C4H9; 2 – R = н-C6H13; 3 – R = ц-C5H9; 4 – R = ц-C6H11; 5 – R= -CH2C6H5; 6 – R = C6H5); 7 – тиофен; 8 - (C4H9S)2, 9 - (C4H9)2S) в модельной смеси составляла 0,2 % масс.. Жидкостная экстракция проводилась при кратности соотношения N-МП к модельной смеси 2:1, времени контакта 30 минут, температуре – 30 ºС. Смесь далее разделяли и определяли содержание органических соединений серы в рафинате и экстракте с помощью метода рентгенофлуоресцентного волнодисперсионного анализа в соответствии с ГОСТ Р 52660-2006 (EN ISO 20884), ASTM D 6334. Полученные данные представлены на диаграмме 1. % Степень экстракции 81,01 66,84 69,57 70,28 61,82 83,52 68,54 60,206 48,58 Максимальная остаточная концентрация сероорганических соединений наблюдается в рафинатах, содержащих алифатические сульфид и дисульфид. Изменение концентрации индивидуальных тиолов алифатического и нафтенового характера в модельной смеси после экстракции составляет 62-70%. Наибольшая степень извлечения фиксировалась для тиофенола и тиофена. 459 ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВОВ ДЛЯ РЕМОНТНОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ НА ОСНОВЕ ВЫСОКОМОДУЛЬНОГО ЖИДКОГО СТЕКЛА И НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ (INVESTIGATION OF SHUTOFF COMPOSITIONS BASED ON HIGH MODULUS SODIUM SILICATE AND NON-ORGANIC SALTS) Дингес В.Ю. (научный руководитель - д.т.н., профессор Магадова Л. А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Одной из сложных задач в настоящее время является качественное проведение ремонтно-изоляционных работ в низкопроницаемых участках (с проницаемостью менее 50 миллидарси). Такие операции, как устранение негерметичности обсадной колонны, изоляция отдельных пластов и подошвенной воды, ликвидация межпластовых перетоков и восстановление цементного камня за обсадной колонной, являются трудоемкими, требуют тщательного подбора изолирующих составов, часто отличаются низкой эффективностью. Большинство технологий не в силах справиться полностью с этими проблемами, особенно учитывая возрастающие требования к безопасности реагентов, как для человека, так и для окружающей среды. Среди водоизолирующих составов большое распространение получили составы на основе жидкого стекла с силикатным модулем 2,0-3,5. В качестве добавок используются чаще всего соляная кислота и хлорид кальция. Однако применение соляной кислоты не отвечает требованиям безопасности, а составы с хлоридом кальция характеризуются трудно управляемым временем осадкообразования. В отличие от традиционного жидкого стекла высокомодульное жидкое стекло (коллоидный кремнезем, кремнезоль) с модулем 4-10 имеет определенный размер частиц, может превращаться в гель под воздействием любых неорганических солей. Такие составы имеют регулируемое время гелеобразования, низкую вязкость, высокую фильтрующую способность, а также могут использоваться для изоляции водопритоков в низкопроницаемых коллекторах. В работе проведен сравнительный анализ коллоидного кремнезема и его химического аналога - жидкого стекла с различными силикатными модулями в качестве базовых реагентов водоизолирующих композиций. 460 АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ОЧИСТКИ СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ (ALTERNATIVE METHODS FOR PURIFYING LIGHT OIL PRODUCTS FROM MECHANICAL IMPURITIES) Дорджиев Н.С., Эфендиев А.З. (научный руководитель - доцент Власова Г.В.) Астраханский государственный технический университет Как известно, загрязнение моторных топлив происходит при их производстве, транспортировании, хранении, заправке и непосредственно в топливных баках наземной, воздушной и морской техники. Твердые и пластичные инородные включения, распределенные в нефтепродуктах во взвешенном виде, называются механическими примесями. Они оказывают отрицательное влияние на работоспособность топливной аппаратуры реактивных и дизельных двигателей. Частицы механических примесей размером более 4 мкм вызывают абразивный износ поверхностей трения, попадая в зазоры плунжеров и гильз топливных насосов размером 1,5 – 4 мкм. Существующие в настоящее время способы уменьшения количества механических примесей, в особенности мелкодисперсных, в нефтепродуктах недостаточно эффективны. Перспективным направлением решения проблемы является дальнейшее совершенствование методов очистки светлых нефтепродуктов от механических примесей размером меньше одного микрона. Объектом исследований являлась дизельная фракция астраханского газового конденсата. В качестве фильтрующих материалов использовали фильтры различной пористости. После воздействия ультразвуком и магнитным полем степень очистки светлых нефтепродуктов от механических примесей определяли весовым методом. В ходе исследований выявлено, что в дизельной фракции астраханского газового конденсата содержится порядка 50 % мелкодисперсных примесей от количества отделяемых механических примесей. Полученные данные свидетельствуют о том, что необходима более глубокая очистка дизельной фракции для уменьшения содержания мелкодисперсных примесей. С этой целью предложено использовать волновые технологии для более глубокой очистки светлых нефтепродуктов от механических примесей. 461 ВЛИЯНИЕ АСФАЛЬТО-СМОЛИСТЫХ ВЕЩЕСТВ ПОЛУЧЕННЫХ ИЗ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ НА СВОЙСТВ КАРКАСНОЙ РЕЗИНЫ (INFLUENCE OF ASPHALT-PITCH COMPOUNDS FROM HEAVY OIL REMAINS ON CARCASS RUBBER PROPERTIES) Досмуратов Д.Е. (научный руководитель - профессор Сакибаева С.А.) ЮКГУ имени М. Ауезова В работе исследовалась влияние гудрона из Кумкольской нефти на свойства каркасной резиновой смеси. Для получения гудрона использовалась аппарат АРН-2. Во-первых переганяли Кумкольской нефти на атмосферной перегонки, из остатков этой перегонки получим мазут, затем от этого мазута через вакуумной перегонки получим гудрон. Резиновую смесь получили на ЦЗЛ на 2 стадиях. Состав резиновой смеси состоит из нескольких каучуков и ингредиентов. В работе использовалась каркасная резиновая смесь. Каркасная резина должна обладать высокими физико-механическими свойствами, быть прочной, эластичной, хорошо сопротивляться истиранию, надрезам и многократным деформациям, быть стойкой к старению как под воздействием внешней среды, так и внутреннего теплообразования. Эти резины приготовлены на основе каучуков: НК, СКИ-3. 462 ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ОСАДКО-ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ (RESEARCH AND DEVELOPMENT THE PRECIPITATEGELFORMING COMPOSITION FOR EOR) Дружинина А.А., Потешкина К.А. (научный руководитель - профессор Магадова Л.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Использование метода заводнения для повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) часто приводит к прорыву закачиваемых или пластовых вод по зонам с высокими фильтрационными характеристиками и образованию промытых участков, по которым в дальнейшем фильтруется нагнетаемая вода в обход нефтесодержащих участков продуктивного пласта. Существует большое число способов решения этой проблемы, одним из которых является использование дисперсных систем в виде осадко- и гелеобразующих составов. Сущность данного метода состоит в образовании в пористой среде геля или нерастворимого в воде осадка при смешении реагентов, которые препятствуют фильтрации воды в данной среде, вызывая перераспределение потоков флюидов. Однако многие дисперсные системы часто не дают высокого эффекта в увеличении нефтеотдачи. Целью данной работы являлась разработка потокоотклоняющего реагента для ПНП на основе полиоксихлорида алюминия, карбамида и дополнительного реагента – регулятора скорости гидролиза для применения в терригенных и карбонатных коллекторах в широком диапазоне пластовых температур. В ходе проведенной работы были разработаны композиции, обладающие низкой первоначальной вязкостью и замедленным гелеобразованием от нескольких часов до суток (табл.1). Таблица 1 – Характеристика разработанных композиций № композиции ρ, 20ºС г/см3 рН, 20ºС Дин. вязкость 20ºС, мПа·с Скорость коррозии 20±2оС, г/(м2∙ч) Композиция № 1 Композиция № 2 Композиция № 3 Композиция № 4 Композиция № 5 1,036 1,037 1,040 1,042 1,046 4,33 4,37 3,98 3,85 3,57 1,20 1,30 1,33 1,38 1,40 0,15 0,19 0,22 0,11 0,14 Время гелирования при 90ºС, ч 5 5 16 28 24 Таким образом, был разработан эффективный потокоотклоняющий реагент для ПНП, обладающий замедленным гелеобразованием и селективностью по отношению к нефтенасыщенным зонам продуктивного коллектора, что было подтверждено фильтрационными исследованиями. 463 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СИНТЕТИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ ПРИ ОЧИСТКЕ ОТ ПРОЛИВОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Еремин И.С. (научный руководитель - доцент Остах С.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Сегодня производят и используют большое количество дисперсных и капиллярно-пористых сорбентов, нашедших применение в технологии локализации проливов нефти и нефтепродуктов. Очень трудно сказать, какой из сорбирующих материалов пользуется широким промышленным спросом. Помимо природных, неорганических сорбентов, известны также синтетические материалы, обладающие высокой сорбционной способностью. Данный материал имеет постоянный состав, относительно дешев, также способен воспроизводить ряд своих характеристик и может быть получен непосредственно на месте его применения. К числу таких сорбирующих материалов относятся различные полимерные материалы. Их физические свойства обеспечивают им определенные преимущества перед сорбирующими материалами природного происхождения. Для сбора и ликвидации проливов летучих, пожароопасных и токсичных органических жидкостей применим полимерный сорбент из модифицированной смолы. Благодаря технике вспенивания и отверждения, сорбент имеет высокую пористость (84…93 %). Получаемая пена гидрофобна, имеет высокую сорбирующую способность нефти и нефтепродуктов и не подвержена горению. Синтетический материал может быть использован для локализации проливов нефти и нефтепродуктов при разгерметизации и авариях стационарных транспортных емкостей, сбора проливов нефти с воды при аварийных выбросах с предприятий, авариях нефтеналивных судов, трубопроводов и диспергирования нефтяной пленки, препятствующей доступу кислорода, что кроме дополнительного отрицательного влияния на водную флору и фауну является фактором, замедляющим биодеструкцию растворенных углеводородов и самовосстановления природной системы. В товарном виде возможен ряд вариантов различной продукции из синтетического материала: коврики, боновые ограждения, подушки и минибоны, салфетки, наборы для ликвидации разливов нефтепродуктов. Продукцию целесообразно применять при локализации нефти в акватории или суше, использовать у станков и оборудования при локализации течей или подтеков в рабочей зоне. Использование синтетических материалов, позволит оперативно локализовать разливы нефти и нефтепродуктов, поддерживать чистоту и безопасность на рабочих местах, снизить риск загрязнения готовой продукции и повреждения дорогостоящего оборудования, значительно сократить количество отходов для утилизации. 464 ТЕРМОДИНАМИКА И КИНЕТИКА АДСОРЦИОННОЙ СЕРАОЧИСТКИ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА (THERMODYNAMIC AND KINETICS OF DIESEL FUEL ADSORPTIVE DESULFURIZATION) Есипова Е.В. (научный руководитель - д.х.н., профессор Колесников И.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Исследована адсорбция сераорганических соединений (СС) дизельного топлива (ДТ) на адсорбенте на основе активного оксида алюминия (АОА). Изучен качественный состав топлива. С помощью компьютерного обеспечения проведено моделирование адсорбции отдельных СС на АОА. Квантовохимическими методами рассчитано значение энтальпии адсорбции. С помощью экспериментальных данных построены зависимости адсорбции от концентрации СС в топливе (изотермы адсорбции) для нескольких температурных режимов. На основании полученных графических зависимостей найдены адсорбционные коэффициенты и экспериментальное значение энтальпии адсорбции. При сравнении расчетного и экспериментального значения установлено, что методы компьютерного моделирования в сочетании с квантовохимическими расчетами дают адекватное представление о характере адсорбционного взаимодействия. Кинетика адсорбции СС ДТ была исследована в адсорбере с неподвижным слоем адсорбента, представляющем собой реактор идеального вытеснения. Выведено уравнение кинетики адсорбции СС в указанных условиях. 1 𝑊отн ln(1 − 𝜑) + 𝑊отн ∙ 𝑏𝑎 ∙ 𝐶° ∙ 𝜑 = 𝑘эф 𝐶° 𝑊отн - относительная объемная скорость подачи сырья в реактор (час 1 ), φ – эффективность адсорбции (%),C ° - исходная концентрация СС в ДТ в пересчете на общую серу (ppm), ba – адсорбционный коэффициент, kэф – эффективная константа скорости адсорбции. На основании линейной графической зависимости, выведенной из уравнения, найдены значения констант скорости адсорбции для нескольких температурных режимов. С помощью уравнения Арениуса вычислено значение энергии активации адсорбции СС ДТ. Т, °С kэф ba 20 0,0084 0,0019 45 0,0033 0,0008 65 0,0017 0,0002 -ΔH, ккал/моль Ea, ккал/моль 9,6 1,1 465 ПОИСК НЕТРАДИЦИОННЫХ МЕТОДОВ ПОДГОТОВКИ ВОДЫ ДЛЯ СИСТЕМЫ ППД ОТ НЕФТЕПРОДУКТОВ С РАЗМЕРОМ ЧАСТИЦ МЕНЬШЕ 20 МКМ (THE SEARCH FOR ALTERNATIVE METHODS OF PREPARATION OF WATER FOR RESERVOIR PRESSURE MAINTENANCE SYSTEM FROM THE OIL WITH PARTICLES OF LESS THAN 20 MICRONS) Журавлёва Н.М. (научные руководители - д.т.н., профессор Магадова Л.А., научный сотрудник Хузина Г.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Подготовка пластовой воды ведется в соответствии с требованиями ОСТ 39-225-88 "Отраслевой стандарт. Вода для заводнения нефтяных пластов, требования к качеству", который устанавливает основные требования к качеству воды для заводнения нефтяных пластов с учетом проницаемости и относительной трещиноватости коллекторов. На Ванкорском нефтяном месторождении в соответствие с ОСТ 39-225-88 допустимое содержание нефтепродуктов в воде для системы ППД до 5 мг/л. Тем самым подготовка пластовой воды осложнена. Выявлено, что основной причиной, осложняющей подготовку воды до таких жестких требований, является солюбилизация нефти в воде, которой способствуют применяемые ингибитор коррозии, ингибитор солеотложения и деэмульгатор на нефтяном Ванкорском месторождении. Размер частиц солюбилизированной нефти в воде меньше 20 мкм, поэтому традиционными способами подготовка воды до таких жестких требований невозможна. Предлагается нетрадиционный метод подготовки, а именно, имеющиеся центрифуги по очистке воды от нефти оснастить коалесцирующими устройствами, которые способны укрупнять частицы нефти от 5 мкм за счет использования гидрофобных материалов и коалесцирующих решеток разного размера. Примером таких устройств могут быть устройсва, описанные в патенте US 6,767,459 Bl (45) (Date of Patent: Jul. 27,2004). 466 ВЕЩЕСТВА АДСОРБИРОВАННЫЕ НА ПОВЕРХНОСТИ ТЕХНИЧЕСКОГО УГЛЕРОДА Зваванда Пол (научный руководитель - профессор Гюльмисарян Т.Г.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина На поверхности промышленных марок технического углерода (ТУ) в процессе их получения образуются вещества, экстрагируемые различными органическими растворителями и обычно оцениваемые суммарно оптической плотностью раствора. По текущим оценкам Международного агентства по исследованиям в области рака, ТУ, возможно, является канцерогенным веществом для человека и по этой причине он включен в группу 2B по классификации канцерогенных веществ. В связи с этим поставлена задача разработки технологии производства экологически безопасного ТУ, содержащего допустимое содержание экстрагируемых полициклических ароматические углеводородов (ПАУ) на поверхности. Сведения о характере и количестве этих соединений, образующих поверхностный углеводородный слой, и их влиянии ограничены и противоречивы. Очевидно, что состав растворимых веществ определяется условиями получения ТУ. Природа поверхностного слоя также важна с точки зрения последующего взаимодействия ТУ с ингредиентами (при усилении эластомеров), с растворителями ( при изготовлении красок). Целью работы - изучение сорбированных ПАУ путем экстракции различными растворителями и их оценка по величине оптической плотности экстрактов и весовым методом. Исследования подтвердили взаимосвязь количества экстрагируемых веществ с условиями образования ТУ. Общее количество экстрагируемых веществ зависит от селективности растворителя. В пределах одной марки ТУ экстрагенты располагаются в последовательный ряд по способности извлекать ПАУ: бензол-этанол-ацетон-бензин-н-гексан. С повышением температуры процесса получения ТУ количество адсорбированных веществ снижается. Следует допустить, что уменьшение, связано с образованием более конденсированных ПАУ, не извлекаемых с помощью использованных растворителей. 467 СТРУКТУРА ВОДНЫХ КЛАСТЕРОВ (THE STRUCTURE OF WATER CLUSTERS) Рашидов Ж.Х., Зайцев М.А. (научный руководитель - профессор Рыбальченко В.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Несмотря на простую химическую формулу, вода — вещество с очень нетривиальными свойствами. Причина этого в том, что молекулы воды связаны друг с другом водородными связями. В жидком состоянии вода представляет собой молекулы и динамически меняющуюся сеть из водных кластеров. Каждый отдельный кластер живет очень небольшое время, однако именно поведение кластеров влияет на структуру воды. Свойства и динамика водных кластеров (H20)n — предмет активных исследований. В отличие от металлических кластеров с их фиксированной пространственной структурой, водные кластеры размером от нескольких до нескольких десятков молекул даже при температурах ниже комнатной остаются жидкими: у таких кластеров есть много равноправных форм, между которыми они непрерывно перескакивают. Такая особенность водных кластеров отражается и на их электрических свойствах. Как известно уже более полувека, молекула воды — полярна. Положительные и отрицательные заряды в ней слегка смещены друг относительно друга, и в результате она обладает довольно большим дипольным моментом и создает вокруг себя электрическое поле. Если взять большое количество молекул (например, стакан воды), то дипольные моменты отдельных молекул скомпенсируются, и суммарное электрическое поле исчезнет, в чём нас убеждает и повседневный опыт. При каком именно числе молекул происходит этот переход? Обладают ли сами кластеры дипольными моментами? Непосредственное измерение дипольного момента кластеров разного размера уже само по себе имеет большое значение для понимания структуры воды. Действительно, получается, что когда кластеры воды «складываются» в сплошную среду, они чувствуют друг друга не только через непосредственный контакт, но и через электрическое взаимодействие диполей. 468 СТРУКТУРНЫЕ ПРЕВРАЩЕНИЯ МОЛЕКУЛ АСФАЛЬТЕНОВ В УСЛОВИЯХ ГИДРОКОНВЕРСИИ ГУДРОНА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ПАРАМЕТРАХ ПРОЦЕССА (STRUCTURAL TRANSFORMATIONS OF ASPHALTENE MOLECULES DURING HYDROCONVERSION OF VACUUM RESIDUE AT VARIOUS PARAMETERS OF THE PROCESS) Зайцева О.В., Магомадов Э.Э. (научные руководители - профессор, к.х.н. Чернышева Е.А., зав. сектором 4, к.т.н. Кадиев Х.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева РАН В работе были изучены изменения молекулярной структуры асфальтенов гудрона и продуктов его гидроконверсии в присутствии наногетерогенных частиц катализатора, синтезируемых «in situ» в углеводородной среде, в зависимости от условий процесса – температуры и времени пребывания в зоне реакции, которое регулировалось рециркуляцией непревращенного вакуумного остатка дистилляции гидрогенизата повторно в процесс. Установлено, что изменения молекулярных масс и структурных параметров молекул асфальтенов имеют экстремальный характер, как при варьировании температуры, так и при изменении числа стадий превращений компонентов гудрона в зоне реакции. Молекулярная структура асфальтенов в зависимости от условий процесса изменяется дискретно, проходя через стадии переходных состояний (ПС), где система наиболее восприимчива к внешним воздействиям, вследствие чего качественная перестройка структуры молекул на стадии ПС приводит к резкому снижению величины молекулярных масс. При сопоставлении характера изменения структуры молекул асфальтенов при варьировании температуры и времени пребывания в зоне реакции при гидроконверсии были выделены основные особенности структурных превращений асфальтенов при проведении процесса с рециркуляцией вакуумного остатка дистилляции гидрогенизата. 1. Изменения молекулярной структуры асфальтенов главным образом протекают за счет преобладания реакций деструкции циклических структур с разрывом связей углерод – гетероатом, в т.ч. и наиболее устойчивых, низкоактивных гетероатомных ароматических фрагментов, при сохранении высокой скорости реакций деалкилирования. 2. Величина ароматического фактора молекул изменяется в более узком диапазоне, чем при варьировании температуры процесса, и с ростом времени пребывания в зоне реакции ароматичность молекул асфальтенов снижается. 469 ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ СОРБЕНТОВ ДЛЯ СБОРА НЕФТИ С ПОВЕРХНОСТИ ВОДЫ (INVESTIGATION OF SORBENTS PROPERTIES FOR OIL SPILLS ON THE WATER SURFACE) Зиберт А.С., Онтаева А.Ф. (научный руководитель - профессор Мазлова Е.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Многочисленные загрязнения водных объектов нефтью и нефтепродуктами требуют применения эффективных и безопасных технологий по удалению углеводородов с поверхности воды. Из существующихспособов борьбы с нефтяными разливами наиболее экологичным является применение сорбирующих материалов как природного, так и синтетического происхождения. В данной работе проводился анализ технических параметров сорбентов, полученных на основе природных материалов. В качестве объекта исследований выступали следующие сорбирующие материалы: Пармасорб – Б (сорбент на основе вторичного древесного волокнамакулатуры); СТРГ (сорбент терморасщепленный графитовый с макропористой структурой); Elcosorb(сорбент на основе расщепленного торфа); активированный уголь. Целью исследования являлось определение наиболее эффективного нефтесорбента с высокими качественными характеристиками. Для анализа эффективности поглощения нефти с поверхности воды моделировали разлив нефти. Нанесение адсорбента на поверхность разлитой нефти производили методом равномерного рассыпания, как это происходит при использовании метода в полевых условиях. Сорбционную емкость материалов определяли по массе сорбента, требуемого для полного впитывания нефти. Проведенные исследования показали, что нефтеемкость исследуемых адсорбентов составляет 1,96 до 45,45 мл/г (см. таблицу 1), а наибольшую нефтеемкость имеет графитовый сорбент СТРГ. Таблица 1. Результаты исследования нефтеемкости адсорбентов, используемых для ликвидации разливов нефти Название сорбента Пармасорб – Б СТРГ Elcosorb Уголь активированный Емкость сорбента, мл/г 10,10 45,45 5,99 1,96 470 ИССЛЕДОВАНИЕ КОРРОЗИОННООПАСНЫХ МИКРООРГАНИЗМОВ И СПОСОБЫ ИХ ИНГИБИРОВАНИЯ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ РАЗВИТИЯ КОРРОЗИОННЫХ ПРОЦЕССОВ В НЕФТЕПРОВОДАХ (THE INVESTIGATION OF CORROSIVE-DANGEROUS MICROORGANISMS AND METHODS OF THEIR INHIBITION TO PREVENT THE DEVELOPMENT OF THE CORROSIVE PROCESSES IN PIPELINES) Иванов А. А., Гордеев П. В. (научный руководитель - к.п.н., старший преподаватель Багдасарова Ю.А.) Самарский государственный технический университет Внутренние стенки нефтепроводов, особенно промысловых, подвержены микробиологической коррозии. Ключевое значение имеет группа сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), действие которых на внутренние стенки труб особенно интенсивно. Нами были проведены лабораторные исследования по изучению влияния некоторых редкоземельных металлов на жизнедеятельность СВБ. В ходе исследо-вания было выявлено, что церий и лантан подавляют рост и развитие СВБ, тем самым, предотвращая протекание коррозионных процессов. При концентрации лантана в среде 0,1% и более жизнедеятельность СВБ полностью ингибируется, серосодержащие продукты жизнедеятельности микроорганизмов (H2S) не выявляются (рис. 1). Рис. 1. Зависимость концентрации H2S от содержания РЗМ в среде Нами предлагается производить нанесение слоя лантана на поверхность металла методом газотермического напыления с целью предотвращения развития внутренней микробиологической коррозии трубопровода. 471 ИССЛЕДОВАНИЕ ДЕТАНДЕРНЫХ ЦИКЛОВ В СИСТЕМАХ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ КОНДЕНСАЦИИ ДЛЯ ПОПУТНЫХ НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ (RESEARCH OF EXPANDER LIQUEFACTION CYCLES IN THE LOW-TEMPERATURE CONDENSATION SYSTEMS FOR ASSOCIATED PETROLEUM GAS) Ившина Л.А. (научный руководитель - профессор Мельников В.Б.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Рациональное использование попутного нефтяного газа (ПНГ) является неотъемлемой частью эффективного энергопользования и одним из важнейших показателей уровня промышленного развития страны. Решение проблемы утилизации попутного газа является не только вопросом экологии и ресурсосбережения, но еще и потенциальным национальным проектом стоимостью $10 - $15 млрд. Среди возможных вариантов утилизации ПНГ существует переработка газа с получением ценных химических продуктов. Организация сбора ПНГ с некоторых месторождений по схемам, предложенным для строительства крупных газоперерабатывающих заводов, является весьма капиталоемким мероприятием, требует значительного времени для реализации, не позволяет утилизировать нефтяные газы концевых ступеней сепарации и фактически неприменима к территориально разобщенным малым и средним месторождениям. Одним из наиболее эффективных, ввиду тяжелого состава ПНГ, является процесс извлечения индивидуальных углеводородов, в частности сжиженных пропан-бутана. Наиболее высокой степенью извлечения углеводородов и меньшими эксплуатационными и капитальными затратами обладает процесс низкотемпературной конденсации (НТК), в котором разделение углеводородных газов осуществляется путем охлаждения их до заданной температуры при постоянном давлении. Наличие турбодетандерного агрегата в схеме НТК усложняет ее технологическую часть и приводит к увеличению капитальных вложений, но энергетические затраты при этом меньше, а значение коэффициента извлечения целевого компонента выше. Получаемые в ходе исследования зависимости становятся фактическим материалом для принятия технологического решения производителем в выборе схемы и параметров процесса переработки ПНГ конкретного месторождения и разграничивают области применения низкотемпературных процессов для переработки ПНГ в зависимости от его состава. 472 СОЗДАНИЕ ВЫСОКОЭФФЕКТИВНЫХ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ ПРОЛОНГИРОВАННОГО ДЕЙСТВИЯ НА ПОЛИМЕРНОЙ ОСНОВЕ Лужецкий А.В., Инголов А.Ю. (научный руководитель - профессор Магадова Л.А.) РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина В современном мире коррозия металлов и защита нефтепромыслового оборудования от коррозии является одной из важнейших научнотехнических и экономических проблем. Прямые потери от коррозии составляют 2–5% от общих затрат на промысле, а в случаях прорыва труб, затраты на их ликвидацию, кратно возрастают. Одним из наиболее эффективных, технологически и экономически целесообразных методов защиты металлов от коррозии, является применение ингибиторов. Цель работы – лабораторные испытания ингибиторов коррозии пролонгированного действия на полимерной основе. В качестве исследуемых ингибиторов применялись композиционные водорастворимые составы на основе гетероатомных полициклических соединений (в частности, полиаминных соединений. Концентрация ингибиторов коррозии в агрессивной среде составила 40 г/м3. В качестве агрессивной среды использовался 3% раствор NaCl. Результаты испытаний представлены в таблице 1. Таблица 1 - Оценка эффективности ингибирования № п/п Ингибитор Скорость коррозии 1 2 3 4 5 6 7 8 Состав №1 Состав №2 Состав №3 СНПХ-1004 НАПОР-1007 Амфикор-Н НАПОР-КБ г/мм2*ч 0,4914 0,4014 0,4205 0,3039 0,3879 0,3015 0,3830 0,3667 мм/год 0,605 0,451 0,472 0,341 0,436 0,337 0,430 0,412 Защитный эффект, % 17,7 14,4 38,1 21,1 38,6 22,1 25,4 Наименьший защитный эффект показали композиционные составы №1 и №2 (17,7% и 14,4% соответственно), относительно невысокую эффективность продемонстрировали промышленные ингибиторы коррозии СНПХ-1004 (21,1%), Амфикор-Н (22,1%) и НАПОР-КБ (25,4%). Наиболее эффективным реагентом в лабораторных испытаниях оказались исследуемый композиционный состав №3, продемонстрировавший защитный эффект, равный 38% (такой же результат показал промышленный ингибитор коррозии НАПОР-1007). 473 ВЛИЯНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЯНОГО КОКСА НА ПРОЦЕСС ПРОКАЛИВАНИЯ В ПОДГОТОВКИ АНОДНОЙ МАССЫ (IMPACT OF PHYSICAL AND CHEMICAL CHARACTERISTICS OF PETROLEUM COKE DURING CALCINATIONS IN THE PREPARATION FOR ANODE PASTE) Иринчеев М.А. (научный руководитель - член-корр. РАЕН, профессор Дошлов О.И.) (НИ ИрГТУ) Процесс прокаливания – важная стадия в цепочке получения нефтяного кокса для улучшения его качества и значительного повышения товарной стоимости. Все углеродистые материалы, в т.ч. нефтяные коксы, перед использованием потребителями подвергаются прокаливанию термической обработке без доступа воздуха при температуре 1250-1300°С. Основная цель прокаливания заключается в обеспечении требуемых показателей коксов по физико-химическим и механическим свойствам (истинной плотности, электропроводимости, механической прочности, объемной усадке, кажущейся и реакционной способности и др.) путем удаления влаги, летучих веществ, частично сернистых соединений и улучшения при термообработке углеродной структуры прокаленных коксов. Прокаленный кокс обладает редким сочетанием физико-химических свойств, к которым относятся: высокая электропроводность, термическая и химическая стойкость в агрессивных средах, сравнительно низкий коэффициент линейного термического расширения, легкая механическая обрабатываемость, удовлетворительная прочность. Кокс, выгруженный из камеры, попадает на приреакторную площадку с фильтром-отстойником, затем мостовым краном перемещается к дробилкам, далее попадает на ленточный конвейер, затем в качающийся питатель и приемный бункер. После этого кокс пересыпается и складируется. Прочность кокса закладывается на стадии коксования и зависит не только от технологии, но и от качества исходного сырья. Себестоимость прокаливания небольшая и по существу перекрывается выработкой водяного пара. Кроме того, прокаливание снижает на 30% объем перевозки кокса, а также решает серьезную проблему смерзания сырого кокса при перевозке в зимнее время. Необходимо отметить, что прокаленный кокс – экологически безвредный продукт по сравнению с сырьём, а это важно при его транспортировании, загрузке и выгрузке. 474 КЛАССИФИКАЦИЯ, АССОРТИМЕНТ, ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА АВТОМОБИЛЬНЫХ БЕНЗИНОВ И ОБЛАСТЬ ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ (CLASSIFICATION, ASSORTMENT, PHYSICOCHEMICAL AND PERFORMANCE ATTRIBUTES OF MOTOR GASOLINES AND THEIR RANGE OF PRACTICAL APPLICATION) Турахужаев С.А., Кадыров И.Ф. (научный руководитель - профессор Рыбальченко В.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте Актуальность данной темы обосновывается тем, что на сегодняшний день стремительный рост экономики и личного благосостояния граждан привел к значительному росту автопарка страны, что повлекло за собой интенсивное потребление нефтепродуктов, причем нефтепродуктов высокого качества, на уровне мировых стандартов. Автомобильные бензины в силу своих физико-химических характеристик должны обладать следующими свойствами: • Однородность смеси; • Плотность топлива - при +20 ̊С должна составлять 690-750 кг/м3; • Небольшую вязкость - с ее увеличением затрудняется протекание топлива через жиклеры, что ведет к обеднению смеси. Вязкость в значительной степени зависит от температуры. При изменении температуры от +40 до — 40 °С расход бензина через жиклер меняется на 20-30%; • Испаряемость - способность переходить из жидкого состояния в газообразное. Автомобильные бензины должны обладать такой испаряемостью, чтобы обеспечивались легкий пуск двигателя (особенно зимой), его быстрый прогрев, полное сгорание топлива, а также исключалось образование паровых пробок в топливной системе; • Давление насыщенных паров - чем выше давление паров при испарении топлива в замкнутом пространстве, тем интенсивнее процесс их конденсации. Стандартом ограничивается верхний предел давления паров летом - до 670 ГПа и зимой - от 670 до 930 ГПа. Бензины с более высоким давлением склонны к образованию паровых пробок, при их использовании снижается наполнение цилиндров и теряется мощность двигателя, увеличиваются потери от испарения при хранении в баках автомобилей и на складах; • Низкотемпературные свойства - способность бензина выдерживать низкие температуры; • Сгорание бензина применительно к автомобильным двигателям понимают быструю реакцию взаимодействия углеводородов топлива с кислородом воздуха с выделением значительного количества тепла. Температура паров при горении достигает 1500-2400 °С 475 НОВЫЙ МАТЕРИАЛ ДЛЯ ДОРОЖНОГО И ГРАЖДАНСКОГО СТРОИТЕЛЬСТВА – ПОЛИМЕРНО-БИТУМНОЕ ВЯЖУЩЕЕ (NEW MATERIAL FOR ROAD CONSTRUCTION AND CIVIL ENGINEERING - POLYMER-BITUMEN BINDER) Калапов И.А. (научный руководитель - профессор Дошлов О.И.) Национальный исследовательский Иркутский государственный технический университет В данном проекте предлагается использовать альтернативу дорожным битумам – полимерно-битумные вяжущие. Этот продукт известен довольно давно, в 80-х годах разработками модифицированного дорожного битума плотно занимался «СоюздорНИИ». На полимерно-битумное-вяжущее (ПБВ) разработан ГОСТ Р 52056-2003 «Вяжущие полимерно-битумные дорожные на основе СБС». Полимерно-битумные вяжущие (ПБВ) отличаются повышенной долговечностью, улучшенными адгезионными и реологическими свойствами. Применение ПБВ позволяет улучшить экологический и социальный аспекты. Освоение производства опытной партии ПБВ с использованием отечественного термоэластопласта ДСТ-30-01 показало: - надежность работы всех технологических узлов опытно-промышленной установки модификации битума; - высокое качество полученных ПБВ, полностью удовлетворяющих требованиям на эти продукты; - оперативность проведения дорожных испытаний (опытная партия модифицированного битума использована для изготовления полимерасфальтобетона и укладки его в верхний слой дорожного покрытия на Федеральной дороге Красноярск-Иркутск («Прибайкалье») на участке около 1000 м.). Внедрение результатов данного проекта позволит: повысить производительность асфальто-бетонных заводов при приготовлении смеси, снизить содержания вяжущего в ней, повысить уплотняемость смесей; улучшить экологический и социальный аспекты, т.к. увеличение срока службы дорожных покрытий скажется в лучшую сторону на сроках замены покрытий и необходимости укладки горячего асфальтобетона; расширить сырьевую базу углеродсодержащих материалов; рационально использовать существующий кадровый потенциал предприятий Иркутской области; снизить экологическую нагрузку в области, особенно в г. Ангарске, г.Шелехове и г. Братске; Увеличение срока службы дорожных покрытий позволит существенно снизить затраты на содержание и ремонт дорог, что в значительной степени улучшит экологический и социальный аспекты. При работе установки выбросы вредных веществ в атмосферу исключены. Обеспечена полная экологическая безопасность. 476 СИНТЕЗ N-ФЕНИЛФОРМАМИДА (SYNTHESIS OF N-PHENULPHORMAMUDE) Калачева Д.Ю. (научный руководитель - к.х.н. Чернова О.Б.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Формилпроизводные органических соединений находят применение в органическом синтезе. В литературе есть сведения о формилировании толуидина с получением N-о-толилформамида (1). В данной работе была поставлена задача синтезировать Nфенилформамид формилированием анилина по методике синтеза N-отолилформамида, исходя из одинаковой стехиометрии. Реакция проводилась без каталитических добавок, при нагревании, в среде растворителя (толуола). Побочный продукт – вода, собирался в ловушке Дина и Старка. Для выделения продукта проводили перегонку в вакууме (температура кипения 224-226 оС и при остаточном давлении 150 мм.рт.ст.). Константы N-фенилформамида соответствовали литературным данным. Выход в % от теоретического составлял 59%. Строение Nфенилформамида было подтверждено методом ИК-спектроскопии. Валентным колебаниям связи С=О формильной группы соответствует полоса поглощения 1720 см-1, полоса поглощения при 3270 см -1 соответствует валентным колебаниям связи N-Н. В результате была показана принципиальная возможность использования методики для синтеза N-о-толилформамида для получения N-фенилформамида в лабораторном практикуме по органическому синтезу. 1. Organic Syntheses Coll. Vol. 41, p.101, 1961 477 РАЗРАБОТКА СУСПЕНЗИОННЫХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ПРОЦЕССОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ (DEVELOPMENT OF SUSPENSION REAGENTS FOR THE PROCESS OF ENHANCED OIL RECOVERY) Канаева К.А. (научный руководитель - профессор Магадова Л.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина На современном этапе развития нефтегазового комплекса особое внимание в нефтегазодобыче отводится вопросу повышения эффективности разработки месторождений за счет внедрения передовых методов увеличения нефтеотдачи (МУН). В России наиболее развитыми и перспективными являются химические МУН, основанные на закачке растворов ПАВ, щелочей, геле- и осадкообразующих реагентов, полимерных растворов. Одним из реагентов, который активно используется в технологиях повышения нефтеотдачи, является синтетический водорастворимый высокомолекулярный полимер - полиакриламид (ПАА). Спектр технологий на основе ПАА включает закачку в пласт воды, загущенной полимером, создание в пласте оторочек раствора полимера со сшивающим агентом, создание в пласте оторочек осадкогелеобразующими составами. Одной из важнейших характеристик ПАА является быстрая и качественная растворимость полимера в воде. Однако ввод ПАА в воду в сухом виде значительно усложняет процесс гидратации и имеет ряд существенных недостатков, таких как технологические трудности при дозировании и сложность введения ПАА «в поток» без использования специальной техники. С целью устранения недостатков в научно-образовательном центре «Промысловая химия» при РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина был разработан состав, представляющий собой суспензию ПАА в углеводородной жидкости – керосине, стабилизированную поверхностно-активными веществами (ПАВ). Состав представляет собой маловязкую, легкоподвижную суспензию, имеющую высокую седиментационную устойчивость и низкую температуру застывания. Были проведены исследования реологических и фильтрационных характеристик водных растворов суспензии ПАА и сухого ПАА. В результате испытаний было установлено, что разработанный состав обладает меньшим, по сравнению с сухим ПАА, временем гидратации в широком интервале температур и меньшим остаточным фактором сопротивления. Состав позволит значительно упростить технологию приготовления загущенной воды, посредством дозирования суспензии ПАА «в поток» при закачке водного геля в систему ППД. 478 ПОЛУЧЕНИЕ АРОМАТИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ПРОПАН-БУТАНОВОЙ ФРАКЦИИ НА ПРОМОТИРОВАННЫХ И ДЕСИЛИКАТИЗИРОВАННЫХ ЦЕОЛИТАХ ZSM-5 (PRODUCTION OF AROMATIC HYDROCARBONS FROM PROPANEBUTANE FRACTION OVER MODIFIED AND DESILICATIZED ZSM-5 ZEOLITES) Караваев А. А., Левченко Д. А. (научный руководитель - д.х.н., профессор Локтев А.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Пропан-бутановая фракция (ПБФ), выделяемая при переработке газового сырья и преимущественно используемая в качестве топлива, может перерабатыватьсяв ценные продукты нефтехимии – ароматические углеводороды (АрУ). Эффективными катализаторами этого процесса являются высококремнеземные цеолиты. Нами исследовано влияние метода синтеза цеолитов ZSM-5 (гидротермальный и гидротермально-микроволновой) и его обработки, а также различных промоторов (цинка, хрома и галлия), на результаты ароматизации ПБФ. Ряд катализаторов синтезирован нами в лабораторных условиях, часть получена от ОАО «Новосибирский завод химконцентратов». В качестве сырья использована ПБФ, содержащая, % мас.: пропан- 80%, бутаны – 17%, пропилен – 2%, этан – 1%. При скорости подачи ПБФ 450-900 ч-1 синтезированный нами гидротермально-микроволновым способом цеолит оказался более активным и селективным (конверсия ПБФ 66%, селективность по АрУ 22%) по сравнению с аналогом, полученным традиционным гидротермальным методом (конверсия 55% селективность по АрУ 13%). Совместное промотирование этих цеолитов цинком и хромом не влияло на степень конверсии, но увеличило селективность по АрУ до 47-50%. Катализаторы на основе промышленного цеолита HZSM-5 испытаны при скорости подачи ПБФ 180-210 ч-1. Щелочная обработка (десиликатизация) этого цеолита, позволившая создать в его структуре системы дополнительных мезопор, не изменила степень конверсии ПБФ (более 90%), но увеличила селективность по АрУ с 29% до 38%. Введение различных промоторов также не влияло на конверсию ПБФ, но существенно увеличило селективность – с 29 до 47-50%. При этом на промотированном галлием образце выход АрУ составил 45%, а на образце, совместно промотированном цинком и хромом – 44%, что говорит об одинаковой эффективности этих промоторов. Исследования выполнены при поддержке ОАО «Газпром» (договор №2214-1400-10-2). 479 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОДУКТОВ ГИДРОКАТАЛИТИЧЕСКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ МАСЛЯНОГО СЫРЬЯ В КАЧЕСТВЕ НИЗКОЗАСТЫВАЮЩИХ ОСНОВ СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ (STUDY PRODUCTS OF HYDROCATALYTIC REFINING OF OIL CRUDESA LUBRICANT BASE WILD LOW POUR POINT) Кашин Е.В. (научный руководитель - профессор Шабалина Т.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В феврале 2013 г была утверждена «Стратегия развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности до 2020 года». Стратегия предполагает освоение шельфа и новых месторождений нефти, газа и других природных ископаемых в районах с холодным климатом. Значительное количество техники предполагается эксплуатировать в широком диапазоне температур: от минус 60 до плюс 40 °С, поэтому разработка смазочных материалов для использования в условиях экстремальнонизких температур может быть актуальной и своевременной. В ходе проведения работыбыливыявлены основные группы смазочных материалов, обеспечивающих работоспособность техники и механизмов в условиях экстремально низких температур, изучен состав, свойства и требования предъявляемые к ним. Ассортименттаких материаловсостоит измоторных, трансмиссионных и гидравлических масел, а также пластичных смазок. Одним из способов достижения требуемых параметров смазочных материалов является применение гидрокаталитических процессов, а именно сочетание гидрокрекинга с каталитической гидродепарафинизацией нефтяных остатков для получения низкозастывающих основ, обладающих высокими значениями индекса вязкости и минимальной вязкостью при отрицательных температурах. Выполнен сравнительный анализ катализаторов пригодных для получения основ смазочных материалов, используемых в условиях холодного климата, из продуктов гидрокаталитической переработки нефтяного сырья. С целью получения основ низкозастывающих смазочных материалов были проведены исследования продуктов гидрокрекинга в условиях гидроизомеризации в присутствии цеолитсодержащих катализаторов, модифицированных благородными металлами и переходными металлы VIII группы. В результате испытаний были подобраны оптимальные технологические параметры проведения процесса каталитической деперафинизации продуктов гидрокрекинга с получением основы базового масла с температурой застывания ниже минус 60°С. 480 ИНГИБИРОВАНИЕ КОКСООБРАЗОВАНИЯ НА УСТАНОВКАХ ПИРОЛИЗА (COKE INHIBITION ON PYROLYSIS PLANT) Кислов В.В., Манкеева З.Р., Карпов А.Б. (научный руководитель - профессор Жагфаров Ф.Г.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Пиролиз нафты и других углеводородов, имеющий первостепенное значение в производстве низших олефинов, всегда сопровождается образованием кокса, что приводит к повреждению реакторных труб и труб закалочного аппарата. В течение последних нескольких лет, были исследованы на образование кокса в процессе пиролиза различные индивидуальные углеводороды, такие как этан, пропан, н-гексан и н-октан. Эти исследования показали, что осаждение кокса зависит от нескольких факторов, таких как, ароматичность и содержание серы в сырье, парциальное давление углеводородов, температура, материал используемый в конструкции реактора. Отложения кокса от нескольких миллиметров до сантиметров в толщину приводят к ухудшению теплопередачи. Для того чтобы сохранить ту же температуру процесса и, следовательно, ту же самую конверсию, операторы установок должны поднимать непрерывно температуру, что часто приводит к более быстрому образованию кокса. Нарастание коксоотложения также увеличивает перепад давления, что приводит к снижению выхода этилена. Со временем, накопление кокса заставляет переводить печь на режим регенерации для удаления кокса либо по причине предельной температуры труб или от перепада давления. В данной работе, изучалась скорость коксования реактора парового пиролиза нафты и сжиженных углеводородных газов, а также смесевого сырья. Использовалось разбавление паром с массовом соотношении примерно 0,7 (г пара/г сырья), опыты были проведены при атмосферном давлении и температуре около 860 °С. В результате исследования показано, что скорость образования кокса при пиролизе нафты, СУГ и их смесей может быть значительно уменьшено путем добавления Na2CO3, K2CO3 или диметилдисульфида + трифенилфосфиноксида к сырью. Согласно химическому механизму, разложение сера- и фосфорсодержащих соединений ведет к образованию соответствующих свободных радикалов, из чего можно сделать вывод, что каталитические эффекты поверхности уменьшаются из-за наличия этих радикалов, которые могут блокировать активные каталитические участки поверхности. Таким образом, в присутствии этих радикалов отложение кокса значительно меньше чем при условиях, при которых не образуются радикалы серы или фосфора. 481 ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ ГАЗОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ ЗАПАДНОГО КАЗАХСТАНА (ECOLOGICAL ASPECTS OF THE GAS PIPELINE TRANSPORT IMPACT ON THE ENVIRONMENT IN WESTERN KAZAKHSTAN) Клюкин Р.И. (научный руководитель - научный сотрудник Асеева Е.Н.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Для Казахстана транзитный газовый потенциал имеет важное стратегическое, геополитическое и экономическое значение. В связи с всевозрастающими объемами транзита природного газа Казахстан проводит постоянное наращивание мощностей газотранспортной системы. В качестве исследуемого региона был выбран Западный Казахстан, так как в этом регионе сосредоточено большое число месторождений нефти и газа, а также расположены основные трубопроводные магистрали Казахстана. Как следствие, в экологическом рейтинге страны данный регион занимает одно из последних мест. В настоящее время характер воздействия объектов транспорта газа на окружающую среду Западного Казахстана мало изучен, в отличие от аналогичного влияния объектов транспорта нефти. Цель работы состояла в выявлении и оценке экологических аспектов деятельности газотранспортной системы на окружающую среду. В настоящей работе применялся матричный подход1, в котором учитываются природные и социально-экономические составляющие уязвимости ландшафтов, а уязвимость оценивается по трехбалльной шкале – низкая, средняя, высокая. Проведенная оценка уязвимости показала, что газотранспортная система оказывает максимальное давление на природные ландшафты пустынной зоны. Наиболее сложная ситуация складывается в пустынях Восточного Прикаспия, на территории которого расположены уникальные ландшафты, подлежащие охране, и наблюдается высокая насыщенность территории объектами хозяйственной деятельности. Сходная картина складывается в отношении социосферы сухостепной зоны. Здесь подвергаются интенсивному воздействию как инфраструктурные объекты, так и многопрофильные сельскохозяйственные земли. Совокупность всех видов воздействий на всех этапах функционирования газотранспортной системы ведет к деградации земель – сокращению и разрушению их биологического и ресурсного потенциала. Процессы деградации включают в себя водную и ветровую эрозию и аккумуляцию, долговременные сокращения покрытия и разнообразия естественной растительности, а также засоление и химическое загрязнение почв. 482 ИССЛЕДОВАНИЕ ДЕЙСТВИЯ ДЕПРЕССОРНО- РЕОЛОГИЧЕСКИХ ПРИСАДОК НА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ВЫСОКОПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ (INVESTIGATION RHEOLOGICAL- DERESSANT ADDITIVES ACTION ON PHYSICOCHEMICAL PROPERTIES OF HIGHLY PARAFFINIC OIL) Коваленко А.И., Каберник Е.А., Баллестерос Д.О. (научный руководитель - профессор, к.х.н. Чернышева Е.А., доцент, к.т.н. Кожевникова Ю.В.) Доля высокопарафинистых и высокосмолистых нефтей постоянно растёт. Нефти данного типа отличаются повышенной температурой застывания, неудовлетворительными реологическими свойствами. В этой связи возникают проблемы с их добычей, подготовкой к транспортировке и переработкой. Для решения проблем, связанных с потерей текучести и повышенным структурообразованием подобных нефтей, в них вводят различные депрессорные присадки, влияющие на низкотемпературные и реологические свойства нефтей. Работа заключалась в исследовании влияния депрессорно-реологических присадок отечественного и зарубежного производства на физико-химические свойства высокопарафинистых нефтей, и подборе наиболее оптимальной концентрации присадки. Роль присадок заключается, как правило, в модификации поверхности кристаллов парафинов таким образом, что они теряют способность к «слипанию». Чем эффективнее присадка, тем на более ранней стадии кристаллообразования она начинает оказывать влияние на этот процесс. Были проанализированы физико-химические характеристики и групповой химический состав двух нефтей (месторождение им. Юрия Корчагина (Астрахань) и Ставропольская нефть), характеризующихся высоким содержанием парафинов и смол и высокой температурой застывания. В исследуемые нефти вводили депрессорно-реологические присадки отечественного («ДМН-2005») и зарубежного производства («Бейкер») в концентрации 0,01%, 0,02% и 0,03% масс. на нефть. В работе было изучено изменение температуры застывания образцов нефтей в зависимости от концентрации вводимой присадки. Обе присадки оказались эффективны при их концентрации 0,03% масс. на нефть, температура застывания Астраханской нефти снизилась на 10⁰С, а Ставропольской – на 13⁰С. Таким образом, наилучшее влияние на нефть месторождения им.Ю.Корчагина оказывает депрессорно - реологическая присадка «Бейкер», которая уменьшила вязкость нефти на 2,9 мм²/с и понизила температуру застывания на 100С. Для Ставропольской нефти наиболее эффективной присадкой является отечественная присадка «ДМН-2005». 483 АНАЛИЗ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАБОТЫ УЗЛОВ ДЕГАЗАЦИИ СЕРЫ НА УСТАНОВКАХ КЛАУСА АСТРАХАНСКОГО ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА (ANALYSIS AND IMPROVEMENT OF SULFUR DEGASSING KNOTS AT FACILITIES CLAUS ASTRAKHAN GAS PROCESSING PLANT) Коваль А.А. (научный руководитель - д.х.н., профессор Голубева И. А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В связи с токсичностью и взрывоопасностью сероводорода необходимо его удаление из жидкой серы, что способствует безопасности ее транспортировки и хранения. Эти проблемы решаются в процессе дегазации серы. Данная работа направлена на анализ вариантов и объёмов реконструкции существующих установок дегазации жидкой серы, получаемой на газоперерабатывающих предприятиях, оценку техникоэкономических показателей по вариантам реконструкции, обоснование выбора оптимального варианта и разработку технических решений по его реализации на Астраханском ГПЗ. На установках получения серы методом Клауса Астраханского ГПЗ в процессе дегазации серы осуществляется подача аммиака в качестве катализатора распада гидрополисульфидов, что позволяет существенно сократить продолжительность этой стадии. Однако при этом образуются аммонийные соли [NH4HSO3, (NH4)2SO3, (NH4)2SO4], которые растворяются в жидкой сере. В результате продолжительного хранения жидкой серы проходят реакции с укрупнением данных соединений, что приводит к ухудшению качества серы. При применении аммиачной каталитической дегазации образуются также отложения в трубопроводах, насосах, распылительных форсунках и оборудовании установки грануляции серы. За последние годы проводилось множество разработок по совершенствованию процесса дегазации серы. Некоторые разработки получили промышленное применение, для некоторых - были получены положительные результаты в лабораторных условиях, но промышленного применения они не получили. В работе проведен анализ реальных процессов, получивших промышленное применение, которые существенно сокращают подачу аммиака или исключают его в качестве катализатора (Shell, Aquisulf, Amoco, D’GAASS), а также нереализованных предложений. Полученные результаты, приведённые в настоящей работе, могут стать основанием для принятия решений о реконструкции узлов дегазации жидкой серы на Астраханском ГПЗ с целью обеспечения оптимальной работы установок «Enersul» с проектной мощностью. 484 ВЫЯВЛЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКИ ПРИЕМЛЕМОЙ И ЭФФЕКТИВНОЙ ОКТАНОПОВЫШАЮЩЕЙ ДОБАВКИ (RESEARCH OF ENVIRONMENTAL AND EFFECTIVE OCTANE ADDITIVE) Кодиров М.М, Акбаров А.И. (научный руководитель - ассистент Турахужаев С.А.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина г. Ташкенте Целью проведения работы явилось выявление экологически приемлемой и эффективной октаноповышающей добавки из числа существующих.Дающей наибольший эффект, и при этом являющейся экологически безопаснымивпрактическом применении.Актуальность работы обусловлена повышением потребности населения всего мира в качественном топливе, и обострении экологической проблемы связанной с повышением в разы объёма выброса парниковых газов и отравляющих веществ в атмосферу. Для проведения исследования был изучен опыт ведущих стран мира в области производства, транспортировки и применения жидкого топлива. Среди заменителей знаменитого ТЭС(тетраэтилсвинца), вплоть до начала ХХI века являвшейся практически единственной применяемой на практике октаноповышающей добавкой, были выбраны широко распространённые и легко доступные, такие как: этанол(C2H5OH), ацетон(CH3—C(O)—CH3), изопропиловый спирт(CH3CH(OH)CH3), толуол(С6H5СH3). В качестве жидкого топлива для проведения исследования был использован бензин марки АИ-80, который при помощи перегонки на перегоночном аппарате "АРН-ЛАБ-03" был очищен от присадок и добавок используемых при его производстве в НПЗ. Поочерёдно были опробованы все вышеперечисленные октаноповышающие добавки в различных концентрациях и, изменения октанового числа бензина зафиксированные прибором "ОКТАН-ИМ", были занесены в таблицу 1. На основе полученных результатов измерений был проведён подробный анализ влияния добавки на качество и экологическую безопасность бензина. Таблица 1. № Наименование добавки Концентрация (массовая доля %) Повышение ОЧ 1 2 Этанол Ацетон 1% 0,50% 3,25 2,65 3 Изопропиловый спирт 1% 2 Все добавки уменьшают выделение углекислого газа на 20-60%, что предусматривает применение этанола, как наиболее октаноповышающей экологически безопасной присадкой к бензину. 485 КАТАЛИТИЧЕСКОЕ ОКИСЛЕНИЕ СЕРОВОДОРОДА В ЩЕЛОЧНЫХ РАСТВОРАХ (CATALYTIC ACIDIFICATION OF HYDROGEN SULPHIDE IN ALKALINE SOLUTIONS) Бобриков А.В., Кодиров Ф.Н. (научный руководитель - профессор Рыбальченко В.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина в городе Ташкенте Одним из методов выделения сероводорода из отходящих и технологических газов переработки угля является улавливание раствором щелочи. Образующиеся при этом сернисто-щелочные стоки (СЩС) требуют специального обезвреживания перед повторным использованием воды в производстве или для сброса стоков в водоем. Исследовали процесс окисления сероводорода воздухом при температуре 293-313 К в присутствии гомогенного и гетерогенного катализаторов на основе металлорганических комплексов фталоцианинов кобальта. Установлено, что лимитирующим фактором процесса является низкая растворимость кислорода воздуха в воде. В связи с этим окисление H2S в пластовых водах и СЩС вели под давлением 0,3-1,1 МПа. При расходе воздуха до 30 м3/м3 воды, содержащейся до 15 г/л H2S и 15 мг/л гомогенного катализатора (тетрасульфофталоцианина кобальта), достигалась степень окисления 98-100% в течение 1,0-1,5 часа. Недостатком такого процесса является разовое использование дорогостоящего катализатора и загрязнение им очищаемой воды. В связи с этим был предложен гетерогенный катализатор, представляющий собой фталоцианин кобальта, вплавленный в полиэтилен. При содержании активного компонента 10% катализатор показал высокую активность и стабильность. При исходной концентрации H2S в пластовой воде до 150 мг/л и расходе воздуха 10 м3/м3, объемной скорости катализатора 0,37 ч-1, в течение 0,5 часа достигалась степень окисления H2S – 100%. Для снижения расхода катализатора его поверхность контакта увеличивали за счет формования в виде колец Рашига, тонкой стружки или решетчатой структуры типа «Бигуди». Применение фталоцианиновых катализаторов для окисления сероводорода СЩС (рН-8,5) позволяет не только обезвреживать воду, но и получать при этом элементарную серу, которая оделяется отстоем, фильтрацией или коагуляцией. При высоком рН СЩС (9-14) H2S окисляется преимущественно в тиосульфат, не представляющий опасности для водоема или оборотной водяной системы. В том и другом случае благодаряокисления H2S до элементарной серы регенерируется та часть щелочи, которая связана в виде сульфидов и гидросульфидов. Регенерированный СЩС можно использовать повторно для улавливания H2S. 486 КИСЛОРОДСОДЕРЖАЩИЕ ПРОИЗВОДНЫЕ ПАРАФИНОВ В КАЧЕСТВЕ ДЕПРЕССОРНЫХ ПРИСАДОК К ДИЗЕЛЬНОМУ ТОПЛИВУ (OXYGEN-CONTAINING DERIVATIVES OF PARAFFIN AS DEPRESSOR ADDITIVES TO DIESEL FUEL) Муфтахова Д.А., Кокымбаева Г.Ж. (научные руководители - профессор Гилажов Е.Г., профессор Сагинаев А.Т.) АИНиГ, Республика Казахстан В работе изучены влияния температуры на выход и качество эфирокислот при окислении н-гексадекана до получения кислотного числа оксидата примерно 116-120 мг. КОН/г. Из данных экспериментов за оптимальную температуру окисления гексадекана в эфирокислоты следует принимать 1400С. При этой температуре и постоянстве величин других параметров окисления было изучено влияние количества катализатора на выход и качество эфирокислот. Полученные результаты показывают, что за оптимальное количество катализатора следует принимать 0,5% вес. на сырье. Согласно данным микроэлементного анализа все эфирокислоты относятся к ряду СnН2n-2О4 . Эфирокислоты фракции 1 являются чистыми, их можно отнести к индивидуальным эфирокислотам, а эфирокислоты фракции 2 обладают числом С=О групп примерно столько же, сколько число –OС– и –COOH групп, поэтому их следует называть кетоэфирокислотами. Таким образом, результаты проведенных исследований позволяют заключить, что смесь эфирокислот, выделенная из окисленного гексадекана, состоит из определенного соотношения монокарбоновых, эфиро-, кето-, эфирокислот и смолообразных продуктов сложно эфирного характера. Наличие различных компонентов в технической смеси эфирокислот, очевидно, придает им специфические свойства, что в свою очередь, расширит фронт их использования в различных направлениях. Нами проведены испытания двух эфирокислотных фракций продуктов окисления н-гексадекана в качестве присадки, влияющей на температуру застывания, к дизельному топливу марки Л-0,2-62, производимой АО АНПЗ. Результаты показали, что эфирокислотные фракции продуктов окисления гексадекана и его этиловые сложные эфиры проявляют депрессорные свойства и понижают температуру застывания летнего дизтоплива, но не на много. Поэтому следующий этап исследований по разработке депрессорных и сложноэфирных продуктов окисления парафинов будут проведен в двух направлениях: во-первых, получение эфирокислоты из высокомолекулярных парафиновых углеводородов, вовторых, этерификацию эфирокислотных фракций нужно вести с высшими спиртами т.е. с более длинными углеродными цепями. 487 ОПТИЧЕСКИЕ МАРКЕРЫ НА ОСНОВЕ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ НАНОЧАСТИЦ Копицын Д.С., Тиунов И.А., Бескоровайный А.В. (научный руководитель - профессор Винокуров В.А.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина Коррозия трубопроводов и другого оборудования является одной из основных проблем в нефтяной и газовой промышленности. Ежегодные убытки, связанные с коррозионными повреждениями оборудования нефтяной и газовой промышленности в развитых странах, превышают совокупные убытки от стихийных бедствий. Необходимость бороться с коррозионными повреждениями и растрескиванием становится все более актуальной – оборудование используется во все более экстремальных условиях, а сроки его использования все чаще превышают запланированные. До настоящего времени нанотехнологии серьезно не рассматривались в качестве средства диагностики коррозии. Однако, оптические маркеры на основе металлических наночастиц являются перспективным инструментом обнаружения микротрещин на стадии их зарождения. Наночастицы золота и серебра экологически безопасны, не подвержены окислению кислородом воздуха в отличие от наночастиц более активных металлов, а также обладают высоким квантовым выходом, что обеспечивает высокую интенсивность оптического сигнала. Визуализация поверхности металлических образцов с применением наночастиц в качестве контрастирующего агента позволяет детектировать трещины, размеры которых не меньше размеров маркеров. Таким образом, при помощи наночастиц различного размера можно осуществлять картирование пространственного распределения микро- и нанотрещин на поверхности образца, а также дифференцировать поверхностные деформации от глубоких зародышевых трещин. Критичным условием применимости наночастиц для визуализации микротрещин указанным методом является однородность их размеров. Существующие методы позволяют синтезировать наночастицы золота и серебра с узким распределением по размерам (стандартное отклонение не более 5%) при диаметре частиц не более 50 нм. В настоящей работе предложен метод зародышевого синтеза наночастиц, позволяющий получить монодисперсные сферические наночастицы золота и серебра с заданным размером в диапазоне от 50 нм до 200 нм. Данный метод является многоступенчатой модификацией классического зародышевого метода и заключается в выделении после каждого этапа синтеза необходимой фракции наночастиц с последующим использованием этой фракции в качестве зародышей на очередном этапе синтеза. 488 ПОСТРОЕНИЕ АНАЛИТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ В КАРБОНАТНЫХ ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРАХ (FRACTURED CARBONATE RESERVOIR ACID TREATMENT ANALYTICAL MODEL) Корольков И.В. (научный руководитель - старший преподаватель, к.т.н. Шеляго Е.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Разработка коллекторов с развитой системой трещин связана с рядом проблем при расчёте показателей разработки, прогнозировании методов увеличения нефтеотдачи и способов интенсификации добычи. Одной из проблем при работе с трещиноватыми коллекторами является сложность прогнозирования прироста производительности скважины после солянокислотной обработки. Фильтрационные эксперименты на керновом материале в данном случае не являются представительными, поскольку вынос керна из интервалов с развитой системой трещин минимален, а размеры трещин соизмеримы с размером исследуемых образцов. Единственными объективными данными лабораторных исследований являются данные о химических реакциях данной горной породы с различными кислотными составами: они учитывают кинетику и полноту взаимодействия горной породы с кислотным составом. Целью настоящей работы является построение аналитической модели, описывающей воздействие кислот на трещины в карбонатных коллекторах, с учётом экспериментальных данных о химическом взаимодействии кислотных составов с горной породой. Дополнительными данными для построения модели являются пропускная способность трещины, которая оценивается по данным ГДИС и её размеры, определяемые посредством акустического каротажа. При построении модели учитываются: динамика и полнота взаимодействия кислоты с горной породой, объём утечек в пласт, динамическое изменение геометрии трещины в процессе нагнетания кислоты в пласт. Сделанные допущения: вся система трещин в околоскважинной зоне пласта приводится к одной трещине, пропускная способность которой равна суммарной пропускной способности всей системы трещин. 489 ТЕХНОЛОГИЯ СЕЛЕКТИВНОЙ ВОДОИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОГО БЕЗВОДНОГО СОСТАВА «БОНПАК» НА ПОЛИМЕРНОЙ ОСНОВЕ (SELECTIVE FORMATION TECHNOLOGY WATERPROOFING USING HIGLY EFFECTIVE ANHYDROUS FORMULATION «BONPAK» POLYMER-BASED) Шидгинов З. А., Довгий К. А., Косаченко Е. В. (научный руководитель - профессор Магадова Л.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время большинство нефтяных месторождений России находятся в завершающей стадии разработки, которая характеризуется высокой степенью обводненности пластов и скважин. В связи с этим большинство месторождений имеют показатель обводненности скважинной продукции порядка 86 %, а на отдельных месторождениях данный показатель доходит до 98 %. Таким образом, в настоящее время острой проблемой нефтегазодобычи является ограничение притока пластовых вод в добывающих скважинах. Целью работы являлась разработка эффективного состава для селективной изоляции пластовых вод в скважине. В ходе работы был разработан состав «Бонпак» на безводной основе, который предназначен для проведения селективной водоизоляции. Данный состав представляет собой устойчивую дисперсию полиакриламида (ПАА) в углеводородном растворителе с универсальным хромовым сшивателем (УХС). При контакте с водой в обводненных участках пласта полимер увеличивается в объеме и образует прочный, сшитый, резиноподобный гель с высокой адгезией к породе, который образует прочный водонепроницаемый экран, за счет чего и снижает обводненность скважинной продукции. При попадании в нефтеносные горизонты состав проявляет селективные свойства, при смешении состава с нефтью гель не образуется. 490 СИНТЕТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ НАФТЕНОВЫХ КИСЛОТ КАК ИСХОДНОЕ СЫРЬЕ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ПРИСАДОК К НЕФТЯМ и ТОПЛИВАМ (SYNTHETIC METHODS OF NAPHTHENIC ACIDS AS A RAW MATERIAL FOR PREPARING OF OIL AND FUEL ADDITIVES ) Кудрявцев Д.А., Таранец Ю.С. (научный руководитель - доцент Иванова Л.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Известно, что нафтеновые кислоты содержатся в нефтях в сравнительно небольших количествах - от 0,01 до 2-3% по массе. Наиболее богатые нафтеновыми кислотами нефти находятся на территории Азербайджана (до 1,7%), Венесуэлы, Румынии, США, Китая. В промышленности нафтеновые кислоты выделяют из керосиновых и масляных дистиллятов и мазута, а также из сырой нефти различными методами, в основном, выщелачиванием и экстракционными методами. Поскольку в России нефти сравнительно бедны нафтеновыми кислотами, их выделение не представляется целесообразным. В то же время, нафтеновые кислоты нашли широкое применение в различных отраслях промышленности, в том числе и нефтяной. На их основе получают присадки к нефтям и топливам, пластификаторы, они могут вовлекаться как исходные вещества в процессы нефтехимического синтеза с целью получения полимеров, ПАВ и др. В соответствии с вышесказанным, целью данной научноисследовательской работы явился поиск рациональных синтетических способов получения нафтеновых кислот. На сегодняшний день, нафтеновые кислоты можно получить либо с применением реакций окисления нефтяных фракций, либо с помощью методов органического синтеза (получение на основе ацетофенонов, циклоалкенов, ароматических кислот). Анализ научной литературы показывает, что наиболее перспективным методом получения нафтеновых кислот является окисление углеводородов, содержащихся в нефтяных фракциях. Окисление фракций нефти с большим содержанием нафтенов приводит к преимущественному образованию нафтеновых кислот с меньшим содержанием алифатических кислот. Была разработана схема лабораторной установки окисления фракций нефтей Ярегского и Усинского месторождений. Предлагается окислять деароматизированную фракцию 200-300 ̊С, поскольку было установлено, что в обоих случаях именно она содержит наибольшее количество углеводородов нафтенового ряда. В качестве катализаторов данного процесса рекомендуется использовать соли этих же нафтеновых кислот, что с экономической точки зрения более выгодно. 491 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ГАЗОФРАКЦИОНИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ ЗАО «РНПК» С ЦЕЛЬЮ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СТАБИЛЬНОСТИ ПРОЦЕССА (IMPROVING THE REGULATORY SYSTEM HFC ZAO «RNPK» TO ENSURE PROCESS STABILITY) Кузнецов А.Е. (научный руководитель - профессор к.х.н. Чернышева Е.А., консультанты совместитель Генин Г.В., ст. преподаватель Зуйков А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Задачей газофракционирующей установки является разделение газовой смеси углеводородов С1-С5 с приоритетным получением фракций индивидуальных углеводородов – i-C4 и n-C4, сырья для процессов изомеризации и алкилирования. Анализ процесса показал, что по причине ограничения мощности конденсационных систем колонн 1-К-1 и 1-К-2 режим установки ведется с минимальным отбором бутанов. Мероприятия по совершенствованию технологии процесса представлены в работе дипломника группы ХТ-09-3 Некипелова А.Н. Дополнительные ограничения на отбор бутанов накладывают существующие системы регулирования колонн 1-К-1 и 1-К-2, которые не позволяют адаптировать тепловой и материальный баланс колонн к возмущениям с потоком сырья и к изменениям внешних условий температуре воздуха. Системы регулирования данных колонн выстроены на децентрализованном управлении расхода орошения (уставка расхода задается оператором) и регулировании подвода тепла в куб колонны с коррекцией по температуре на верхней тарелке. Данная система регулирования имеет следующие недостатки: - не позволяет взаимосвязано регулировать качество верхнего и нижнего продукта; - чувствительна к изменению состава легкой части сырья – С1,С2; - не позволяет адаптировать режим колонны к возмущения с потоком сырья (состав, расход). Как итог, применяемые системы регулирования не позволяют поддерживать четкое разделение группы углеводородов С3/ i-C4 в колонне 1-К-1, требование к качеству фракции i-C4 по содержанию С3 не более 0,1 % масс.; аналогично группы углеводородов n-C4/С5 в колонне 1-К-2, содержание С5 во фракции n-C4 не более 0,1 %масс. При использовании данных схем единственная возможность обеспечить качество фракций i-C4 и n-C4 – снизить их отбор. В работе представлены методы совершенствования систем регулирования колонн 1-К-1 и 1-К-2, которые основываются на принципах взаимосвязи теплового и материального балансов верха и низа колонны, а также имеют адаптационный механизм изменения режима колонн к приходящим возмущениям. 492 РАЗРАБОТКА КАТАЛИЗАТОРОВ ГИДРИРОВАНИЯ ФУРФУРОЛА В ФУРФУРИЛОВЫЙ СПИРТ. МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ГИДРИРОВАНИЯ (DEVELOPMENT OF CATALYSTS FOR FURFURAL HYDROGENATION TO FURFURAL ALCOHOL. HYDROGENATION PROCESS SIMULATION) Кузнецова Т.В. (научный руководитель - доцент Халдаров Н.К.) Южно-Казахстанский Государственный Университет имени М.О. Ауезова В исследовательской работе описаны методики приготовления катализаторов гидрирования фурфурола в фурфуриловый спирт. По результатам, полученным в ходе экспериментов, был смоделирован технологический процесс производства фурфурилового спирта с помощью программы Aspen HYSYS. Актуальность работы обусловлена необходимостью разработки катализаторов отвечающих современным требованиям энергоэффективности, ресурсосбережения и обеспечивающих высокие выходы целевых продуктов. Процесс гидрирования фурфурола в фурфуриловый спирт изучался на катализаторе Cu/SiO2 с добавлением Ni, Pd, Co в качестве промоторов, диапазоне температур 100-300 °С и давлений 30-40 кгс/см2. Содержание основного компонента катализатора - Cu в рецептуре колебалось в пределах 5 - 15 % масс. Приготовление катализаторов осуществлялось по следующей схеме: пропитка носителя - SiO2 солью Cu(NO3)2 определенной концентрации, просушка, прокалка, пропитка солями промотирующих металлов с определенными концентрациями, просушка, прокалка и восстановление в среде водорода. Также использовался метод нанесения промотирующих элементов вместе с раствором Cu(NO3)2. Морфология образцов исследовалась на просвечивающем электронном микроскопе, площадь поверхности определялась методом капиллярной конденсации азота. В ходе экспериментов были приготовлены образцы катализаторов обеспечивающих выход фурфурилового спирта на уровне 80-94 %, при использовании химически чистого фурфурола в качестве сырья. По полученным экспериментальным данным была создана модель технологического процесса с привязкой к технологически потокам Шымкентского НПЗ с целью утилизации тепла выделяемого на установках производства элементарной серы и каталитического крекинга, которые планируется построить. Мощность установки составила 20 тыс. тонн в год по продукту. Получаемый таким образом фурфуриловый спирт будет применяться как октаноповышающая добавка к бензинам. Модель показала возможность технологической реализации схемы с получением значительных экономических выгод. 493 СЕРА В НЕФТЕПРОДУКТАХ. ГИДРООЧИСТКА (SULFUR IN PETROLEUM PRODUCTS. HYDROTREATING) Малкина В.Д. (научный руководитель - профессор Рыбальченко В.С.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Один из самых важных для экологии и исправности мотора параметр — высокое содержание серы приводит к образованию нагара, закоксовыванию топливных форсунок и сводит на нет эффективность системы нейтрализации отработавших газов, вступая в химическую реакцию с благородными металлами нейтрализатора. Все транспортные средства, произведённые или ввезённые в Россию начиная с 1 января 2011, должны удовлетворять требованиям стандарта Евро-3. Т.е. очевидно, и бензин нужен соответствующий, чтобы недешевые катализаторы не работали с повышенной нагрузкой и раньше времени не выходили из строя. Гидроочистка прямогонных бензиновых фракций необходима для получения уже гидроочищенных бензиновых фракций. Гидроочищенные бензиновые фракции являются сырьем для каталитической ароматизации. Она происходит за счет реакции гидрогенолиза и деструкции молекул в водородосодержащем газа. На выходе органические соединения азота, кислорода, серы, хлора и металлов, которые содержаться в сырье становятся аммиаком, водой, сероводородом, хлороводородом и соответствующими углеводородами. Этот процесс происходит при давлении от 1 до 3 МПа и температуре от 370 до 380 градусов по Цельсию. В качестве катализатора используется кобальт-молибденовый. Гидроочистка керосиновых фракций необходима на уменьшение в реактивном топливе количества смол и серы, которые приводят к коррозии в летательных машинах топливной конструкции и закоксовывают форсунки в двигателе. Катализатор в данном случае тот же, что и при гидроочистке прямогонных бензиновых фракций. Гидроочистка дизельного топлива необходима для уменьшения полиароматических углеводородов и серы. Сера при горении выделяет сернистый газ. С водой он образует сернистую кислоту, которая является основной причиной кислотных дождей. Полиароматические углеводороды понижают октановое число. Гидроочистка вакуумного газойля нужна также как и при очистке дизельного топлива для уменьшения количества серы и полиароматики. Полученный газойль идет в качестве сырья для каталитического крекинга. Сера в данном случае отравляет катализатор крекинга и неблагоприятно влияет на качество бензина каталитического крекинга. 494 ПОЛУЧЕНИЕ ФУРАНОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ ИЗ ВОЗОБНОВЛЯЕМОГО СЫРЬЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИОННЫХ ЖИДКОСТЕЙ (PREPARATION OF FURAN COMPOUNDS FROM THE RENEWABLE FEEDSTOCK USING IONIC LIQUIDS) Голышкин А.В., Масютин Я.А. (научный руководитель - профессор, д.х.н. Винокуров В.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Перспективным направлением химической технологии является получение компонентов топлив из возобновляемого непищевого растительного сырья: биоэтанола и 2,5-диметилфурана (ДМФ). Сырьем для их получения могут являться отходы сельского хозяйства (солома, шелуха семян подсолнечника, кукурузная кочерыжка, косточки винограда и оливы и др.) и деревообрабатывающей промышленности (листья, ветки, опилки и др.). Необходимо отметить, что ДМФ обладает рядом преимуществ по сравнению с этанолом в качестве моторного топлива: большей на 40% энергетической плотностью, нерастворимостью в воде [1]. Тремя основными компонентами непищевого растительного сырья являются целлюлоза, гемицеллюлозы и лигнин. 5-гидроксиметилфурфурол (ГМФ), являющийся прекурсором ДМФ, а также фурфурол образуются в результате последовательной деполимеризации и дегидратации целлюлозы и гемицеллюлоз соответственно. Для эффективного получения фурановых соединений необходимо провести предобработку сырья с целью удаления лигнина и снижения степени кристалличности целлюлозы. Разрабатываемый способ синтеза фурановых соединений из растительного сырья включает в себя следующие стадии: предобработку растительного сырья с помощью ионных жидкостей (ИЖ), стадию последующего гидролиза предобработанного сырья и каталитическую конверсию моносахаридов (гексозы и пентозы) в целевые соединения в среде ИЖ, в присутствии каталитических количеств хлоридов металлов (медь (II), хром (III)). В результате была получена смесь продуктов фуранового ряда (фурфурол, ГМФ). Нами была разработана методика проведения процесса, подобраны оптимальные условия каталитической конверсии моносахаридов, а также получены ацетатные и формиатные ИЖ имидазолиевого ряда, обладающих меньшей вязкостью и более высокой растворяющей способностью по отношению к целлюлозе по сравнению с хлоридными ИЖ. Список использованных источников Román-Leshkov Y. et al. Production of dimethylfuran for liquid fuels from biomassderived carbohydrates // Nature. – 2007. – Vol. 447. – №. 7147. – P. 982985.doi:10.1038/nature05923 495 МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ УСТАНОВКИ КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА (MATHEMATICAL MODELING OF FCC UNIT) Мельников Д.П. (научный руководитель - профессор Колесников И.М.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Одним из основных процессов глубокой переработки нефти является процесс каталитического крекинга, позволяющий перерабатывать разные виды сырья (в основном, вакуумного газойля после гидроочистки) с получением таких ценных продуктов, как высокооктановый бензин, легкие олефины и легкий каталитический газойль. Ввиду большой производительности промышленных установок каталитического крекинга, оптимизация их работы способна дать значительный экономический эффект. Для такой оптимизации необходимо располагать хорошими математическими моделями, создание которых затруднено чрезвычайной сложностью процессов, протекающих в установке. Процесс каталитического крекинга является многопараметрическим и характеризуется длительным временным откликом на внешние воздействия. Для улучшения управляемости установки необходимо создание кинетико-термодинамической модели, которая учитывает особенности структуры промышленной установки и особенности применяемых технологических режимов. В настоящее время накоплены массивы экспериментального материала, полученного при разных режимах работы установки каталитического крекинга. Для создания математического описания процессов крекинга предложена пятиступенчатая схема превращения вакуумного газойля (получение тяжелого газойля, легкого газойля, бензина, жирного и сухого газа). Для описания работы реакторов предложены дифференциальные уравнения кинетики, которые дополнены материальными и тепловыми балансами. Создана программа, позволяющая решать следующие задачи: 1) анализировать экспериментальные данные по работе установки; 2) определение кинетических параметров процесса; 3) определение режимных параметров для управления выходом продуктов крекинга. Первым этапом работы программы является ввод массива данных, накопленного при эксплуатации промышленной установки. Далее производится расчет материальных и тепловых балансов реакторнорегенераторного блока при разных режимных условиях. Это необходимо для определения кинетических параметров процесса. После завершения данных расчетов программа способна предсказывать влияние режимных параметров процесса (температура на выходе из реактора, кратность отношения катализатор/сырье и т.д.) на выход продуктов крекинга. 496 ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ПРОЦЕССА СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ С ПОМОЩЬЮ ДОБАВЛЕНИЯ РАСТВОРА NACL (PREVENTION OF SCALE PRECIPITATION IN WELLS USING SOLUTION OF SODIUM CHLORIDE) Минигулова Г.Р., Агнаев З.К. (научные руководители: профессор Магадова Л.А., доцент Деньгаев А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Во всем мире одной из основных проблем выхода из строя глубиннонасосного оборудования при эксплуатации скважин является выпадение солей. Этим процессам подвергаются как наземные, так и подземные части установки скважины. Также вероятны снижения фильтрационных свойств коллекторов, падения дебитов или полная остановка работы скважины. В связи с этим, предотвращение выпадения солей имеет важное значение. В добывающих скважинах основными компонентами солевых отложений являются такие соли, как сульфат кальция (CaSO4), карбонат кальция (CaCO3), гипс (CaSO4·2H2O), сульфат бария (BaSO4), образующиеся в воде при взаимодействии составляющих их ионов. Образующиеся осадки можно удалять, но лучше предотвращать их выпадение. Возможны различные варианты предупреждения солеотложения: применение ингибиторов, закачка высокоминерализованной воды, воздействие магнитного и акустического полей, защитные покрытия. В работе представлен новый подход к решению данной проблемы. Было замечено, что содержание NaCl в растворе влияет на выпадение солей. Чем больше его содержится в воде, тем меньше выпадает солей кальция в осадок. В связи с этим были проведены исследования по влиянию содержания NaCl в попутно-добываемой воде при различных температурах. Эксперименты проводились на базе кафедры технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Таким образом, в данной работе предлагается решение актуальной задачи предотвращения отложения солей в скважинах с помощью раствора NaCl. 497 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЭКСТРАКТОВ СЕЛЕКТИВНОЙ ОЧИСТКИ НА СВОЙСТВА ПЛАСТИЧНЫХ СМАЗОК (RESEARCH OF SOLVENT TREATMENT EXTRACTS INFLUENCE ON GREASE PROPERTIES) Миннебаева Э.Р., Бергельсон М.Б. (научный руководитель - к.т.н. Татур И.Р.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Целью исследования являлось определение влияния остаточных экстрактов селективной очистки на свойства пластичных смазок и целесообразности применения данного типа сырья для их производства. Показано, что остаточные экстракты обладают высокими противозадирными свойствами, нагрузка сваривания некоторых превышает 6000 Н, поэтому целесообразно использовать их для улучшения эксплуатационных свойств пластичных смазок. Установленные зависимости динамической вязкости от скорости сдвига показали, что смеси на индустриальном масле И-40 с содержанием экстракта более 60%, также как остаточный экстракт, обладают свойствами неньютоновских жидкостей. Для производства пластичных смазок необходимо использовать смеси с меньшим содержанием экстракта, поскольку сложные надмолекулярные соединения препятствуют образованию стабильного структурного каркаса. При содержании в смеси экстракта более 50% температура застывания резко повышается, что объясняется увеличением вязкости при низких температурах вследствие наличия полициклических ароматических углеводородов. Для соответствия температурным пределам работоспособности пластичной смазки следует вовлекать менее 50% экстракта. Установлено, что с повышением содержания экстракта в составе предел прочности образцов литиевых пластичных смазок на смеси индустриального масла И-40 и экстракта понижается, а, следовательно, ухудшается их механическая стабильность. Оптимальное содержание остаточного экстракта в составе пластичных смазок составляет 20-40%. При этом по сравнению со смазками на индустриальных маслах повышается адгезия, противоизносные свойства и значительно улучшается коллоидная стабильность. 498 МОДИФИЦИРОВАНИЕ РУБИДИЕМ, ЦЕЗИЕМ И СТРОНЦИЕМ ОКСИДНО-ХРОМОВЫХ КАТАЛИЗАТОРОВ ДЕГИДРИРОВАНИЯ ПРОПАНА В ПРИСУТСТВИИ СО2 (MODIFYING OF CHROMIUM OXIDE CATALYSTS BY RUBIDIUM, CESIUM AND STRONTIUM FOR CO2 ASSISTED DEHYDROGENATION OF PROPANE) Миронова В.О. (научный руководитель - профессор Лапидус А.Л., Агафонов Ю.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Ранее было показано, что введение таких металлов, как Li и Na, приводит к снижению активности катализаторов и повышению скорости их дезактивации при дегидрировании пропана в присутствии CO2. Такой эффект во многом связан с активным замещением этими ионами протонов в поверхностных гидроксилах. В то же время введением К удалось повысить стабильность оксидно-хромовых образцов по сравнению с непромотированными катализаторами, а присутствие Са не оказало значительного влияния на эффективность этих систем. В данной работе мы решили рассмотреть влияние введения таких металлов, как Rb, Cs и Sr, на эффективность нанесенных на силикагель (КСКГ) оксидно-хромовых катализаторов в дегидрировании пропана, кроме того, более подробно изучить влияние К. Результаты показывают, что наиболее эффективными системами являются катализаторы с участием Cs: наилучший катализатор демонстрирует до 48% выхода пропилена через 8ч работы. Модифицирование катализаторов калием и стронцием не так эффективно, при этом наилучший показатель выхода по пропилену через 8 ч работы у образца, содержащего калий (Cr(3%)K(0,15%)/КСКГ) , достигает 46,2%, а для образца, содержащего цезий (Cr(2,5%)K(0,15%)/КСКГ) , - 46,5%. Наименее эффективно введение в оксидно-хромовые катализаторы модифицирующих добавок рубидия, при этом снижается не только активность, но и стабильность работы катализаторов. Даже наилучший образец (Cr(2,5%)K(0,27%)/КСКГ) , выход по пропилену на котором через 8ч работы достигал 46%, после регенерации значительно теряет в активности (за 8ч работы выход пропилена падает с 45 до 39%). Таким образом, применением модифицирующих добавок K, Cs и Sr можно добиться роста эффективности оксидно-хромовых катализаторов дегидрирования пропана в присутствии CO2. Наибольший рост стабильности и выхода пропилена наблюдается в случае использования в качестве модификатора Cs (рост выхода пропилена достигает 6%). Введение Rb в оксидно-хромовые системы приводит к снижению активности и стабильности оксидно-хромовой фазы. 499 СИНТЕЗ И ИСПЫТАНИЕ ПОЛИФУНКЦИОНАЛЬНЫХ РЕАГЕНТОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ОСНОВЕ ЗАМЕЩЕННЫХ ГИДАНТОИНА (SYNTHESIS AND TEST OF POLYFUNCTIONAL REAGENTS FOR MUDS BASED ON SUBSTITUTED HYDANTOIN) Митрофанова Я.Э., Мустафаева Ф.С. (научный руководитель - доцент Заворотный В.Л.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Современная тенденция совершенствования составов технологических жидкостей (ТЖ) для повышения технико-экономических показателей строительства и эксплуатации скважин напрямую связана с применением многофункциональных реагентов на основе высоковязких полисахаридов, являющиеся основными компонентами отечественных буровых растворов. Практикой буровых работ установлено, что циркулирующая ТЖ с течением времени теряет свои технологические свойства и требует дополнительных химических обработок. Этот процесс в значительной степени связан с биодеструкцией, которая продолжается не только в процессе бурения, но и во время остановок циркуляции. Потери от биокоррозии составляют 20% от общих потерь. В экспериментальной части осуществлялся синтез потенциального бактерицида, максимально адаптированного к компонентам технологических жидкостей, устойчивого к глинистым компонентам технологических жидкостей и геологических пород, биоразлагаемого, на основе доступного сырья, позволяющего модификацию химической структуры введением новых функций, подавляющего жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий минимальными концентрациями. Производился двухстадийный синтез гидантоина на основе карбамида и аминоуксусной кислоты, с последующим переходом к его функционально замещенным. Полученный продукт оценивали сравнением процесса биодеструкции модельных ТЖ и эффективность полученных реагентов – бактерицидов. Определяли экотоксикологические характеристики биоцида. Выявляли бактерицидную эффективность подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) по степени подавления их в пробах, содержащих реагент и без него. Концентрация синтезированного биоцида 10 мг/л подавляет 90% СВБ за 24 часа, а концентрация 25мг/л. подавляет 100% патогенов. Биоцид обладает пролонгированным действием. Исследованный нами в работе бактерицид (концентрат 100%) относится к 3 классу опасности, т.е. является умеренно опасным веществом , а 5% -ые его растворы относятся к 4 классу опасности веществам. Установлено, что применение синтезированного биоцида в составе традиционного бурового раствора позволяет снизить на ~ 0,5млн. руб. расходы, связанные с его дополнительными обработками химреагентами из-за их биодеструкции. 500 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РОСТА ЛОКАЛЬНЫХ КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ НА РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗМЕРЕНИЯ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ АКУСТИЧЕСКИМ ДАТЧИКОМ (INVESTIGATION OF THE INFLUENCE OF LOCAL CORROSION DEFECTS INCREASE ON THE MEASUREMENT RESULTS OF THE CORROSION RATE ACOUSTIC SENSOR) Михалев А. Ю., Николаев Э. В. (научный руководитель – главный инженер Савченков С. В.) ОАО «Гипрогазцентр» Оперативный контроль за скоростью коррозии на магистральных трубопроводах реализуется с помощью специальных датчиков, входящих в состав систем коррозионного мониторинга. Существует несколько разновидностей датчиков скорости коррозии, наиболее информативными на сегодняшний день являются акустические датчики, основанные на применении ультразвукового эхо-метода. Такие устройства позволяют оценивать утонение контролируемого объекта (конструкции или образца-свидетеля) с точностью до 0,1 мм даже в присутствии значительной поверхностной коррозии. В связи с тем, что особую опасность для трубопроводных систем представляет локальная коррозия (язвы и питтинги), постоянно ведётся разработка новых и модернизация существующих устройств, для обеспечения возможности идентификации типа развивающегося коррозионного повреждения. Специалистами ОАО «Гипрогазцентр» разработана оригинальная конструкция акустических датчиков скорости коррозии и алгоритм анализа выходных данных устройства, позволяющие идентифицировать тип коррозионного повреждения. В институте непрерывно ведется работа по улучшению разработанного устройства, в частности проведена научноисследовательская работа по исследованию влияния роста локальных коррозионных дефектов на результаты измерения скорости коррозии. В ходе выполнения НИР проводилась оценка влияния размеров локальных коррозионных дефектов двух типов (язв и питтингов) в присутствии равномерной поверхностной коррозии на амплитуду эхосигнала и время прихода эхо-сигнала. По результатам более чем 800 измерений, выполненных с помощью ультразвукового дефектоскопа, были получены зависимости изменения амплитуды и времени прихода эхосигналов от глубины и диаметров дефектов. Проведена оценка степени влияния роста локальных коррозионных дефектов на амплитуду и время прихода эхо-сигналов в присутствии равномерной поверхностной коррозии для преобразователей с разными характеристиками. Установлена возможность использования амплитуды эхо-сигналов в качестве критерия для оценки характера коррозионного повреждения при анализе выходных данных акустического датчика скорости коррозии. 501 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ МОЮЩИХ АЛКИЛСАЛИЦИЛАТНЫХ ПРИСАДОК НА ОКИСЛЕНИЕ МОТОРНЫХ МАСЕЛ (INVESTIGATIONOF THE EFFECT OF ALKYLSALICYLATE DETERGENT ADDITIVES ON OIL OXIDATION) Можайская Е.В. (научный руководитель - к.т.н., доцент Дорогочинская В.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В настоящее время во все виды моторных масел в обязательном порядке добавляют моющие присадки. В настоящей работе исследовано воздействие моющих алкилсалицилатных присадок, различающихся щелочным числом (ЩЧ), на процесс окисления моторных масел. В качестве базовых масел были использованы минеральное масло селективной очистки, т.е. I группы по API (SN-150) и масло III группы по API (NB-3060). Содержание присадок во всех случаях составляло 2% масс. Окисление проводили в течение 192 ч. с отбором окисленных образцов через каждые 48 часов и определением таких их свойств, как вязкость кинематическая при 40 и 100 оС, щелочное число, число нейтрализации, изменение содержания кислородсодержащих соединений. Характеристика применяемых присадок приведена ниже. №№ присадки Щелочное число, мг КОН/г Основной элемент 1 2 3 4 170 220 225 270 Кальций Кальций Кальций Кальций Установлено, что наиболее быстро окисляется масло SN-150 при добавлении алкилсалицилатных присадок с низким исходным ЩЧ. Так, для присадок 1 и 2 ЩЧ уже после 98 часов окисления снижается практически до нуля, в то время как присадка 4 с более высоким ЩЧ 270 мг КОН/г сохраняет стабильность в течение более длительного времени. Представляет интерес малое изменение ЩЧ масла при добавлении присадки 3 с исходным ЩЧ 225 мг КОН/г: даже после 192 часов окисления ЩЧ этого масла меняется всего на 0,2 мг КОН/г. Следует отметить, что при окислении масла NB-3060 (III группа по API) его ЩЧ изменяется незначительно в присутствии всех исследованных присадок. 502 ЭЛАСТИЧНОСТЬ НЕФТЯНЫХ ДОРОЖНЫХ БИТУМОВ (ELASTICITY OF OIL ROAD BITUMENS) Лакомых А.В., Моисеева А.Е., Попкова В.В. (научный руководитель - профессор А.А. Гуреев) НОЦ «Битумные материалы» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Степень… Дуктильность… Одной из наиболее значимых причин низких сроков службы дорожных покрытий является быстрое накопление остаточных деформаций в асфальтобетонном покрытии. По нашему мнению, эластичные свойства битума, которые в наибольшей степени определяют долговечность асфальтобетонных дорожных покрытий, определяются групповым химическим составом этих вяжущих, т.е. их дисперсностью, и их можно регулировать технологическими способами [1]. Возникновение упругих деформаций [2], наблюдаемых в коагуляционных структурах битумов, связано с восстановлением нарушенных механическими нагрузками межмолекулярных взаимодействий между частицами дисперсной фазы, возникших из-за различия в значениях энергии межмолекулярного взаимодействия циклических и парафиновых компонентов [3]. С целью изучения зависимостей значений растяжимости и степени эластичности вяжущего от глубины его окисления (температуры размягчения), были проанализированы два образца гудрона с различной исходной условной вязкостью при 80 0С. В процессе окисления через равные промежутки времени были отобраны пробы каждого образца для измерения таких показателей, как температура размягчения, растяжимость и степень эластичности. Результаты этих анализов приведены на рисунке. Из анализа полученных результатов можно сделать вывод о том, что зависимости растяжимости и степени эластичности от глубины окисления битума до определённого (~600С) уровня имеют антибатный характер; с увеличением степени окисления гудрона растяжимость сначала возрастает, проходит через максимум и затем начинает снижаться. Это связано, вероятно, с тем, что ненасыщенные компоненты гудрона в процессе окисления превращаются в окисные и перекисные образования или конденсируются. Т.е. эластичная коагуляционная структура прямогонного гудрона превращается в достаточно хрупкую коагуляционно-кристаллизационную структуру окисленного битума. Следствием этого процесса является потеря эластичности окисленным продуктом [1,2]. Из изложенного можно сделать вывод, что окисленные типы битумов не обладают достаточной эластичностью, способствуют накоплению в асфальтобетонах остаточных деформаций, снижая при этом долговечность дорожного покрытия. Поэтому сегодня следует, на наш взгляд, стимулировать разработки по производству и применению вяжущих материалов, обладающих повышенной эластичностью, в качестве которых могут быть использованы компаундированные дорожные битумы, содержащие прямогонный компонент - гудрон, либо ПБВ, либо другие эластичные модифицированные вяжущие. Литература: А.А. Гуреев, Н.В. Быстров, А.В. Клейменов, Д.В. Орлов. О долговечности и эластичности дорожных материалов. Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний, 2013, №9, с.3537; Дуктильнос… 2. Л.М. Гохман. О влиянии качества органических вяжущих материалов на развитие сети автомобильных дорог в России. Сборник трудов научно-практической конференции, РГУ Рисунок. Зависимости Температура … дуктильности и эластичности (при 250С) от глубины нефти и газа имени И. М. Губкина. Москва, 2013, с.13-20; 80 3. Г.И. Фукс. Вязкость и пластичность окисления гудрона ( ВУ 5 80 с ) нефтепродуктов. Москва: Ижевск, ИКИ, 2003, 330 с. 1. 503 ПОВЫШЕНИЕ ТЕПЛОСТОЙКОСТИ РЕЗИНЫ (INCREASE HEAT-RESISTANTRUBBER) Рашидов Ж.Х., Моятдинов А. (научный руководитель - д.х.н., профессор Арсланов Ш.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Известно, что резины на основе карбоксилированных каучуков обладают повышенными прочностными свойствами и высоким сопротивлением к термоокислительной деструкции, которые, в свою очередь, нашли широкое применение в автомобильной и авиационной промышленности, нефтебуровой технике, машиностроении и т.д. В связи с этим нами изучена возможность повышения теплостойкости резины на основе СКН-26СМ с использованием добавки карбоксилатного каучука марки Nipol NX775, содержащего 7% карбоксильных групп. Готовую резиновую смесь выдерживали при комнатной температуре не менее 24 часов, после чего вулканизовали в гидравлическом прессе при 1500С в течение 15 мин. Физико-механические и эксплуатационные характеристики резин определяли по стандартным методикам. Результаты исследований показали, что при введении карбоксилатного каучука марки Nipol NX775 в соотношении с СКН- 26СМ 30:70 прочностные показатели резины и сопротивляемость ее к воздействию агрессивных сред при повышенной температуре достигает максимальных величин. При этом также наблюдаются наибольшие величины твердости, сопротивлению раздиру, предела прочности при разрыве и относительного удлинения, что, вероятно, связано с образованием оптимальной структуры вулканизационной сетки резины. Последнее подверждается наименьшими величинами степени набухания резины после ее выдержки в агрессивных средах при 125°С (в СЖР-3) и при 23°С (в смеси изооктан + толуол и оксилоле). Из термограмм, полученных на установке для дифференциального термического анализа «Thermoscan-2», следует, что при увеличении содержания карбоксилатного БНК наблюдается повышение температуры деструкции резины от 343°С (для базового варианта без карбоксилатного каучука) до 356°. Таким образом, установлено, что введение карбоксилатногокаучука приводит к улучшению прочностных свойств резины и сопротивляемости ее к воздействию агрессивных сред приповышенныхтемпературах. 504 ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА КАТАЛИТИЧЕСКОГО РИФОРМИНГА С ПОЛУЧЕНИЕМ БАЗОВОГО КОМПОНЕНТА ТОВАРНОГО АВТОБЕНЗИНА (OPTIMIZATION OF THE CATALYTIC REFORMING PROCESS FOR OBTAINING BASIC COMMODITY COMPONENT OF MOTOR GASOLINE) Муниров Т.А., Ахметов А.Ф., Ганцев А.В., Гайсина А.Р. Уфимский государственный нефтяной технический университет В современных экологических стандартах, предъявляемых к качеству товарных автомобильных бензинов, ужесточаются требования к содержанию ароматических углеводородов и бензола. В работе [1] было рассмотрено влияние содержания индивидуальных аренов, концентрата ароматических углеводородов С8+ на октановое число товарного бензина и определены их октановые числа смешения (ОЧС). Авторами [2] был разработан дифференцированный подход к использованию бензина каталитического риформинга, который позволит улучшить эксплуатационные и экологические характеристики товарного автобензина. Нами проведены исследования фракционного и углеводородного составов прямогонного гидроочищенного бензина и риформатов, полученных в реакторах КР, что позволило: - определить характер изменения содержания ароматических углеводородов и бензола в риформате по реакторам. Например, изменение ароматических углеводородов по реакторам процесса КР: Сырье КР 8,58 %об. Реактор1 39,47 %об. Реактор2 50,91 %об. Реактор3 64,67 %об. Реактор4 77,00 %об. - спрогнозировать основные реакций, протекающие в каждом реакторе КР, что позволит оптимизировать процесс получения базового компонента товарного бензина. Литература 1. Ахметов А.Ф., Муниров Т.А., Ганцев А.В., Гайсина А.Р. «Реальный вклад» ароматических углеводородов в октановое число товарного бензина // Материалы Всероссийской научной конференции «Переработка углеводородного сырья. Комплексные решения (Левинтерские чтения)». – Самара, 2012. – С. 18-19. 2. Ганцев А.В. Композиции автобензинов с пониженным содержанием ароматических углеводородов / А.В. Ганцев, А.Ф. Ахметов, А.Р. Гайсина, Т.А. Муниров // Материалы Международной научнопрактической конференции «Нефтегазопереработка – 2013». – Уфа: изд-во ГУП ИНХП, 2013. – С. 81 – 82. 505 НЕЙТРАЛИЗАЦИЯ СЕРОВОДОРОДА В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЯХ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ (NEUTRALIZATION OF HYDROGEN SULFIDE IN PROCESS FLUIDS ON THE EMULSION MUDS) Мухамеджанова Б.К., Заворотная М.В., Белякова М.И. (научный руководитель - доцент Заворотный В.Л.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Нефтегазовые месторождения в Казахстане в своей продукции содержат сероводород(H2S), наиболее известные: Карачаганак, Тенгиз, Жанажол, новое месторождение Кашаган. H2S смертельно опасен, поэтому не должен поступать на поверхность, его при бурении чаще всего связывают химически. Приведена оценка эффективности связывания сероводорода реагентами нейтрализаторами в эмульсионных технологических жидкостях на углеводородных растворах (ТЖ ЭРУО) на примере системы "Эмульпол". Показано, что при попадании H2S эмульсию, основная часть его находится в дисперсионной среде - углеводородной фазе (дизтопливо, либо минеральное масло)из-за высокой его растворимости в этой среде. В дисперсной фазе минерализованной хлоридами натрия или кальция воде (плотность - 1,2 г/см3) растворимость его значительно меньше. Поэтому для связывания H2S должны применяться нейтрализаторы эффективные в углеводородной фазе, растворимые или нерастворимые в ней - это чаще всего соединения железа, марганца и цинка. Одним из важнейших требований к нейтрализаторам в ТЖ ЭРУО является отсутствие их отрицательного влияния на агрегативную, седиментационную устойчивость и технологические свойства эмульсий, а также экологичность (токсичность) самих нейтрализаторов и продуктов их реакции с H2S. В работе исследованы нерастворимые в углеводородной и водной фаза нейтрализаторы сероводорода - оксиды, карбонаты железа, цинка и марганца, определены их физико-химические показатели: дисперсность, удельная поверхность, плотность, нейтрализующая способность, фильность. Показано, что скорость связывания H2S зависит в ТЖ РУО зависит от дисперсности нейтрализаторов и скорости перемешивания. Ввод нейтрализаторов тонкого помола в ТЖ ЭРУО с высоким содержанием твердой фазы может приводить к нежелательному увеличению реологических показателей (пластической вязкости и динамического напряжения сдвига), снижению электростабильности. Гидрофильность нейтрализаторов и продуктов реакции с H2S также приводит к снижению агрегативной устойчивости эмульсий. При соответствующей предварительной обработке гидрофобизатором и эмульгатором при вводе нейтрализаторов в"Эмульпол"эти проблемы чаще всего не возникают. По результатам исследований разработаны рекомендации по применению нейтрализаторов H2S в ТЖ-ЭРУО - " Эмульпол". 506 ВЛИЯНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ИСХОДНЫХ ПАРАМЕТРОВ НА СОСТАВ ПРОДУКТОВ ГЛУБИННОГО АБИОГЕННОГО СИНТЕЗА УГЛЕВОДОРОДОВ (INFLUENCE OF THE INITIAL PARAMETERS VARIATION ON THE COMPOSITION OF THE PRODUCTS OF DEEP ABIOGENIC SYNTHESIS OF HYDROCARBONS) Мухина Е.Д., Колесников А.Ю. (научный руководитель - д.ф.-м.н., профессор Кучеров В.Г.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В работе рассматривается эффект влияния изменения исходных параметров – донора углерода и времени температурной экспозиции – на качественный и количественный состав продуктов при моделировании глубинного абиогенного синтеза углеводородов. Согласно теории глубинного абиогенного происхождения углеводородов, глубинный углеводородсодержащий флюид генерируется в астеносфере Земли, на глубине от 70 до 250 км, при давлении от 15 до 70 кбар и температуре от 600°С до 1400°С. Затем по глубинным разломам флюид мигрирует к поверхности Земли, где углеводороды аккумулируются преимущественно в осадочных породах. В настоящей работе эксперименты проводились при 1200°С и 60 кбар на установке высокого давления УРС-2, для анализ газохроматографический комплекс на основе прибора «Хроматэк КРИСТАЛЛ-5000» со специально сконструированным устройством вскрытия капсул. Для исследования влияния природы донора углерода и времени выдержки реагентов в условиях реакции на процесс абиогенного синтеза углеводородов при сверхвысоких термобарических параметрах нами были проведены следующие эксперименты: 1) Исходная смесь: CaCO3, FeO, H2O (соотношение масс - 1:13:3), время выдержки – 40 минут. Р = 60 кбар, Т = 1200°С, Время охлаждения – 5 сек (закалка). 2) Исходная смесь: MgCO3, FeO, H2O (соотношение масс - 1:13:3), время выдержки – 40 минут. Р = 60 кбар, Т = 1200°С, Время охлаждения – 5 сек (закалка). 3) Исходная смесь: MgCO3, FeO, H2O (соотношение масс - 1:13:3), время выдержки – 4 часа. Р = 60 кбар, Т = 1200°С, Время охлаждения – 5 сек (закалка). В результате анализа в газообразных продуктах каждого эксперимента был обнаружен ряд углеводородов, аналогичный по составу природному газу. Синтезированные в экспериментах 1 и 2 углеводородные системы оказались сходны по своему составу. Относительное содержание метана в эксперименте 3 увеличено по сравнению с экспериментами 1 и 2. Основные выводы: Установлено, что замена карбоната кальция на карбонат магния не влияет на состав получаемой углеводородной смеси. Впервые обнаружено, что увеличение выдержки образца при сверхвысоких термобарических параметрах влияет на общее количество углеводородов и их состав – выход продуктов увеличивается, образуется более сухой газ. В продуктах реакции непредельные углеводороды, предположение об образовании которых было заявлено в статье(Weng, Wang et al. 1999), не обнаружены. Weng, K., B. Wang, et al. (1999). Chin. J. Geochem. 18(2): 115-120. 507 НЕОРГАНИЧЕСКИЙ СИНТЕЗ: СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ (INORGANIC SYNTHESIS: A MODERN APPROACH) Нарыкин Д.Н. (научный руководитель - профессор Рыбальченко В.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г.Ташкенте Синтетические подходы в неорганической химии весьма разнообразны и во многом специфичны для разных областей – координационной химии и химии твердого тела. Так сложилась история развития неорганической химии, которая в начале XX века отделила координационную химию от химии элементов, а последнюю со временем превратила преимущественно в то, что мы сегодня называем химией твердого тела. Долгие годы химия твердого тела оперировала практически единственным методом синтеза, который в англоязычной литературе получил название «shake’n’bake», что удивительно точно отражает процедуру: совместное измельчение компонентов с последующим отжигом при повышенной температуре. С небольшими вариациями, включающими вакуумирование, использование инертной атмосферы или повышенного давления, этот метод главенствовал на протяжении без малого целого века. Параллельно ему в координационной химии безраздельно царил растворный метод, несмотря на то, что различные ответвления, такие как синтез в инертной атмосфере и неполярном растворителе, делали его весьма продуктивным. Новые направления, возникшие одно за другим в конце XX века, связаны с развитием методов, позволяющих синтезировать вещества специфических классов. К таковым относятся соединения с чрезвычайно высокой окислительной или восстановительной активностью и, в целом, имеющие по ряду причин очень низкую термическую и химическую стойкость. Кроме того, существуют соединения, синтез которых трудно осуществить по той причине, что их точный состав невозможно заранее предсказать ввиду отсутствия разработанных путей определения взаимосвязи между составом и структурой, что, в свою очередь, происходит из-за неразвитости подходов к описанию химической связи в них. К таким соединениям относятся многие интерметаллические соединения, пожалуй, за исключением тех, которые описываются в рамках модели Цинтля. 508 ПОЛУЧЕНИЕ ОЛИГОМЕРОВ НА ТОО АНПЗ КАК БАЗОВОЙ ОСНОВЫ СИНТЕТИЧЕСКИХ МАСЕЛ (OBTAINING OLIGOMERS IN ATYRAU OIL REFINERY AS THE BASE OF SYNTHETIC OILS) Науашев А.Н., Буканова С.К. (научный руководитель - доцент Буканова А.С.) Атырауский институт нефти и газа, Республика Казахстан Олигомеры α-олефинов помимо хороших вязкостнои низкотемпературных свойств характеризуются удовлетворительной термоокислительной стабильностью и смазывающими свойствами. В связи с этим интерес представляет получение и исследование олигомеров как основ или базовых компонентов синтетических смазочных масел, которые примерно в 5 раз дороже стоимости сырой нефти. В этой связи разработка научно-практических основ современной конкурентоспособной промышленной технологии получения олигоолефиновых масел высокотехнического назначения, представляется весьма актуальной. На Атырауском НПЗ по плану III-го этапа реконструкции входит установка олигомеризации бутенов «OLI», сырьем которой рассматривается бутан-бутиленовая фракция газов каталитического крекинга остатков в кипящем слое «RFCC». Дальнейшее развитие процесса олигомеризации позволит производить высокооктановый компонент бензина (АИ-98), использовать олигомеры и соолигомеры олефинов в качестве основ или базовых компонентов синтетических смазочных масел, применять олигомеры в качестве сырья для нефтехимии, в производстве ПАВ, синтетических каучуков, моющих средств и т.д. Исходя из цели, в данной работе проведен литературно-патентный анализ по модернизации процесса производства олигомеров, а также: - изучены физико-химические основы процесса получения олигомеров из олефинсодержащих газов; - изучены разработанные и реализованные в промышленном масштабе патенты ряда зарубежных фирм Chevron, Mobil, Shell, Esso, Amoco; - отображены преимущества процесса олигомеризации по сравнению с сернокислотным алкилированием, также позволяющим перерабатывать газы в высокооктановый бензин; - разработана поточная схема комплексной глубокой переработки нефти в соответствии с планом III этапа реконструкции Атырауского НПЗ; - рассчитаны материальные балансы переработки 2 млн.т/год нефтяного сырья АНПЗ в двух направлениях, позволяющие получать 28570 тонн высокооктанового полимербензина и 19400 тонн сырья для производства синтетических масел или производства других продуктов нефтехимии; - определены более оптимальные технологии, способствующие повышению эффективности процесса олигомеризации олефинов. 509 УВЕЛИЧЕНИЕ ОТБОРА КОМПОНЕНТОВ C3-C4 НА ГАЗОФРАКЦИОНИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКЕ ЗАО «РНПК» (INCREASING EXTRACT C3-C4 HYDROCARBONS ON GAS FRACTIONATION PLANT OF JSC “RNPK”) Некипелов А.Н. (научный руководитель - доцент Глазов Г.И., консультант совместитель Генин Г.В., ст. преп. Зуйков А.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Анализ эффективности работы газофракционирующей установки показал, что степень отбора компонентов С3-С4 из потока предельных газов НПЗ не превышает 72% от их содержания, что напрямую снижает экономическую эффективность процесса в целом. Основные причины пониженного отбора ценных компонентов: - недостаточная фракционирующая способность колонны разделения пропан-бутановой фракции и бутан-пентановой фракции (1-К-1); - потери компонентов со сдувками газа из рефлюксных емкостей колонн 1-К-1 и 1-К-2; - отсутствие стабильной работы колонны 1-К-1. Требуемая фракционирующая способность колонны 1-К-1 по разделению компонентов С3 и ΣC4 реализуется за счет обеспечения требуемой кратности орошения, что в свою очередь увеличивает нагрузку на конденсационную систему. Мероприятия по снижению потерь со сдувками газа из рефлюксных емкостей колонн 1-К-1 и 1-К-2 сводятся к обеспечению в системах конденсации паров данных колонн условий для переохлаждения жидкого конденсата углеводородов, что требует дополнительной поверхности переохлаждения. Мероприятия по совершенствованию системы регулирования колонны 1-К-1 представлены в работе дипломника группы ХТ-09-1 Кузнецова А.Е. Задачами исследования являются: 1) Определение фактической возможности существующих систем конденсации колонн 1-К-1 и 1-К-2 и обеспечение минимальной чувствительности этих систем к изменению параметров хладогента, чтобы уменьшить потери С3-С4 со сдувкой газа. 2) Разработка экономически оправданных технических решений по расширению показателей работы установки. Расчеты показали, что степень отбора компонентов С3-С4 возможно увеличить до 94% от их потенциального содержания в сырье, что в свою очередь принесет положительный экономический эффект. 510 ОПТИМИЗАЦИЯ ДОЛИ ВОДЫ В N-МЕТИЛПИРРОЛИДОНЕ НА УСТАНОВКАХ СЕЛЕКТИВНОЙ ОЧИСТКИ (OPTIMIZATION OF WET CONTENT IN N-METHYLPYRROLIDONE ON SOLVENT EXTRATION PLANTS) Нехаев Р.Н. (научные руководители - к.т.н. Глазов Г.И., к.т.н. Дорогочинская В.А.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Явление обводнения N-метилпирролидона (N-МП) наблюдается на установках селективной очистки масел, на которых для отпаривания растворителя используется водяной пар. Литературные данные относительно влияния воды на растворяющую способность и избирательность N-МП, выход и качество целевых продуктов весьма противоречивы. Ряд авторов указывает. что N-МП, соде