PDF - Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г.Октябрьском

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ФИЛИАЛ УГНТУ В Г.ОКТЯБРЬСКОМ
18 апреля-14 мая 2011 г.
Уфа
2011
2
УДК 550.8
ББК 26.3
М 34
Редакционная коллегия:
В.Ш.Мухаметшин (отв. редактор)
Н.Д.Зиннатуллина
М.С.Габдрахимов
Р.Т.Ахметов
И.Г.Арсланов
Ю.А.Гуторов
Э.Г.Классен
Р.И.Сулейманов (отв. секретарь)
О.В.Давыдова (техн. секретарь)
Рецензент
Профессор кафедры нефтегазового оборудования Альметьевского
государственного нефтяного института, доктор технических наук А.С.Галеев
М 34 Материалы 38-й научно-технической конференции молодых учёных,
аспирантов и студентов: в 3 т.-Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. – Т.2. - 279 с.
В сборнике представлены материалы 38-й научно-технической
конференции молодых учёных, аспирантов и студентов филиала ГОУ ВПО
УГНТУ в г.Октябрьском, проведенной с 18 апреля по 14 мая 2011 года, в
которых отражены результаты исследований в области разведки и разработки
нефтяных и газовых месторождений, нефтепромысловых машин и
оборудования, рассмотрены вопросы общеинженерных дисциплин, социальногуманитарных наук и применения информационных технологий.
Сборник предназначен для студентов, аспирантов и преподавателей
технических вузов.
УДК 550.8
ББК 26.3
© Уфимский государственный нефтяной
технический университет, 2011
© Коллектив авторов, 2011
3
СЕКЦИЯ «РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»
УДК 622.276
О НЕКОТОРЫХ АСПЕКТАХ ПРОВОДКИ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
А.Х. Габзалилова (филиал ГОУ УГНТУ, в г.Октябрьском)
При обеспечении с использованием современных средств бурения [1 и
др.]
требуемой
протяженности
горизонтального
интервала
ствола
и
качественного освоения его по всей длине, горизонтальные скважины
максимально
коэффициент
увеличивают
степень
нефтеотдачи
вскрытия
продуктивного
продуктивного
коллектора.
В
пласта
и
известной
промысловой практике, дебиты их могут быть до 5-10 раз больше по сравнению
с наклонными скважинами. К сожалению, на отечественных промыслах чаще
добиваются увеличения дебитов только до 2-2,5 раз. При этом выделяются
следующие проблемы:
- относительно небольшая длина горизонтального интервала ствола, что
приводит к снижению потенциально возможного дебита;
- глубокое загрязнение прискважинной зоны пласта (ПЗП) инфильтратом
промывочной жидкости в процессе бурения (до 3-7 м) и, в кратно большей
мере, при спуско-подъемных операциях (до 20-25 м) [2 и др.];
- повышенная возможность прорыва в горизонтальный ствол скважины
подошвенной воды или газа, усугубляемая анизотропностью пород по
механическим свойствам в направлении плоскости напластования пород и по
нормали к ней;
-
затруднительность
эксплуатационной
обеспечения
колонны
или
качественного
хвостовика,
в
цементирования
результате
продольно-
поперечной деформации труб на середине расстояния между центрирующими
фонарями,
часто
препятствующее
замещению
промывочной
жидкости
4
цементным раствором у нижней стенки горизонтального интервала ствола
скважины;
- анизотропность продуктивного коллектора по проницаемости, требующая
дополнительного локального искривления горизонтального интервала стволы в
вертикальной плоскости или не всегда допустимого по горно-геологическим
условиям залегания создания в этой же плоскости трещин гидроразрыва и др.;
- необходимость в дифференцированных, по длине горизонтального
интервала ствола, режимах освоения и ввода скважины в эксплуатацию, из-за
сильной, многократно различающейся, интенсивности загрязнения ПЗП
инфильтратом промывочной жидкости.
В
процессе
вскрытия
бурением
в
наибольшей
мере
снижение
естественной проницаемости продуктивного коллектора от проникновения
инфильтрата промывочной жидкости наблюдается на начальных участках
горизонтального
интервала
ствола.
Из-за
многократно
меньшей
продолжительности вскрытия бурением наименее загрязненным инфильтратом
оказывается призабойный (конечный) участок продуктивного пласта. И именно
этот
участок
(в
однородных
коллекторах)
отличается
наибольшей
производительностью, т.е. интенсивностью отбора нефти и, соответственно, в
наибольшей
мере
способствует
повышению
нефтеотдачи
пласта.
Неоднородность отбора нефти по длине горизонтального интервала ствола
возрастает при увеличении длины его, из-за гидравлического сопротивления в
стволе скважины, дополнительно влияющего на неравномерность притока
нефти и, соответственно, снижающего величину депрессии на продуктивный
коллектор в зоне, примыкающей к забою скважины. Именно этим и
объясняется
наблюдаемое
на
отечественных
промыслах
снижение
производительности горизонтальных скважин, по сравнению с потенциально
возможной, вплоть до кратной величины. А при наличии газовой шапки или
подошвенной
воды
прорыв
горизонтального участка ствола.
газа
или
воды
наблюдается
в
начале
5
В неоднородных коллекторах место прорыва меняется в зависимости от
проницаемости. С ростом проницаемости относительная скорость течения
пластового флюида возрастает и при наличии газовой шапки или подошвенной
воды ускоряется формирование конусов газа или воды и может возникнуть
прорыв их на раннем этапе эксплуатации скважины (в продуктивных
песчаниках и естественно трещиноватых известняках). В результате возрастает,
например, и обводненность добываемой продукции скважины.
А в
неустойчивых песчаниках необходимо и замедление или предупреждение
выноса песка из продуктивного коллектора.
Таким образом, и в однородных, и в неоднородных коллекторах для
обеспечения
высокой
производительности
горизонтальных
скважин
необходимо управление однородностью притока пластового флюида по длине
горизонтального интервала ствола хотя бы с помощью дифференцированного
позонового
цикла
заканчивания
скважины.
Однородность
притока
обеспечивается дифференцированием (пошаговым) величины депрессии на
пласт по отдельным участкам интервалам ствола и при освоении и при
эксплуатации
скважины.
К
сожалению,
распространенные
на
ряде
отечественных промыслов конструкции хвостовиков обсадных колонн не могут
обеспечить
возможность
создания
дифференцированной
по
длине
горизонтального интервала ствола депрессии на продуктивный коллектор при
освоении и при последующей эксплуатации скважины. То есть уже при
проектировании
исключается
возможность
более
или
менее
полного
восстановления естественной проницаемости продуктивного коллектора на
большей
части
горизонтального
интервала
ствола,
соответственно
и
обеспечения потенциально возможной нефтеотдачи пласта.
В горизонтальных скважинах усиливается и опасность возникновения
различных видов осложнений. В частности, с увеличением глубины и
зенитного угла интенсивность сужения ствола возрастает. Увеличивается
вероятность
обвала
стенок
гидроразрыва пласта [1, 2].
ствола,
уменьшается
градиент
давления
6
Качество
очистки
горизонтального интервала
ствола
зависит
от
структурно-реологических параметров промывочной жидкости и улучшается с
увеличением плотности ее и ростом скорости течения раствора в кольцевом
пространстве. Очевидно, что для снижения степени снижения естественной
проницаемости прискважинной зоны пласта необходимо, по возможности,
обеспечивать максимально возможные пластическую вязкость и динамическое
напряжение сдвига инфильтрата промывочной жидкости. Кстати, именно этим
и объясняется, в частности, эффективность использования в ряде регионов
известково битумных растворов.
Следует также отметить, что скопление шлама на нижнем сегменте
горизонтального
интервала
скважины
обуславливает
и
относительное
увеличение сил сопротивления продольному перемещению колонны и
моментов сопротивления вращению ее. В результате частым осложнением,
близким
к
аварии,
является
подъем
бурильного
инструмента
из
горизонтального ствола с расхаживанием. Обостряется и проблема создания
требуемой осевой нагрузки на долото, что стимулирует на промыслах
использование различных видов гидравлических вибраторов и усилителей
нагрузки на долото.
С ростом напряжения сдвига инфильтрата промывочной жидкости не
только снижается интенсивность загрязнения прискважинной зоны пласта, но и
уменьшается опасность возникновения прихватов бурильной колонны.
Наблюдаемые в промысловой практике осложнения при бурении
горизонтальных
скважин,
как
и
наклонных,
обостряются
в
зонах
заглинизированных песчаников, глинистых пород (особенно при осмотическом
набухании монтмориллонитовых глин), осыпающихся слабосцементированных
аргиллитов, алевролитов при взаимодействии с инфильтратом промывочной
жидкости и в ряде других случаев.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Kolle J., Marvin M/ Hydropulses increase drilling penetration rates // Oil and
Gas Journal/- Week of March 29.- 1999.- P.33-37.
7
2 Янтурин А.Ш., Шутихин В.И., Прокаев А.С., Коньков В.Н. Квази- и
статическая картина загрязнения прискважинной зоны пласта.- Строительство
нефт. и газ. скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ, 1993.- № 9-10.С.16-19.
УДК 622.276
АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МИХАЙЛОВСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО НК «БАШНЕФТЬ»
НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
А.Х. Габзалилова (аспирант),
А.Ю. Гуторов (профессор)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
Михайловское нефтяное месторождение в административном отношении
расположено в Туймазинском и Шаранском районах Республики Башкортостан,
в 25 км к северо-востоку от г. Туймазы.
Территория Михайловского
отношении
расположена
месторождения
на
окраине
в
орографическом
Бугульминско-Белебеевской
возвышенности, в левобережье реки Сюнь, на водораздельном пространстве
рек Усень-Сюнь.
Район месторождения довольно густо заселен. Населенные пункты
располагаются по
берегам
Михайловского месторождения
рек. Вблизи
расположены
объектов
населенные
нефтедобычи
пункты:
села
Наратасты, Базгиево, Юмадыбаш, Чалмалы, Верхний Сардык, Туктагулово.
По
соседству
Ардатовское,
с
Михайловским
КопейсКубовское,
месторождением
Субханкуловское
и
находятся
Туймазинское
месторождения.
Основным полезным ископаемым является нефть. Также имеются
строительные материалы – известняки для строительной извести, пески и
песчано-гравийные смеси, глины кирпичные, камень строительный (на щебень
и др.), известняки, торф.
8
К Михайловскому месторождению в настоящее время относятся залежи
нефти, открытые на Михайловской, Акчарлакской, Тюменякской и СтароАхуновской разведочных площадях.
На территории этих площадей первые геологические исследования,
непосредственно направленные на изучение стратиграфии, тектоники и
выявление благоприятных структур для последующего их ввода в разведку на
нефть, стали проводиться с 1934 г. С этого же времени проводятся
региональные геофизические исследования с целью изучения тектоники по
более древним горизонтам.
В пределах рассматриваемой территории и на соседних площадях
геолого-съемочные работы проводились геологами П.А. Матрошилиным
(1936-1937 г.г.), С.И. Зайцевым (1937 г), А.Г.Лапшиновым (1944 г.).
В результате геолого-съемочных работ П.А.Матрошилиным (1936 г.)
на
территории северной части Туймазинского и южной части Шаранского
районов БАССР были установлены по кровле спериферового подъяруса две
антиклинальные зоны северо-восточного простирания, разделенные между
собой синклинальным прогибом. В пределах сводовой части восточной
приподнятой зоны закартирован ряд отдельных поднятий, южное из которых,
расположенное в районе д. Ново-Михайловка, было названо автором Михайловским.
Михайловское
месторождение
приурочено
к
группе
поднятий,
расположенных в краевой части Татарского свода, вдоль верхнедевонского
борта Актаныш-Чишминской депрессии.
Основные поднятия прослеживаются по всем отложениям, начиная с
нижнепермских. Структурный план по верхнепермским отложениям не
соответствует планам нижележащих горизонтов.
Поднятия, выявленные структурным бурением по нижнепермским
отложениям, послужили основанием для проведения глубокого поискового и
разведочного бурения.
9
На основании изучения структурных планов по различным горизонтам
можно сделать вывод, что основные поднятия Михайловского месторождения
связаны с подвижками кристаллического фундамента, однако степень их
выраженности
обусловлена
в
основном
процессами
рифообразования,
зональным увеличением толщины карбонатных пород франко-фаменского
возраста.
Поверхностных
нефтепроявлений
в
пределах
Михайловского
месторождения не установлено. В процессе бурения скважин нефтеносность
изучалась по керну, шламу, грунтам, промыслово-геофизическим материалам
и результатам опробования. Нефтепроявления
отмечены
во
многих
горизонтах, начиная с каширского и до старооскольского включительно.
По шламу и
керну нефтепроявления
отмечены по
каширскому,
тульскому и муллинскому горизонтам. В верейском горизонте по шламу
наблюдались слабо и неравномерно пропитанные нефтью известняки. В
окском надгоризонте нефтепроявления отмечаются по шламу.
В бобриковском, заволжском, доманиковом, пашийском горизонтах, в
пачках СТкз и СТуп,
в
верхнефаменском
подъярусе
нефтепроявления
отмечались по шламу, грунту, керну и результатам опробования. В кыновском
горизонте нефтепроявления отмечены по грунту и керну. В верхнефранском
подъярусе наблюдалась слабая пропитанность окисленной нефтью.
В нижнефаменском подъярусе нефтепроявления отмечаются в шламе и
грунте, а в саргаевском – в грунте и керне. В старооскольском горизонте
песчаники по шламу слабо пропитаны нефтью.
Промышленно
песчаные
нефтеносны
на
Михайловском
месторождении
пласты: CVI.0 тульского горизонта, CVI.1, CVI.2 бобриковского
горизонта, карбонаты пачки CTкз кизеловского, пачки CTуп упинского, пачки
Dзв1
и
Dзв2
заволжского
горизонтов,
карбонаты
пачки
Dфмс
среднефаменского подъяруса, песчано-алевритовые породы пласта Dкн
кыновского горизонта и DI пашийского горизонта Старо-Ахуновского участка.
10
Разрез ТТНК представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и
аргиллитов, относимых по возрасту к тульскому, бобриковскому и радаевскому
горизонтам, а в нижней части - пачкой аргиллитов, относимых к елховскому
горизонту. Чёткой границы между тульскими, бобриковскими и радаевскими
отложениями нет, поэтому они рассматриваются совместно.
Общая толщина терригенной толщи карбона изменяется от 8 до 23 м,
составляя в среднем 12 м.
Наблюдается
общее
увеличение
толщины
терригенной толщи в северозападном направлении.
Для пластов ТТНК характерна их литологическая изменчивость и
замещение песчаников на небольших расстояниях глинистыми алевролитами.
Залежи нефти в тульско-бобриковском горизонте установлены во всех
выделяемых продуктивных пластах: CVI.0, CVI.1 и CVI.2. В основном все
залежи структурно-литологического типа. Начальное пластовое давление по
залежам тульско-бобриковского горизонта в среднем составляют 12 МПа при
изменении от 11 до 12 МПа.
Коллекторы пласта CVI.0 тульского горизонта развиты слабо и
встречаются в виде небольших линз.
Максимальная толщина нефтенасыщенного коллектора 2,4 м, среднее
значение 1,8 м. Коэффициент песчанистости и расчлененности равны 1.
Основные
фильтрационно-емкостные
характеристики
отложений Михайловской площади приведены в таблицах 1-3.
продуктивных
11
Таблица 1 - Основные ФЕС турнейских отложений
Параметры
Средняя глубина залегания кровли
Объекты разработки
СТкз
СТуп
1266.9 1294.5
Бзв1
1341.3 -
(абсолютная отметка), м
1039.4
-1076.7
1111.7
Тип залежи
Пластовая,
сводовая
Структурнолитологическая
Пластовая,
сводовая
Тип коллектора
Поровый,
кавернозно
-поровый
Поровый
Трещенно,
поровокавернозный
2090
14,2
5,8
3,1
0,11
0,80
0,80
0,80
120,0
0,53
2,19
710
8,6
2,7
3,3
0,06
0,77
0,77
0,77
120,0
0,55
1,67
28580
9,4
3,9
2,2
0,10
0,73
0,73
0,73
106,0
0,44
2,55
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м
Средняя эффективная нефтенасыщенная
Средняя эффективная водонасыщенная
Коэффициент пористости, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ,
Коэффициент нефтенасыщенности ВИЗ,
Коэффициент нефтенасыщенности
Проницаемость, 10"3 мкм2
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Расчлененность
Таблица 2 - Основные ФЕС бобриковских отложений
Параметры
Пласты (пачки )
CVI0
CVI.1
CVI.2
Средняя глубина залегания кровли
1222.9
1233.4
1245.1
(абсолютная отметка), м
(-1013,8)
(-014,4)
(-018,4)
СтруктурноЛитологичес-каяСтруктурноТип залежи
литологическая,
пластовая
Тип коллектора
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м
Средняя эффективная
Средняя эффективная
Коэффициент пористости, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности
Коэффициент нефтенасыщенности
Коэффициент нефтенасыщенности
Проницаемость, 10"3 мкм
Коэффициент песчанистости, доли
Расчлененность
Поровый
2402
1,75
1,8
0,18
0.70
0,70
134,0
1,00
1,00
струк-турнолитологилитоло-гическая ческая
пластовая,
сводовая
Поровый
12133
2,5
2,2
2.8
0,20
0,76
0,75
0,76
808,0
0,93
1,10
Поровый
14710
3,5
3,1
3,3
0,21
0,81
0,79
0,81
451,0
0,91
1,23
12
Таблица 3 - Основные ФЕС фаменских отложений
Параметры
Средняя глубина залегания кровли /
1357.1
Объекты
Бфмс
1387 -
(абсолютная отметка), м
Тип залежи
-1129.7
1158
Структурная
Тип коллектора
DKH
1840.3
DI
1857.4 -
-1567.8
1589.6
Массив- Структур Пластовая,
ная
носводовая
литологическая
Трещенно Трещенно, Поровый
, порово-
Поровый
порово-
каверноз- каверноз-
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м
Средняя эффективная
Средняя эффективная
Коэффициент пористости, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности
Коэффициент нефтенасыщенности
Коэффициент нефтенасыщенности
Проницаемость, 10"3 мкм2
Коэффициент песчанистое™, доли
Расчлененность
ный
ный
28340
18.3
7.7
4.9
0.09
0.76
0.76
0.76
47.0
0.48
3.96
23180
28.9
7.7
11.3
0.03
0.80
0.80
181.0
0.76
2.18
220
2.4
2.4
0.16
0.78
0.76
0.78
241.0
1.00
1.00
883
2.4
1.7
0.20
0.86
0.86
0.86
518.0
0.79
1.00
Из данных, приведенных в таблицах 1-3, следует, что продуктивные
пласты
Михайловского
физическими
свойствами
месторождения
и
существенно
обладают
сложными
различаются
по
геолого-
пористости,
проницаемости, нефтенасыщенности и расчлененности. Продуктивные объекты
заволжского горизонта обладают самой высокой расчлененностью при
относительно
низкой
пористости
и
проницаемости.
Минимальной
расчлененностью обладают продуктивные объекты бобриковского горизонта
при высокой величине пористости и проницаемости. Средними значениями
пористости,
проницаемости
турнейского горизонта.
и
расчлененности
обладают
коллекторы
13
14
15
В таблице 4 приводятся характеристики вытеснения нефти водой для
продуктивных пластов Михайловского месторождения из которой следует, что
наибольшая остаточная нефтенасыщенность характерна для турнейского и
бобриковского горизонтов, а минимальная – для коллекторов турнейского,
заволжского и фаменского ярусов.
Для анализа текущего состояния разработки продуктивных коллекторов
Михайловского месторождения нами были вычислены текущие значения
коэффициента промывки (Кпр), коэффициента извлечения нефти (КИН)
величины водо-нефтяного фактора (ВНФ) и среднемесячного дебита нефти
(qнср) [1]
Все полученные значения этих коэффициентов были сведены в общую
таблицу, а по ним построены соответствующие графики.
Анализ полученных зависимостей показал, что поведение двух групп
графиков существенно отличается от остальных. Это относится в первую
очередь к графику изменения текущего значения ВНФ (рисунок 1) и графику
текущего изменения среднего дебита (рисунок 2). Из рисунка 1 видно, что если
для коллекторов турнейского и фаменского горизонтов ВНФ имеет тенденцию
стабильного роста со временем в диапазоне от 0,1 до 2,0, то для Заволжского и
бобриковского горизонтов ВНФ, достигнув максимального значения, равного
0,45, начал постепенно стабилизироваться на этом уровне.
16
а) для Турейского яруса; б) для Фаменского яруса
Рисунок
1
-
Изменение
текущего
значения
продуктивных отложений Михайловского отложения
ВНФ
для
разных
17
в)
0,6
0,5
ВНФ
0,4
0,3
0,2
0,1
0
1960
1970
1980
1990
2000
2010
t, год
в) для Заволжского надгоризонта; г) для ТТНК
Рисунок 1 – Продолжение - Изменение текущего значения ВНФ для
разных продуктивных отложений Михайловского отложения
18
а) для Турейского яруса; б) для Фаменского яруса
Рисунок 2 - Изменение текущего значения среднего (помесячного) дебита
для разных продуктивных отложений Михайловского отложения
19
в) для Заволжского надгоризонта; г) для ТТНК
Рисунок 2 – Продолжение - Изменение текущего значения среднего
(помесячного)
дебита
Михайловского отложения
для
разных
продуктивных
отложений
20
0,25
Кпром
0,2
0,15
0,1
0,05
0
1960
1970
1980
1990
2000
2010
t, мес
Рисунок 3 - Связь между коэффициентом промывки (Кпр) и временем
спада максимального дебита до момента его стабилизации
Поведение графиков характеризующих зависимость среднемесячного
дебита от времени (рисунок 2) показывает, что при эксплуатации отдельных
продуктивных горизонтов текущее среднее значение дебита кратковременно
достигало пикового значения, а затем быстро начинало уменьшаться до
некоторого минимального значения относительно стабильного во времени. При
этом обращает на себя внимание тот факт, что если для турнейских отложений
спад до выхода на некоторый стабильный уровень длится 5 лет, то для
фаменских отложений он составлял уже 10 лет, для Заволжского горизонта –
14 лет, для бобриковского – уже порядка 35-37 лет.
Если сопоставить эти данные с величиной коэффициента промывки
(Кпром),
то
можно
установить
между
этими
величинами
хорошую
корреляционную связь (см. рисунок 3), из которой следует, что чем больше
коэффициент промывки, тем медленнее снижается величина текущего
средимесячного дебита в течение всего времени эксплуатации данных
продуктивных отложений.
21
При этом явной связи этого параметра с величиной водо-нефтяного
фактора не наблюдается, что позволяет сделать вывод о невысокой
информативности этого параметра, хотя в промысловой практике ему уделяют
неоправданно большое внимание.
Результаты обработки графиков вышеназванных зависимостей можно
свести в единую таблицу 5, которая позволяет выявить закономерности влияниz
таких параметров как коэффициент промывки (Кпр) на величину коэффициента
извлечения нефти (КИН).
Таблица
5
-
Основные
показатели
разработки
Михайловского
месторождения
№
п.п.
Промысловый
параметр
разработки
ВНФ
КИН (t)
Кпром
КИН (Кпр)
qнср
Тип отложений
Турнейский Фаменский Заволжский
max – 1,5
min- 0,1
max – 0,65
min- 0,05
max – 0,027
min- 0,001
max – 0,04
min- 0,001
max – 0,027
min- 0,001
max – 0,3
min- 0,01
max – 0,35
min- 0,01
max – 0,3
min- 0,0,01
max
7,5→1,5
min- 0,25
– max
20→1,0
min- 0
max
ТТНК
– max – 1,6
min- 0,1
20→1,0
min- 0.2
max – 0,089
min- 0,005
max – 0,45
min- 0,005
max – 0,089
min- 0,005
– max
14→1,2
min- 5,5
max – 0,45
min- 0,005
max – 0,9
min- 0,001
max
–
0,45(0,9)
min- 0,025
– max
–
24→2,0
min- 9,0
СПИСОК ЛИТЕРТУРЫ
1 Ю.А.Гуторов,
А.Ю.Гуторов
Информационный
контроль
и
сопровождение капитального ремонта нефтегазовых скважин. Октябрьский: УГНТУ, 2008. - 200 с.
22
УДК 622.24
О НЕКОТОРЫХ ОШИБКАХ ПРИ РАСЧЕТАХ БУРИЛЬНЫХ
И НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ КОЛОНН ДЛЯ НАКЛОННЫХ
И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
А.Х. Габзалилова
(Филиал ГОУ УГНТУ, в г.Октябрьском),
А.Ф. Зайнуллин
(БашНИПИнефть)
В
последние
десятилетия
нефтепромысловой практике
в
отечественной
и
зарубежной
для всех типов колонн бурильных, обсадных,
насосно-компрессорных труб и штанговых получили распространение методы
расчета потерь осевой нагрузки, основанные на решении задач продольнопоперечной деформации их с помощью дифференциальных уравнений второго
порядка [1, С.56 (обозначения изменены) и др.] типа:
EI (d2 v / d x2) = ± P v – 0,5 Q x + EI / ρ,
(1)
где Р - растягивающая осевая нагрузка; EI - жесткость колонны на изгиб; Q реакция ограничивающей прогиб цилиндрической поверхности; v - прогиб; ρ
- радиус кривизны оси колонны.
Уравнение
(1)
соответствует
продольно-поперечной
деформации
статически неопределимых стержней, т.е. реальным условиям деформации
колонны до какой-то критической величины, после достижения которой
последующее приращение деформации, уже в закритической области, будет
частично компенсироваться дополнительным приращением сил прижатия
колонны к стенкам ствола скважины или промежуточной колонны труб, т.е.
дополнительно компенсироваться ростом энергии, поглощаемой силами трения
колонны о стенки ограничивающей прогиб поверхности. Указанное явление
возникает при спиральной деформации колонны круглых труб или штанг (под
воздействием осевых сжимающих нагрузок) после потери продольной
устойчивости 1-го рода по Эйлеру, а также на интервалах набора и спада
зенитного угла скважины. Рассмотрим последний случай более подробно.
23
Для растянутой части колонны, согласно основам кинетостатики гибких
упругих стержней (Е.П. Попов, В.А. Светлицкий и др.), уравнение движения на
элементарном участке с длиной дуги
и радиусом кривизны
ds
находящемся в равновесии под действием растягивающих нагрузок
ρ ,
Р
,
перерезывающих сил
Q = dM / ds = E I (d3ρ / ds3) ,
(2)
d Q / d s = (P / ρ) – (d4ρ / d s4) ,
(2’)
приращений
изгибающих моментов
Mu = - E I / ρ = E I (d2ρ / d s2)
и распределенных внешних сил трения
fτ
и прижатия
(3)
fn , характеризуется
очевидными условиями:
(dP / ds) – (Q / ρ) ± fτ + q / g ρ) Vn2+ (q / g) W = 0 ,
(4)
(dQ / ds) + (P / ρ) + fn – (q / g ρ) V2 – (q / g) Wn = 0 .
(5)
Здесь верхние знаки перед W и f относятся к случаю подъема колонны из
скважины, нижние – спуска. В системе уравнений (4) и (5) : V
и
Vn -
соответственно, продольная и поперечная скорости движения колонны; W и
Wn - продольное и поперечное ускорения (при спуско-подъемных операциях
или при перемещении колонны штанг «вверх - вниз»);
ρ - радиус кривизны
ствола скважины; q - вес единицы длины колонны в скважине.
Из сопоставления формул (2)…(5), с ранее приведенным линейным
дифференциальным уравнением второго порядка (1), следует, что формула (1)
не учитывает дополнительную реакцию стенки скважины, вызываемую
интенсивностью искривления ствола и влиянием, друг на друга изгибающих
моментов на соседних элементарных участках длиной dsi (отсутствует только
величина m ; для интервалов набора и спада зенитного угла mρ = const = 0 ).
Примечание - Интересно отметить, что использование подобного
уравнению (1) решения не соответствует, например, удержанию на течении
одним человеком баржи или парохода с помощью каната, намотанного на
24
кнехт, жестко закрепленный на причале пристани (что мы наблюдаем
визуально).
Полностью аналогичная картина искажения конечных результатов
расчета наблюдается и при анализе пространственной продольно-поперечной
деформации низа колонны труб или штанг в виде винтовой спирали [2]. При
этом получаемое при расчетах занижение (например, по сравнению с работами
[3, 4]) только определяемых сил прижатия
η
колонны к ограничивающей
прогиб цилиндрической поверхности равно - 1,8 раза [2].
Следовательно,
методы
расчета,
основанные
на
линейных
дифференциальных уравнениях второго порядка (типа (1) и идентичных ей по
структуре) дают заниженные результаты потерь осевой нагрузки на трение на
интервалах набора и спада зенитного угла скважины, а также спирально
деформированном участке низа колонны (для штанг – при «ходе вниз»).
Но основанные на них методы расчета, к сожалению, получили
распространение в отечественной и зарубежной промысловой практике.
Видимо, из-за удобства расчетов по ним, с использованием данных кривизны
ствола, по результатам инклинометрических замеров в реальных скважинах. И
действительно,
для
вертикальных
скважин
такие
расчеты
вполне
удовлетворительны. Но в наклонных и горизонтальных, как подтвердил
проведенный анализ (из-за громоздкости не рассматривается), они приводят
для интервалов набора и спада зенитного угла к погрешностям расчетов в
десятки процентов. Причем погрешность эта возрастает с уменьшением
радиуса кривизны ствола скважины и ростом разницы начальных и конечных
зенитных углов (при изменении и по азимуту – с учетом суммарного угла
охвата).
Нерациональность
подобных
методов
расчета
для
наклонных
и
горизонтальных скважин наглядно подтверждается использованием в них
коэффициентов трения значительно превышающих (в целом по длине колонны)
величины
µ = 0,12…0,25 – в открытом стволе скважины и
µ = 0,10…0,12 -
при трении «сталь – по стали» (штанг о НКТ, бурильные трубы о
25
промежуточные обсадные колонны). В обоих случаях, при наличии жидкости в
скважине, обеспечивающей какую-то дополнительную смазку контактирующих
поверхностей, а также наличия, в той или иной мере,
притертости этих
поверхностей (от продольных или крутильных колебаний колонны труб,
периодического перемещения штанговых колонн «вверх - вниз» и др.).
Последствия нерациональности таких методов могут привести:
- к неудачному выбору конструкций колонн, состоящих из стальных и
легкосплавных бурильных труб (соответственно к снижению скоростей
бурения скважин, повышению аварийности, перерасходу труб и к ряду других
осложнений;
- выбору не- или малорациональных конструкций многоступенчатых колонн
штанг (в глубоких скважинах: снижение эксплуатационного ресурса штанг;
повышение аварийности со штангами: ограничение допустимых условий их
эксплуатации с сопутствующим вынужденным ограничением дебитов скважин
и, соответственно, нефтеотдачи пластов и т.д.).
Список литературы
1 Александров М.М., Силы сопротивления при движении труб в
скважине.- М.- Недра, 1978.- 209 с.
2 Янтурин А.Ш., Султанов Б.З. Спиральная деформация колонны труб в
наклонной скважине // Нефть и газ.- 1977.- № 5.- С.15-20.
3 Майоров И.К. Спиральный продольный изгиб колонны труб в скважине
// Нефтяное хозяйство.- 1966.- № 4.- С. 28-32.
4 Lubinski A., Althouse W.S., Logan G.L.Helical Buckling of Tubing Sealed
in Packers // Journal of Petroleum Technology.- 1962.- June.- P.655-670.
26
УДК 622.276.56
СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ ОСНАЩЕНИЯ
НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ОРЭ И ОРЗ
Л.М. Гафиятуллина, Н.М. Навалихина
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
Многие газовые и газоконденсатные месторождения многопластовые.
Разработка и эксплуатация таких месторождений возможна двумя методами.
При первом методе каждый газовый пласт эксплуатируется самостоятельными
сетками скважин, при втором - одновременно, но раздельно, два или три пласта
в одной скважине. Метод одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух
и более пластов одной скважиной имеет следующие технико-экокомические
преимущества: уменьшается общее число добывающих скважин для разработки
двух пластов; сокращается общая протяженность промысловых газосборных
трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсатных
залежей; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и
поверхностное оборудование, сокращается численность обслуживающего
персонала.
Выбор объектов для одновременно-раздельной эксплуатации двух
пластов одной скважиной зависит от состава пластовых газов, разности
давлений и температур в продуктивных пластах, расстояния по вертикали
между пластами, режима эксплуатации.
Объединение пластов в один объект возможно, если составы пластовых
нефтей и газов однотипны, разность давлений и температур невелика,
расстояние между пластами не меньше 10 м и одинаковы режимы эксплуатации
залежей.
Метод одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной
скважиной затрудняет исследование пластов в этих скважинах, воздействие на
призабойную зону с целью увеличения дебитов пластов, ремонтные работы в
27
скважине, требует увеличения числа наблюдательных скважин и скважин для
регулирования систем разработки пластов.
Для разобщения пластов в скважине при их одновременно-раздельной
эксплуатации применяют пакеры, разобщающие межтрубное кольцевое
пространство
между
обсадной
колонной
и
колонной
НКТ.
Пакер
устанавливают ниже верхнего нефтеносного или газоносного пласта и
закрепляют внизу колонны НКТ. Газ или нефть из верхнего пласта отбирают
по межтрубному пространству, из нижнего - по колонне НКТ.
Имеется
устройство
оборудования
скважин
при
одновременно-
раздельной эксплуатации двух пластов [1].
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может
быть
использовано
при
эксплуатации
скважины,
оборудованной
для
одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. Оно обеспечивает
повышение достоверности и оперативности определения показателей нижнего
пласта при одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине.
Сущность изобретения заключается в том, что устройство включает колонну
труб, насос, пакер и глубинный прибор. Согласно изобретению, устройство
дополнительно содержит патрубок, сообщенный с колонной труб, который
выполнен с боковым отверстием, расположенным над пакером и под насосом.
В боковом отверстии патрубка герметично размещена трубка с одним концом
внутри патрубка и с другим концом - снаружи патрубка. Концы трубки
выполнены с резьбой под кабельные наконечники. На концы трубки навернуты
кабельные наконечники НК-28. Геофизический кабель закреплен на внешней
поверхности колонны труб. Сверху геофизический кабель соединен со
вторичным прибором, снизу - с кабельным наконечником НК-28 на трубке
снаружи патрубка. Герметичные кабельные наконечники НК-28 внутри трубки
соединены отрезком геофизического кабеля. Кабельный наконечник НК-28 на
трубке внутри патрубка соединен с отрезком геофизического кабеля, который
снизу соединен с глубинным прибором, расположенным в потоке жидкости из
нижнего пласта (рисунок 1).
28
Данное устройство предназначено только для выполнения контрольноизмерительных операций при ОРЭ или ОРЗ.
Имеется устройство и оборудование для одновременно-раздельной
эксплуатации многопластовых скважин, содержащее управляемые узлы,
обеспечивающие изменение режима ОРЭ и ОРЗ [2].
Устройство относится к нефтегазодобывающей промышленности и может
быть использовано при эксплуатации многопластовых скважин как для
раздельной выработки пластов, так и для одновременной. Обеспечивает
возможность избирательного перемещения клапанных втулок за один спуск
механизма управления в скважину, а также исключение обратного поступления
скважинной жидкости в пласт в период остановки скважины и регулируемый
отбор скважинной жидкости по продуктивным пластам в зависимости от
давления в них. Сущность изобретения заключается в том, что устройство
содержит корпус с отверстиями, выполненными напротив каждого из
продуктивных пластов, герметично разделенных между собой пакерами.
Снаружи в патрубке напротив каждого из его отверстий установлены
регулируемые клапаны, позволяющие эксплуатировать соответствующие им
продуктивные пласты при определенных значениях давления в них. Каждый
регулируемый клапан состоит из полого стакана, внутри которого размещена
втулка с седлом, и подпружиненного сверху вниз шарика, размещенного на
седле втулки, имеющей возможность регулировки усилия сжатия пружины
шарика. Внутри патрубка размещен заглушенный снизу ниппель, оснащенный
боковыми отверстиями и шиберами. При этом боковые отверстия ниппеля
размещены напротив отверстий патрубка, которые необходимо установить в
положение «открыто». Шиберы герметично установлены напротив отверстий
патрубка, которые необходимо установить в положение «закрыто» (рисунок 2).
29
1 – колонна труб, 2 – насос, 3 – пакер, 4 – глубинный прибор, 5 –
патрубок, 6 –отверстие, 7 – трубка, 8, 9 – кабельные наконечники, 10, 12, 13 –
кабель, 11 – вторичный прибор, 14 – скважина, 15, 16 – верхний и нижний
пласт
Рисунок 1 - Оснащение скважинного оборудования контрольноизмерительным зондом
30
7
8
1 – патрубок, 2,2’,2’’ – отверстия, 3,3’,3’’ –продуктивные пласты, 4 –
скважина, 5,5’,5’’ – пакер, 6,6’,6’’ –регулируемые клапаны, 7 – колонна труб, 8
– насос
Рисунок 2 - Устройство для ОРЭ и ОРЗ многопластовых скважин,
выключающих регулируемые клапаны
.
31
Недостатком
данного
устройства
является
невозможность
дистанционного управления регулируемыми клапанами, что ограничивает
область его применения.
Устройством
лишенным
недостатков
как
первого
оборудования
(рисунок 1), так и второго (рисунок 2) является устройство, описанное в [3].
Предлагается
способ
одновременно-раздельной
эксплуатации
многопластовых скважин, включающий спуск в скважину, по крайней мере,
одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром и открытым
или заглушенным нижним концом, оснащенный между пластами или выше и
между пластами одним или несколькими пакерами для разобщения пластов и
регулирующим устройством для управления расходом рабочего агента при
закачке или дебитом флюида при добыче, при этом в нагнетательной, или
фонтанной, или газлифтной, или насосной скважинах на уровне ее пласта
оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным
преобразователем для определения технологических параметров рабочего
агента при закачке или флюида при добыче, закачивают рабочий агент или
добывают
флюид,
направляя
его
через
регулирующее
устройство
и
измерительный преобразователь, получают информацию по замеру от
измерительного преобразователя и определяют технологические параметры
рабочего агента или флюида для пластов, а при их отличии от проектного
значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до
достижения проектного значения технологических параметров для каждого из
пластов, отличающийся тем, что скважину оснащают интеллектуальной
системой
управления
(ИСУ)
добычи
углеводородов
(нефти,
газа,
газоконденсата и пр.), поддержания пластового давления на многопластовых
месторождениях, которую располагают на уровне верхнего или любого другого
пласта непосредственно у измерительного преобразователя или регулирующего
устройства,
связывают
измерительным(ыми)
устройством(ами),
электрически
или
преобразователем(ями)
программируют
ИСУ
на
иным
и
способом
ИСУ
с
регулирующим(ими)
поддержание
оптимальных
32
параметров работы каждого пласта (объекта) в системе одновременнораздельной эксплуатации.
Описанный способ отличается тем, что ИСУ и/или измерительный(е)
преобразователь(и)
и/или
регулирующее(ие)
устройство(а)
оснащают
автономным источником энергоснабжения или подают электропитание по
кабелю с устья скважины, а также оснащают его запоминающим устройством
для хранения результатов замеров и/или воздействий на регулирующее(ие)
устройство(а).
Устройство для реализации описываемого способа одновременно-раздельной
эксплуатации многопластовых скважин, состоящее из насосной скважины,
колонны труб, трубы с заглушенным нижним концом, пакера, измерительных
преобразователей, регулирующего устройства, кабеля, отличается тем, что оно
дополнительно оснащено интеллектуальной системой управления, добычи
углеводородов (нефти, газа, газоконденсата и пр.), поддержания пластового
давления
на
многопластовых
месторождениях,
представляющей
собой
интерфейс связи с измерительным устройством, блок анализа и логики,
запоминающее(ие)
устройство(а),
интерфейса
связи
с
регулирующим
устройством, автономного источника энергоснабжения, интерфейса связи со
считывающим устройством, интерфейса связи с подзаряжающим устройством,
при этом ИСУ установлена на уровне верхнего или любого другого пласта
непосредственно у измерительного преобразователя или регулирующего
устройства, и связана электрическим или иным способом с измерительным(и)
преобразователем(и) и регулирующим(ми) устройством(ми) с обеспечением
возможности работы в автономном режиме.
Общий вид предлагаемого устройства ИСУ представлен на рисунке 3.
Последнее из описываемых устройств имеет существенные преимущества
перед двумя предыдущими, т.к. может работать в автономном режиме,
выполняя технологию ОРЭ или ОРЗ по заранее заданной программе.
33
1 – регистрирующее и обрабатывающее устройство; 2 – антенна; 3 –
обсадная колонна; 4 – ЭЦН – 3, ШГН – 3; 5 - ЭЦН – 2, ШГН – 2; 6 - ЭЦН – 1,
ШГН – 1; 7 – пакер; 8 – АСИМ – М; 9 – АСИМ – Д3; 10 – АСИМ – Д2; 11 –
АСИМ – Д1; 12 – гидромеханический модуль – штуцер (ГМШ)
Рисунок
3
-
Компоновка
оборудования
измерительно-регулирующей оснасткой типа ИСУ
скважины
контрольно-
34
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Пат. № 2335626, МПК E21B43/14, Россия. Устройство скважины для
одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов / Ибрагимов Н.Г.,
Халимов Р.Х., Кормишин Е.Г. и др. - 19.10.2007.
2 Пат. № 2339797, МПК E21B43/14, Россия. Устройство для
одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины /
Ибрагимов Н.Г., Ибатуллин Р.В., Кунеевский В.В. и др. - 22.03.2007.
3 Пат. № 2009131986, МПК E21B43/14, Россия. Способ одновременнораздельной эксплуатации многопластовых скважин и устройство для его
реализации / Николаев О.С., Гиздатуллин И.В. - 24.08.2009.
УДК 622.276
УСТРОЙСТВО ДЛЯ СЕЛЕКТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ
ДОБЫЧЕЙ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ
Л.М. Гафиятуллина, К.Т. Тынчеров
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском),
А.А. Шакиров («Геоинформтехнология»)
В процессе эксплуатации многопластовых объектов в нефтяных
скважинах
общим
забоем
часто
возникает
необходимость
временной
приостановки добычи из одного продуктивного интервала (пласта) в связи с
резкой обводненностью добываемой из него продукции (нефти или газа).
В общепринятой практике эксплуатации многопластовых объектов
подобная ситуация расценивается как аварийная и для ее ликвидации
(устранения) требуются полное прекращение добычи, подъема добываемого
оборудования, глушение всех продуктивных интервалов и последующее
проведение водоизоляционных работ (ВИР) в обводнившемся пласте.
Из
опыта
эксплуатации
многопластовых
объектов
накопленного
нефтедобытчиками известно, что часто причиной обводнения является
неконтролируемый прорыв воды к забою скважины по одному из пропластков
продуктивного пласта вследствие анизотропии их проницаемости, вызванный
излишне
высокой
приложенной
к
нему
депрессией,
что
вызвало
неконтролируемое образование конуса обводнения.
Для того чтобы блокировать дальнейшее развитие процесса обводнения,
достаточно только остановить добычу из обводнившегося пласта, сняв с него
35
приложенную к нему депрессию. Однако в условиях реальной технологии
эксплуатации многопластовой залежи общим забоем сделать это практически
невозможно и потребуется проведение ВИР по вышеописанной технологии со
всеми вытекающими из этого последствиями: длительная остановка добычи,
больше затрат на ВИР без гарантии из успешного результата не только по
изоляции
водопритока,
но
также
и
по
гарантированному
выводу
ремонтируемого объекта (отдельного пласта) и всей скважины в целом
(несколько пластов) на начальный (до ремонта) режим добычи.
Причиной такого результата является, с одной стороны,
управления
технологией
водоизоляционных
работ,
а
невозможность
с
другой
–
неконтролируемая кольмотация ПЗП всех продуктивных пластов в процессе их
глушения.
Одним из реальных способов предотвращения возникновения подобной
ситуации является отключение обводнившегося пласта от приложенной к нему
депрессии, создаваемой добывным оборудованием без его остановки. Сделать
это можно путем селективного перекрытия перфорационных отверстий с
помощью какого-либо специального, предназначенного для этого устройства.
В качестве такого устройства предлагается использовать специальную
цилиндрическую шиберную заслонку, которая может перемещаться по
вертикали вдоль фильтра обсадной колонны, занимая при этом две крайние
позиции: в верхней позиции заслонка находится над фильтром (при этом
отверстия открыты) и в нижней позиции, когда она перекрывает отверстия
фильтра.
Конструктивно
устройство,
с
помощью
которого
осуществляется
предлагаемый способ отсечения пласта от добычи (или закачки), имеет
следующий вид (рисунок 1).
Оно представляет собой функциональный модуль, который состоит из
двух концентрически закрепленных друг с другом обсадных труб 1 и 2.
отверстия фильтра 3а на внутренней трубе 1 сообщаются с межтрубной
полостью и отверстиями фильтра на внешней трубе 2. Внутренняя межтрубная
36
полость разделена на два симметричных сегмента с помощью байпасного
прохода 9, предназначенного для прохода тампонажной смеси по межтрубному
пространству без ее контакта с горной породой и фильтровыми отверстиями 3б
на внешней трубе 2. Внутри трубы 1 находится цилиндрическая шиберная
заслонка 4, которая снабжена кольцевым буртом 5 и поджата с помощью
пружины 6 к выдвижному стержню 7 арретирующего механизма 6, благодаря
чему она удерживается в фиксированном положении выше отверстий 3а
внутреннего
фильтра.
электромагнитную
Арретирующий
катушку,
механизм
функциональную
6
содержит
электронную
внутри
схему
и
автономный источник питания.
Работает
устройство
селективного
перекрытия
фильтра
(УСПФ)
следующим образом.
В процессе крепления ствола скважины, пересекающего несколько
продуктивных объектов, модуль УСПФ устанавливается в компоновке
обсадной колонны с таким расчетом, чтобы каждый модуль устройства
оказался против определенного продуктивного пласта.
Затем производятся тампонажные работы, при которых тампонажная
смесь прокачивается по затрубному пространству, минуя продуктивные пласты
по байпасному каналу 9, встроенному в корпус каждого модуля – отсекателя 1.
В
процессе
эксплуатации
скважины
контролируется
уровень
обводненности продукции, добываемой из каждого пласта с помощью
геофизического зонда, спускаемого на кабеле.
В случае, когда уровень обводненности превысит заранее заданное
значение с поверхности, по обсадной колонне с помощью специального
источника генерируется акустический сигнал определенной частоты и
амплитуды, на который срабатывает настроенное на него арретирующее
устройство 7, расположенное в интервале повышенной обводненности
продукции и освобождает соответствующую шиберную заслонку 4, которая
под действием пружины 5 опускается и перекрывает отверстия внутреннего
37
фильтра, прекращая тем самым поступление обводненной продукции в ствол
скважины.
Рисунок 1 - Устройство для селективного управления добычей в
нефтяных скважинах
По истечении некоторого времени выдержки, которое обеспечивает
восстановление в перекрытом пласте уровня ВНК, шиберная заслонка 4 с
38
помощью специального спускаемого внутрь трубы 1 «заслона», который
захватывает заслонку 4 за бурт 5, поднимается в исходное положение, где
удерживается с помощью фиксирующего стержня 7 в исходном положении.
УДК 543.31+543.321
ОЦЕНКА КАЧЕСТВА МОСКОВСКОЙ РОДНИКОЙ ВОДЫ
А.А. Гуторов (гр. 106, МГУ им. Ломоносова),
Г.Р. Тимербаева (доцент)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
На территории Москвы и Московской области осталось очень мало
пригодных для питьевых или лечебных целей природных вод, и эта проблема
усугубляется в связи с прогрессирующим накоплением вредных веществ в
окружающей среде, в том числе в подземных водах, тысячами официальных
свалок и несанкционированных захоронений опасных отходов, остаточным
загрязнением поверхностных и подземных вод минеральными удобрениями и
ядохимикатами, сбросом промышленных и хозбытовых сточных вод в водные
объекты.
Родники, как выходы грунтовых и подземных вод на поверхность,
являются уникальными естественными водоёмами. Они имеют большое
значение в питании и других поверхностных водоёмов, поддержании водного
баланса и сохранении стабильности окружающих их биоценозов.
Кроме того, основной проблемой родников, находящихся на территории
Москвы
и
Московской
области,
является
расположение
питательных
глубинных слоев подземных вод на незначительной глубине. Небольшая
глубина способствует быстрому прониканию вредных веществ в слои
подземных
вод
и,
как
следствие,
загрязнению
родниковой
воды
соответствующего источника.
Многое зависит и от месторасположения самого родника. Трудно
представить чистый родник в центре города, с плохой экологией и высокой
загазованностью. Общая санитарно-гигиеническая характеристика родникового
39
стока на городских территориях непригодна для питья. Поэтому качественная
родниковая вода может быть только в роднике, находящемся в лесопарковой,
лесной
местности,
где
нет
промышленных
объектов,
не
ведутся
сельскохозяйственные работы, вдали от автомагистралей и крупных поселений.
Только такая родниковая вода пригодна для питья и полезна для здоровья.
Исследуемый родник расположен на территории района ХорошевоМневники на левом берегу р. Москвы. Он находится в 400 м на юго-восток от
храма Святой Троицы, на второй надпойменной террасе в 50 м от уреза реки на
абсолютной отметке 132 м.
На территории современного района Хорошево-Мневники расположено
более 30 крупных промышленных предприятий города. Среди них ведущие
автотранспортные предприятия – Первый автокомбинат и 5-й автобусный парк;
предприятия связи – Московская радиовещательная станция, Центральное
розничное
печатное
агентство
предприятия
«Роспечать»;
строительной
индустрии – ОАО «Спецстройбетон», Комбинат строительных материалов №
24; теплопроизводящее предприятие – ТЭЦ-16; одно из крупнейших в Европе
современное предприятие пищевой индустрии – булочно-кондитерский
комбинат «Серебряный бор».
В
наше
время
невозможно
гарантировать
неизменное
качество
родниковой воды, так как оно зависит не только от сезонных обстоятельств
(ливни, паводки, грунтовые воды), но и от выбросов близлежащих
промышленных предприятий.
В осенне-зимний период был проведен химический анализ состава
грунтовых вод исследуемого родника. Полученные данные представлены в
таблице 1.
Анализ таблицы показал, что вода в исследуемом роднике удовлетворяет
требованиям СанПиН, поскольку
уровень
химических показателей не
превышает предельнодопустимых концентраций. Однако следует обратить
внимание, что анализ качества воды был проведен лишь по нескольким
критериям,
по
которым
полностью
нельзя
судить
о
химической
и
40
биологической чистоте источника. Существует целый перечень неорганических
компонентов, органических токсикантов, вредных бактерий, которые могут
содержаться в питьевой воде и отрицательно воздействовать на организм
человека,
вызывая
дополнительное
и
при
этом
более
разного
полное
рода
заболевания.
микробиологическое
Необходимо
химическое
и
органолептическое изучение источника родниковой воды, чему и будет
посвящена дальнейшая работа.
Таблица 1 - Химический состав грунтовых вод
Проба:
Дата пробы:
Температура воды:
Температура среды:
Дебит источника:
Водородный показатель. pH
Общая жесткость
Минерализация:
HCO3–
SO42–
Cl–
Ca2+
Mg2+
Na+. K+
Fe3+
Fe2+
NH4+
NO2–
NO3–
№№
дд/м/г
°С
°С
л/с
ед.
мг-экв/л
г/л
мг/л
мг/л
мг/л
мг/л
мг/л
мг/л
мг/л
мг/л
мг/л
мг/л
мг/л
1
23.11.2010
0.90
–1
0.0263
6.00
7.24
0.46
126.88
43.68
151.2
131.6
7.92
3.10
0.30
0
1.20
0.10
0.30
2
15.01.2011
0.50
–6
0.0238
6.00
7.61
0.83
168.36
144.96
180.72
180.72
13.92
197.78
0.30
0
0.20
0.40
0.48
К сожалению, вода давно уже не является просто водой. Подчас в ней
растворены чуть ли не все элементы периодической таблицы Д.И. Менделеева.
Разумеется,
употребление
такой
воды
влечет
за
собой
множество
разнообразных проблем, связанных со здоровьем человека. Здоровье – это
капитал, данный нам не только природой от рождения, но и теми условиями, в
которых мы живём.
41
УДК 550.8
К ВОПРОСУ О ПРИРОДЕ ЗОН ТРЕЩИННОВАТОСТИ
В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА
В ПРЕДЕЛАХ ОРЕНБУРЖЬЯ
Е.А.Данилова (НПФ “Оренбурггазгеофизика” ООО “Георесурс”),
Ю.А.Гуторов (филиала ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
На территории Оренбургской области, в том числе и в Предуральском
краевом прогибе (ПКП), поиски месторождений УВ на протяжении многих лет
ведутся исходя из антиклинальной концепции. Главная цель геологоразведочных работ — крупные резервуары и высокопористые коллекторы.
Западная часть области на сегодняшний день довольно хорошо изучена, и,
видимо, антиклинали с большой площадью и амплитудой здесь найти будет уже
практически невозможно. В прогибе эта задача еще более усложняется
наличием очень сложной блоковой и солянокупольной тектоники. В разные
годы в пределах ПКП было открыто около десятка месторождений, большая
часть из которых характеризуется сравнительно небольшими размерами и
сложным блоковым строением. Несмотря на то, что существование в них
трещинных коллекторов доказано исследованиями керна, в подсчете запасов
резервуары подобных месторождений пластов рассматриваются как чисто
поровые.
Согласно исследованиям Аплонова С. В., проведенным в 2006 году,
Предуральский и Предаппалачинский (Северная Америка) прогибы сходны по
строению и происхождению. Их сходство предложено применять при прогнозе
месторождений УВ в ПКП. По данным исследователя, на сегодняшний день
Предуральский прогиб имеет такую же степень разведанности, какую имел
Предаппалачинский
еще
в
1920
году.
В
Северной
Америке
сейчас
разведываются такие объекты, как кремнистые резервуары в силуре и нижнем
девоне,
трещиноватые
глинистые
коллекторы
и
другие
ресурсы
нетрадиционных резервуаров, тогда как в Оренбургском Приуралье, имеющем
площадь около 4 тыс. км2 и одну из самых высоких в Предуральском прогибе
42
плотность ресурсов (44 тыс. т/км2), промышленнорентабельных месторождений
до сих пор не выявлено.
Необходимо пересмотреть методику поисков месторождений УВ в ПКП.
Пришло время заниматься изучением так называемых нетрадиционных
резервуаров,
главной
особенностью
которых
является
наличие
зон
трещиноватости [1]. Для этого в первую очередь необходимо проводить
геодинамический
анализ,
изучать
историю
развития
нефтегазоносного
бассейна.
На территории
субширотного
оренбургского
простирания
фрагмента ПКП
разделяют
древние разломы
кристаллический
фундамент
и
отложения осадочного чехла на крупные ступени (блоки), по которым
наблюдается региональное погружение ПКП с севера на юг. Молодые разломы
герцинской складчатости образовались в платформенный этап развития и
характеризуются в основном субмеридиональными простираниями. С ними
связано формирование Предуральского краевого прогиба. Действие соляной
тектоники многими исследователями (Волжанин В. Г., 2007) связывается с
ранним триасом. Каменная соль в этот период заполняет ослабленные зоны,
обусловленные наличием разрывных нарушений, формируя протяженные
соляные валы. Если протрассировать основные направления расположения
соляных гряд и перемычек между ними по последним структурным
построениям (Беляева С. В., 2004, Эпов К. А., 2009, Кондрашова Н. В., 2010), в
первом приближении можно получить схематическую сеть ослабленных зон
(далее — схематическая сеть разломов), судя по которой, фундамент ПКП
состоит из отдельных протяженных субмеридиональных пластин, смещенных
друг относительно друга (рисунок 1).
Генезис этих дислокаций вполне объясним подвижками со стороны
Уральского
орогена,
тектоническая
активность
которого
неоднократно
возобновлялась после формирования краевого прогиба. Тангенциальные
движения со стороны орогена, встретив противодействие жесткой платформы,
разрывают и смещают субмеридиональные структурные элементы по наиболее
43
ослабленным тектоническим зонам. В зонах пересечения субмеридиональных и
субширотных разломов наблюдается интенсивное дробление тектонических
блоков с изменением направлений сдвигов внутри одних зон по часовой
стрелке, внутри других — против (рисунок 1).
Тектонические сдвиги, как известно, сопровождаются развитием зон
трещиноватости, в пределах которых формируются трещинные коллекторы. В
том случае, если коллекторы имеют мощную соляную покрышку, они могут
являться перспективными в плане нефтегазоносности.
Если на схему разломов нанести контуры всех структур, выделенных
сейсморазведкой, и месторождений в пределах ПКП, то окажется, что большая
их часть расположится вдоль субмеридиональных разломов, осложненных
субгоризонтальными сдвигами (рисунок 1).
Можно
предположить,
что
большинство
структур
является
приразломными складками, образование которых объяснимо с помощью
кинематической “модели цветка” Силвестра [2]: в зонах пересечений
субмеридиональных и субширотных разломов в результате сдвиговых
деформаций происходило частичное “выдавливание” пород или “взброс”, в
результате чего образовывались валы, оси которых совпадают по ориентации с
осями максимального растяжения.
Существование сдвигов в оренбургской части ПКП подтверждается
геофизическими методами. Например, согласно сводной структурной карте по
отражающему горизонту Б, построенной в 2004 году Беляевой С. В., в пределах
ПКП прослеживается продолжение Иртек-Илекской флексуры, последовательно
смещаемой
отдельными
фрагментами
к
северу.
Подобные
смещения
флексурных элементов характеризуют также юго-западную часть оренбургской
части прогиба, в зоне сочленения его с Прикаспийской впадиной. Данное
обстоятельство позволяет говорить о том, что на этих участках существуют
левосторонние сдвиги со смещениями в меридиональном направлении.
В скважине 5 Нагумановской в 2003 году Зубковым В. М. проводились
работы методом ВСП (вертикальное сейсмическое профилирование).
44
1 - границы ПКП; 2 - схематическая сеть ослабленных зон,
контролирующая соляные структуры; 3- субмеридиональные пластины; 4 предполагаемые
зоны
развития
субширотных
газоконденсатные месторождения;
нефтегазоконденсатные
6 -
месторождения;
древних
разломов;
5
-
нефтяные месторождения; 7
-
8
-
структуры,
выделенные
сейсморазведкой по башкирским отложениям; 9 – скважины; 10 - границы
Оренбургской области; 11 - лучи ВСП
Рисунок 1 - Предполагаемая схема строения фундамента оренбургского
фрагмента ПКП
45
По
результатам
поляризационной
обработки
трехкомпонентных
наблюдений выполнены расчеты по определению направления развития
вертикальной трещиноватости, азимут которой по трем лучам составил 1430.
Судя по схематической сети разломов, направление трещиноватости совпадает с
простиранием близлежащих нарушений северо-западного простирания, что
доказывает существование данных разломов (рисунок1).
Развитие
трещиноватости
в
породах
девонско-пермской
толщи
подтверждают результаты бурения. Так, например, согласно исследованиям
Горожанина В. М., проведенным в 2009 году в скв. 173 (рисунок 1), артинские и
башкирские
отложения
испытали
тектоническое
воздействие,
что
подтверждается наличием в породах зон трещиноватости и дробления.
Горожанин В. М. считает, что по сетке трещин различного направления
осуществлялась миграция УВ, следы которой также зафиксированы. В керне
была обнаружена первичная пористость с остаточным битумом, впоследствии
“залеченная” кальцитом.
Резюмируя вышесказанное, можно сказать, что прогнозные ресурсы
оренбургского фрагмента прогиба, как и всей структуры в целом, в большей
степени связаны с нетрадиционными резервуарами, для поисков которых
необходимо разработать методику, позволяющую свести к минимуму затраты на
геолого-разведочные работы.
Для начала нужно в комплексе тщательно изучить результаты всех работ,
проведенных
на
территории
ПКП.
Провести
переобработку
и
переинтерпретацию сейсмических материалов прошлых лет, если они
считаются кондиционными. Очень важно обращать особое внимание на
разломную тектонику, пытаться прослеживать на сейсмических разрезах
“цветки Силвестра”, с которыми могут быть связаны перспективные объекты,
приразломные складки. На многих временных сейсмических разрезах участки
отсутствия отражений интерпретаторами трактуются как биогермные тела.
Можно предположить, что эти зоны являются также участками повышенной
трещиноватости. Ярким примером доказательства данного тезиса, служат
46
результаты бурения скважины Правобережная-1 на Астраханском своде [3],
заложенной для изучения природы аномалии сейсмической записи (АСЗ),
выражающейся в “прекращении прослеживания на сейсмических разрезах
отражающих границ внутри карбонатной формации”. АЗС отождествлялась
некоторыми геофизиками и геологами с крупным рифовым телом, в котором
прогнозировалась
гигантская
залежь.
В
результате
бурения
скважины
оказалось, что Правобережная АЗС представляет собой субвертикальную
систему трещиноватых пород.
При выделении зон трещиноватости крайне важен комплексный подход.
Для решения этой задачи возможно привлечение таких методов невысокой
стоимости, как дешифрирование аэрокосмических снимков, интерпретация
аэромагнитных и радиометрических данных, детальная геоморфология для
выделения зон аномальной трещиноватости. Для оконтуривания перспективных
объектов желательно проводить анализ почвенных газов, изучение магнитной
восприимчивости почвы, проводить поверхностную гамма-спектральную
съемку, наземную магниторазведку, гравиразведку [4]. Сейсморазведка, как
метод высокой стоимости, должна проводиться только на стадии определения
места заложения скважины. В пробуренной скважине с помощью метода ВСП
(вертикального сейсмического профилирования) можно изучить основные
направления ориентации трещиноватости.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Аплонов С. В., Келлер М. Б., Лебедев Б. А. Сколько нефти осталось в
российских недрах? // Природа.-2000.-№7.- С. 35-42.
2 Тимурзиев А. И. Развитие представлений о строении “цветковых
моделей” Силвестра на основе новой кинематики модели сдвигов // Геофизика.
-2010. – Вып. 2 – С.24-25.
3 Токман А. К. и др. Результаты и направления геолого-разведочных работ
в Прикаспийской впадине. // Научно-технический журнал “Геология нефти и
газа”.- 2009.-№3. -С. 29-30.
4 Уршуляк Р. В. Особенности исследования сложнопостроенных залежей
в трещинных коллекторах // Нефтегазовое дело.- 2007. http://www.ogbus.ru.
47
УДК 62.38
О МЕРАХ ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ УЭЦН
ПРИ ВЫСОКОМ ГАЗОСОДЕРЖАНИИ ПРОДУКЦИИ
У.Р.Исхаков (аспирант УГНТУ),
Ю.А. Гуторов (профессор филиала ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
Еты-Пуровское месторождение нефти и газа
ОАО «Газпромнефть»
начиная с 2008г. активно разбуривается эксплуатационным фондом нефтяных
скважин. На текущий момент основной долей эксплуатационного фонда
охвачен объект Ю1 с высоким газосодержанием. Нефтяные скважины после
освоения эксплуатируются фонтанным способом. Для поддержания пластового
давления на уровне первоначального на объекте Ю1 организуется система
ППД. В силу разных причин не всегда получается на 100% компенсировать
отборы жидкости из пласта. Через некоторое время работы скважины в связи со
снижением энергетики пласта перестают фонтанировать и их приходится
переводить на механизированный способ добычи (посредством УЭЦН).
Однако после этого возникают проблемы, связанные с высоким
газосодержанием продукции. Газосепаратор УЭЦН не всегда справляется с
высоким содержанием газа в добываемой продукции –
и он отключается
системой защиты от перегрузки. В таких случаях мероприятия, направленные
на скорейший запуск скважины в работу не
всегда приводят к желаемым
результатам, т.к., пока скважина выводится на первоначальный режим,
нефтедобывающее предприятие несет убытки, связанные с потерей добычи
нефти.
Одним из способов уменьшения доли газа в потоке продукции,
перекачивающейся через УЭЦН, является направление газожидкостной смеси,
минуя УЭЦН из затрубья в НКТ через специальный клапан фонтанирования,
установленный выше УЭЦН в подвеске НКТ. К такому решению пришли
специалисты
производственно-технического
отдела
«Саратовнефтегаза»
(клапаны фонтанирования впервые применены в НК «Сургутнефтегаз»).
который
является
патентообладателем
(рисунок
1).
При
применении
48
фонтанного клапана после блокирования ЭЦН газом, добыча продукции
продолжается через этот клапан. Для предотвращения перетока жидкости из
колонны НКТ в затрубное пространство используется клапанная пара «седлошарик клапана фонтанирования». Обратный регулируемый устьевой клапан
держит давление в затрубном пространстве на уровне 35-40 атмосфер. После
уменьшения доли газа в затрубном пространстве насос запускается в работу
(если установлен на автоматический запуск) и таким образом достигается
стабильная добыча жидкости.
а – компоновка добывного оборудования; б – конструкция клапана
фонтанирования;
1- клапан фонтанирования; 2- насос; 3- НКТ; 4 –скважина; 5- газовая
шапка; 6- зона перфорации; 7 -водяной слой; 8 –корпус; 9 –камера; 10- седло;
11- корзина; 12 –окна; 13- шарик; 14 -отверстие с резьбой под винт (гужон); 15
–отверстие; 16 – отверстие; 17, 18 – полости; 19- сквозные отверстия
Рисунок 1 - Клапан фонтанирования
49
Саратовские
специалисты
также
предложили
применять
клапан
фонтанирования для увеличения ресурса УЭЦН после проведения на скважине
ГРП. После спуска УЭЦН целенаправленно не запускается для уменьшения
вредного влияния проппанта на его работу. Добываемая жидкость, минуя
УЭЦН, через клапан фонтанирования поступает в НКТ и под действием
энергии пласта транспортируется в систему сбора. В «Муравленковскнефти»
для такого способа добычи могут подойти скважины Вынгаяхинского
месторождения, которыми разрабатывается объект БП12 (углубления с ГРП).
УДК 622.276
К ВОПРОСУ О ВОЗМОЖНОСТИ ОЦЕНКИ
ПРОСТРАНСТВЕННОГО ПОЛОЖЕНИЯ ЗАБОЯ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ
ТЕХНОЛОГИИ «РВ-ПЛАСТ»
В.В. Корябкин (аспирант), А.А. Шакиров («Геоинформтехнология»),
Ю.А. Гуторов (филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
В последние годы на ряде месторождений ОАО «Татнефть» широкое
распространение начала принимать технология радиального вскрытия пласта
под названием «РВ-пласт». Суть технологии заключается в следующем
(рисунок 1).
Идея, которая послужила основой для создания данной технологии
заключалась в том, что по мысли создателей этой технологии невыработанные
целики нефти, защемленные в поровом пространстве коллектора из-за действия
капиллярных сил, либо смыкания фильтрационных каналов под действием
горного давления по мере снижения пластового давления, могут быть
выработаны только при условии их вскрытия с помощью глубокопроникающих
дренажных каналов. Причем по мысли авторов этого изобретения дренажные
каналы должны направляться в глубь пласта на большие расстояния (до 100 м)
с шагом по азимуту на менее 45°. То есть в одной горизонтально плоскости
установка «РВ-пласт» должна была обеспечить вскрытие пласта с помощью
восьми радиальных каналов каждый длиною до 100 м.
50
Рисунок 1 – Этапы технологии бурения глубокопроникающих дренажных
каналов по технологии «РВ-пласт»
Режущая
фреза
установки
«РВ-пласт»
представляет
собою
гидромониторную насадку, которая имеет два типа сопел: передние сопла
разрушают (размывают) горную породу, а задние – обеспечивают ее
поступательное движение за счет реактивной силы, создаваемой соплами.
Первоначальная апробация этой установки и заказчиков не вызвала
никаких нареканий. Однако потом начали происходить труднообъяснимые
явления, которые были связаны с невозможностью объективного контроля
положения забоя в пласте, которое по мысли создателей, должно было
определяться по длине сматываемого с барабана шланга высокого давления.
Предполагалось, что фрезерная головка движется в пласте, удаляясь от
обсадной колонны строго по радиусу.
51
Однако на деле все оказалось не так просто: фрезерная головка под
действием реактивной тяги могла двигаться в пласте по весьма замысловатой
траектории, определяемой анизотропией его физико-механических свойств.
Причем она могла отклоняться
горизонтальной
плоскости,
от заданного радиуса не только в
но
и
в
вертикальной,
«протыкая»
водонепроницаемые прослои в кровле или подошве пласта.
Когда создатели этой технологии убедились в наличии упомянутых
проблем, то у них сразу появилась мысль об оснащении фрезерной головки
датчиками координат (зенитного и азимутального углов). Однако из-за малости
габаритов фрезерной головки оснащение ее датчиками координат, источником
питания и функциональной электроникой оказалось проблематичным и
малоперспективным.
Авторы настоящего доклада, чтобы успешно решить указанную
проблему, предлагают использовать не активную систему определения
координат фрезерной головки, а пассивную, используя для этих целей систему
геолокации, источника звука генерируемого фрезерной головкой, работающей
по принципу гидромониторной насадки.
Если на дневной поверхности в радиусе 100 м расположить антенну
собранную из чувствительных сейсмоприемников с частотой пропускания
сигнала в диапазоне генерируемым гидромониторной фрезой, то с помощью
обработки
зарегистрированного
сигнала
с
помощью
спецпрограмм
в
трехмерном (3D) пространстве, можно с большой точностью определить
положение гидромониторной фрезы в пласте, а, соответственно, и ее
расстояние (удаление) от скважины и отклонение по вертикали в пределах
мощности вскрываемого пласта.
При этом если оснастить гидромониторную фрезу управляемыми
выпускными клапанами, то с их помощью можно будет корректировать
траекторию ее движения в пласте как в плоскости, так и по вертикали.
52
УДК 622.276
АНАЛИЗ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ДО И ПОСЛЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО
РАЗРЫВА ПЛАСТА
Д.Р. Муратшин (ООО «РН-Пурнефтегаз», г.Губкинский),
Ю.А. Гуторов (филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
В целях интенсификации добычи нефти многие российские нефтяные
компании используют метод гидравлического разрыва пласта. Например, на
месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» в период 2006-2009 гг. проведено
423 единицы ГРП.
В то же время использование метода ГРП повлекло за собой ряд
осложнений при эксплуатации скважин механизированным способом, в
частности с помощью УЭЦН: засорение и закупорка насоса по всей длине
проппантом и мехпримесью, износ рабочих узлов (радиальное биение, осевое
смещение рабочих колес, эрозия, вибрация), отказ электродвигателя (ПЭД),
оплавление кабеля из-за жесткого режима работы, отказ гидрозащиты и т.д.
При этом доля отказов за счет засорения рабочих узлов составляет от 29 до 67%
за анализируемый период.
При демонтаже УЭЦН можно было наблюдать заклинивание установки в
сборе либо по секциям, пробой электрической части насоса (R=0), оплавление
кабельной оснастки и массовый износ рабочих органов. При этом несколько
НКТ над ЭЦН могли быть полностью забиты проппантом и парафином,
особенно в начальный период эксплуатации скважин после ГРП. В первый
месяц эксплуатации скважины после ГРП выходило из строя два, три, а иногда
и до шести насосов [8]. Все это приводило к повышению себестоимости добычи
нефти из-за частого выхода из строя оборудования, замена которого требовала
привлечения бригад КРС.
В этот период специальные средства защиты насоса не использовались.
Поставка электроцентробежных насосов осуществлялась в самой простейшей
комплектации с рабочими колесами из серого чугуна, не в износостойком
53
исполнении, что приводило к значительному снижению наработки на отказ
УЭЦН (рисунок 1).
Рисунок 1 - Динамика наработки на отказ до внедрения технологии
В 2007 году был взят курс на увеличение наработки на отказ УЭЦН,
внедрение новых образцов оборудования и совершенствование технологии. В
результате отдельные концепции были обобщены и синтезированы в единую
технологию. Суть технологии заключается в следующем:
1 С целью сохранения сформированной трещины и ограничения выноса
проппанта из призабойной зоны пласта на заключительном этапе прокачивания
расклинивающего агента при формировании
проппантовой
пачки
осуществляется закачка определенного объема смолянистого проппанта. Объем
закачиваемого агента рассчитывается специальной группой дизайна ГРП в
зависимости от геометрии трещины [1].
2 Освоение скважины после ГРП производится комплексом гибких НКТ
(ГНКТ), что обеспечивает более быстрый (в сравнении с бригадой КРС) ввод
54
скважины в работу и качественную очистку ствола скважины от проппанта и
побочных продуктов ГРП, отсутствие загрязнения трещины. Это достигается
за
счет
сочетания одновременно промывки скважины и стимуляции притока
из пласта (азотирования). В результате достигается менее осложненный и
более качественный вывод на режим УЭЦН и, как следствие, более длительная
работа первой установки после ГРП и даже возможность запуска скважины
фонтаном при освоении. Все это, в конечном итоге приводит к уменьшению
себестоимости
добычи
нефти.
Данный
метод
освоения
является
высокотехнологичным и более эффективным по сравнению с традиционными
методами освоения скважин после ГРП с помощью бригад КРС [4].
3 Каждая установка ЭЦН при отработке скважин после ГРП оборудуется
каркасно-проволочным фильтром - входным модулем в составе УЭЦН [6].
Данное приспособление позволяет защитить насос от
наиболее
крупных
(более 200 мкм) частиц проппанта и механических примесей. Особенно
это
относится
к
начальному периоду освоения, когда идет наиболее
массовый вынос проппанта и продуктов разрушения пласта, а также в моменты
повторных запусков, при которых также отмечается повышенный вынос
механической фракции. Основными преимуществами данной конструкции
являются: возможность спуска фильтра совместно с УЭЦН за одну спускоподъемную операцию в эксплуатационные колонны диаметром 139-168 мм,
возможность промывки в условиях скважины, незначительные гидравлические
потери
при
эксплуатации,
возможность
повторного
использования,
коррозионная стойкость.
4 Для полноценного охлаждения ПЭД и
кабельного удлинителя в
эксплуатационных колоннах диаметром более 178 мм в скважинах после ГРП
используются
компоновки
«УЭЦН-кожух-фильтр». Положительной
стороной конструкции является возможность использования в компоновке с
кожухом УЭЦН -каркасно-проволочного фильтра, накопителя и клапанного
узла, что в тандеме позволяет достигать более длительной наработки на отказ
именно в эксплуатационных колоннах большого диаметра (более 178 мм).
55
Кроме того, из-за особенности конструкции кожуха нагрузка от его веса
передается не на УЭЦН, а непосредственно на колонну НКТ. Это позволяет
использовать кожух любой длины, а также комплектовать его с хвостовиком
или подвешивать на него дополнительное оборудование без ущерба для самой
установки. Технологическим преимуществом
данной
компоновки
также
является возможность эксплуатации скважины при выводе на режим без
остановки УЭЦН для охлаждения. Это облегчает данную операцию и
делает ее более безопасной [2].
5 Пробный
преобразователе на
запуск
необходимо
меньших
частотах
производить
с
на
частотном
обязательным контролем проб
КВЧ. Постепенное увеличение частоты возможно только при пробе КВЧ не
более 300 мг/л.
Плавное создание депрессии позволяет избежать пиковых
скачков по КВЧ и уберечь насос от заклинивания. Создавая безопасный
режим запуска в первые часы и сутки, удается продлевать срок безотказной
работы установки. Все повторные запуски необходимо также производить с
использованием частотного преобразователя [7].
6 После ГРП используется полнокомплектное оборудование (УЭЦН) в
износостойком исполнении с двухопорной конструкцией рабочей ступени и
дополнительными
конструкционную
промежуточными
подшипниками,
надежность такого оборудования
что
обеспечивает
в износостойком
исполнении до 1000 суток эксплуатации. Сочетание износостойкого насоса и
скважинного каркасно-проволочного фильтра позволяет продлить время
безотказной работы первого насоса после ГРП до 250 и более суток. Для
последующих насосов эксплуатационная надежность может доходить до 500
суток
(при
отсутствии
других
осложняющих
факторов).
При
этом
износостойкое исполнение насоса позволяет повторно использовать данное
оборудование после ревизии и текущего ремонта на сервисной базе. Все это в
конечном итоге приводит к уменьшению затрат на покупку нового
полнокомплектного оборудования [5].
56
7 Для всех скважин после ГРП применяется комплектация УЭЦН с
термостойким
удлинителем с эксплуатационной надежностью до 400 суток.
Это удешевляет эксплуатацию данного узла и увеличивает наработку на отказ
[2].
8
Комплектация насосных установок для эксплуатации после ГРП, а
особенно при вводе новых скважин из бурения, производится датчиками
температуры и давления. Возможность определения температуры в заданный
момент времени позволяет избежать
излишнего перегрева оборудования, тем
самым продлевая его последующий срок службы. Мониторинг давления на
приеме насоса позволяет отслеживать изменение параметров скважины во
времени,
что
облегчает возможность подбора правильного режима
эксплуатации, а также позволяет
оборудования
на перспективу.
делать
более
Следствием
точные
правильного
расчеты
подбора
и
эксплуатации оборудования является увеличение наработки на отказ [2].
9 При отказе оборудования в течение 180 суток технологической службой
нефтедобывающего предприятия производится комиссионный
демонтаж
на
устье скважины с привлечением представителей сервисных компаний. Суть
данного
мероприятия заключается в визуальном осмотре оборудования,
выявлении недостатков и осложнений прямо на устье скважины. Таким
образом делается предварительное
заключение о причине отказа
оборудования. Далее производится сопоставление
выявленных фактов
с
накопленной информацией о работе оборудования в процессе эксплуатации
и принимается решение о необходимости дополнительных мероприятий, таких
как отбивка и, если нужно, нормализация забоя, промывка ствола скважины,
смена подвески
НКТ,
кислотная обработка
и
т.д. И
только
после
перечисленных действий производится спуск следующей установки [7].
10
Сервисное
обслуживание
скважин,
оборудованных
УЭЦН,
производится подрядной организацией.
11 Производятся
контроль
оборудования, спускаемого
и
в скважину,
мониторинг
включая
всех
параметров
комплектацию, работу
57
УЭЦН при выводе на режим, данные по эксплуатации, отказу УЭЦН с
последующим разбором на ремонтной базе и установлением истинной
причины отказа [3]. Информация по каждой конкретной установке ЭЦН
заносится
в
общую
систематизированной
базу
данных.
электронной
В
базы
итоге
данных
происходит
по
всем
накопление
скважинам
механизированного фонда с целью проведения глубокого анализа различных
составляющих системы «скважина - насос» и принятия правильных решений
при дальнейшей эксплуатации скважин.
Рисунок 2 - Динамика наработки на отказ УЭЦН после внедрения
технологии эксплуатации скважин после ГРП
Как видно из рисунка 2, использование описанной выше технологии
эксплуатации скважин после ГРП позволило на месторождениях ООО «РНПурнефтегаз» увеличить наработку на отказ за три года со 125 до 249 суток. И
все это при той же системе массированного ГРП и форсирования отборов [5].
58
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1
Отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «РНПурнефтегаз» за 2005 год. - Губкинский, 2006. - 56с.
2 Отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «РНПурнефтегаз» за 2006 год. - Губкинский, 2007. - 54с.
3 Технологический регламент по запуску и эксплуатации УЭЦН в ОАО
«РН-Пурнефтегаз». - Губкинский, 2005. - 84с.
4 Материалы
третьей
международной
практической
конференции «Механизированная добыча 2006». – М., 2006.-180с.
5 Отчет по работе механизированного фонда скважин ООО «РНПурнефтегаз» за 2007 год. - Губкинский, 2008. - 56 с.
6 Пат. КУ 38832 1Л 7 Е 21 В 43/08. Скважинный щелевой фильтр на
УЭЦН./ Нагиев Али Тельман оглы., Жеребцов В.В., Шатский Е.Г., Шатский
Т.Е. и др. ОАО «Сибнефть-ноябрьскнефтегаз» № 2004105244/20; заявл.
24.02.2004; опубл. 10.07.2004.-Бюл. №19.
7 Дополнение к технологическому регламенту по запуску, эксплуатации
УЭЦН в ООО «РН-Пурнефтегаз» - Губкинский, 2007. - 33с.
8 Отчет по работе механизированного фонда скважин в ООО «РНПурнефтегаз» за 2004 год. - Губкинский, 2005. – 36с.
УДК 550.8
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ КАРСТОВЫХ ОБРАЗОВАНИЙ
В ОКРЕСТНОСТЯХ Г.ОКТЯБРЬСКОГО ЭКСПЕДИЦИЕЙ КРУЖКА
«ЮНЫЙ ГЕОЛОГ»
А.А.Сатретдинова (гимназия № 2, 10 кл.),
В.В.Митрофанова (руководитель кружка «Юный геолог»
ОАО НПП «ВНИИГИС»)
Территория
Башкортостана
известна
широким
распространением карста, так как
карстующиеся породы пермского,
каменноугольного и девонского
возраста
выходят
во
на
многих
местах
поверхность
или
залегают близко от неё.
В общей сложности почти 50%
59
территории Башкирии поражено карстом.
В
этих
районах
распространены
главным
образом трещинно-жильные
воды
зон
тектонических
нарушений,
литогенетической
и
тектонической
трещиноватости.
На
западной
границе
Башкортостана
Туймазинском
в
районе
в
области Татарского свода, в правом борту долины р. Ик, между д. Московка и
Максютово, находятся 3 пещеры: Новая (водяная), Ледяная и Крясь –Тишек
(Московская). Это единственные описанные пещеры на западе Башкортостана.
Все 3 пещеры начинаются в карстовых воронках и имеют горизонтальное
простирание. Они расположены в зоне развития гипсов
кунгурского яруса нижней перми, характеризующейся
интенсивными процессами карстообразования.
Изучение
карста
в
Башкортостане началось почти два с
половиной
начиная
столетия
с
тому
первых
назад,
Российских
Академических экспедиций. Карстовые образования в
нашем
районе
изучали
Николай
Петрович
Рычков,
описавший Икские пещеры, которые находятся на правом
берегу реки Ик у деревни Московка, а также Р.И. Мурчисон, П.Л. Драверт, А.В.
Ступишин, Б.В. Васильев, А.Ф Рыжков и А.П. Панов.
Члены кружка «Юный геолог» при ОАО НПП «ВНИИГИС» поставили
перед собой цель исследовать карстовые образования в районе д. Московка и
60
д. Максютово.
Участники экспедиции должны были решить следующие
задачи:
- найти подтверждения ранних исследований учёных;
- изучить литологию, стратиграфию, тектонику и историю развития
нашего района;
-ознакомиться с геологическими отчётами исследования нашего района;
-опросить местное население о наличии вблизи их поселений карстовых
провалов;
-обследовать район д. Московка и д.Максютово на наличие карстовых
воронок, посчитать их количество, провести замеры и сделать план;
-исследовать пещеры, доступные для посещения.
61
Изучив
соответствующую литературу, члены экспедиции опросили
местное население об известных им случаях проявления карстовых провалов.
Из записанных рассказов были выделены два крупных случая, из которых
первый произошел в 50х годах прошлого столетия, когда во время бурения
провалилась буровая вышка, и второй, когда рядом с канатной дорогой в 1981г.
образовался провал размером примерно 18х12 метров, по дну которого бежал
небольшой ручей. Впоследствии этот провал засыпали строительным мусором.
Начальник
экспедиции
ЗапУралТИСИЗ
Братушев
Леонид
Аркадьевич
рассказал членам экспедиции о том, как их комиссия обследовала этот провал.
Следует отметить, что в записях Рычкова тоже встречалось упоминание о
подземной реке. Очевидец этого провала
сотрудник ВНИИГИС Еникеев
Вилюр Наилевич предоставил нашей экспедиции фотографии этого провала.
Также существует легенда о том, что в послевоенные годы пленные немцы
проходили от
карстовым
туристические
своего лагеря в п.Уруссу до строящегося г.Октябрьского по
пещерам, а спустя некоторое время по ним проводились
экскурсии.
Члены
экспедиции
кружка
«Юный
геолог»
62
отправились на упомянутую выше местность, чтобы проверить состояние
развития карста в районе нашего города на сегодняшний день и найти пещеры,
о которых нам рассказал Кашапов Равиль Акрамович. Двигаясь по маршруту в
направлении от д. Московка к д. Макстютово, вели наблюдения по обе стороны
дороги. Слева от нее они обнаружили старый гипсовый карьер, рядом с
которым находился вход в пещеру Новая, случайно найденный во время
земляных работ. Вход в пещеру был 0,7 метра высотой, потолок низкий,
поэтому пришлось перемещаться на коленях. Пол был влажный и глинистый,
а потолок и стены были из розового гипса.
63
В пещере члены экспедиции встретили
2 колонны из гипса, разделяющие
коридор на несколько рукавов. Следуя по коридору, члены экспедиции вошли в
зал высотой 2 метра, в потолке которого обнаружили трещину; с левой стороны
зала были обвалены крупные глыбы, справой стороны зала – более мелкие,
среди которых журчал ручей. Длина пещеры составила не менее 70 м. Ровный
глинистый пол и следы на гипсе в пещере Новая свидетельствуют о том, что
возможно в этом месте ранее текла подземная река, которая двигалась по
направлению к руслу р. Ик. Можно предположить, что в результате разработки
карьера она поменяла направление и сейчас течёт в другом месте.
Двигаясь по маршруту, экспедиция обнаружила, что карстовые воронки
стали встречаться на расстоянии 600 м от границы забора питомника
преимущественно с правой стороны дороги. Очертания одной крупной воронки
остались такими же, как в 1954 году, а рядом появился свежий провал. На месте
некоторых воронок, изображённых на плане-схеме 1954 г., находится гипсовый
карьер. Доехав до него, члены экспедиции стали измерять воронки,
64
находящиеся за карьером, и составили
соответствующую их расположению схему. В четырех
воронках были
обнаружены входы в пещеры. Все они находились у подножья скальных
выходов доломитов мощностью до 5 метров. Одна из них была посещаемая, а в
других входы не были оборудованы. В посещаемую пещеру члены экспедиции
спустились и установили, что она имеет сложное строение. Пол был сложен из
обломков доломита и гипса вперемешку с глиной, стены - из розового гипса,
потолок представлен плотным серым доломитом, на котором хорошо видна
глубокая трещина. Длина пещеры составила
небольшим
около 50 м. Она началась
залом высотой 3 м, от которого ответвлялось ещё несколько
рукавов. Слева от входа образовался небольшой колодец, а один из рукавов
поднимался вверх под углом 45 ° через слой доломита (1); в своде потолка
были
видны
корешки
растений,
мелкие
обломки
известняка,
что
свидетельствовало о том, что в скором времени потолок может обрушиться и
появится новая воронка. Из этого рукава было видно его продолжение в правую
сторону, которое было уже засыпано
обвалившейся глиной (2); сверху над этим участком находилась небольшая
65
карстовая воронка. Данная пещера относилась к закрытому, ещё растущему
виду карста, потому как следы выщелачивания, замеченные на гипсе, были
свежие.
Исключительно
большое значение имеет
трещиноватость, определяющая водопроницаемость
карстующихся толщ и обеспечивающая возможность
циркуляции воды внутри карстующегося массива. Она
очень ярко отражается в характере карстовых форм и
их распределении.
Спустившись в Максютовскую пещеру,
экспедиции
обнаружили
большие
члены
трещины,
по
которым, судя по всему, и попадает поверхностная
вода вглубь пещеры. А дальше, на стенах, был гипс с канавками и
впадинками выщелачивания. Это говорит о том, что гипс выщелачивается
быстрее известняка и постепенно расширяет просторы пещеры.
В одной из карстовых воронок находятся два входа в пещеру, залитую
нефтью. Потолок одного из них укреплён деревянными опорами, подпиравшими
свод, сложенный из трещиноватых
пород, который в любую минуту мог
обрушиться. Судя по их виду, эти опоры были поставлены очень давно.
В результате
выполненных
поисковых работ, были обнаружены
возможные места расположения Икских пещер и исследованы пещеры Новая и
Максютовская. Материалы, собранные экспедицией кружка «Юный геолог»,
представляют собой не только познавательный интерес, но также служат
66
иллюстрацией интересного гидрогеологического прошлого и настоящего нашего
региона, которое должно стать достоянием не только специалистов-геологов, но
также всего нашего населения, которое должно бережно и заботливо сохранять и
охранять эти уникальные естественные памятники природы.
При подготовке данной работы большую помощь юным геологам
оказали В.Н.Еникеев, зав. отделом акустических методов исселования ОАО
НПП ВНИИГИС, А.Д. Осипов, инженер-геолог, ОАО НПП ВНИИГИС, а также
Р.А. Кашапов, руководитель группы «Живи, Земля!», Р.Ф. Абдрахманов,
заведующий лабораторией гидрогеологии и геоэкологии Института геологии
Уфимского научного центра РАН, Л.А. Братушев, начальник ЗапУралТИСИЗ.
УДК 622.276
АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ
РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВЫНГАПУРОВСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО НК «ГАЗПРОМНЕФТЬ»
А.Р. Ханипова (НК «Газпромнефть»),
А.Ю. Гуторов («Геоинформтехнология»)
В географическом отношении Вынгапуровское месторождение находится
в северной части Западно-Сибирской равнины, в зоне лесотундры.
В 1982 году Вынгапуровкое месторождение было введено в пробную
эксплуатацию по пласту БВ8. Несколько позднее были введены в опытную
эксплуатацию пласты БВ6 и БВ9.
В пределах Вынгапуровского месторождения продуктивные пласты ПК21,
ПК222, ПК223 приурочены к покурской свите на границе нижнего и верхнего
отделов меловой системы, продуктивные пласты АВ21, АВ51, АВ72, АВ112, БВ20,
БВ22, БВ5, БВ50, БВ6, БВ7 – к вартовской свите нижнего отдела меловой
системы, продуктивные пласты БВ8, БВ81 и ачимовская толща – к мегионской
свите нижнего мела, пласт ЮВ1 – к васюганской свите среднего и верхнего
67
отделов юрской системы, пласт ЮВ2 – к верхам тюменской свиты средней
юры.
В настоящее время керном охарактеризованы все продуктивные пласты
Вынгапуровского месторождения.
Результаты изучения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных
пластов
Вынгапуровского
месторождения
по
данным
ГИС
и
керна
представлены в таблицах 1-8.
Из приведенных данных следует, что продуктивные пласты отличаются
широким разнообразием количественных значений ФЕС.
Диапазон изменения пористости от пласта к пласту лежит в пределах от
16,8 до 21%, проницаемости – от 3 до 98 мкм, водонасыщенности - от 31 до
53%, нефтенасыщенности - от 47,5 до 68%.
Таблица 1 - Статистическая таблица фильтрационно-емкостных
параметров по ГИС пласта ЮВ2
Стат.
Пористость,
характеристика
%
Кол. определ.
Среднее
Min
Max
Ср-кв откл.
К вариации
Асимметрия
Эксцесс
102
16,75
13,20
22,00
2,13
12,73
0,17
-0,84
Пористость
Остат.
Проницаемость,
эффект.,
водонасыщ.,
х -15 2
10 м
%
%
104
10,07
4,73
16,43
3,15
31,30
0,19
-0,96
105
3,05
0,30
18,34
2,97
97,15
2,12
6,31
84
44,44
30,30
64,90
9,47
21,32
0,37
-1,04
Кн
нефтенасыщенность,
%
9
56,96
48,90
67,80
5,80
10,19
0,73
0,17
Таблица 2 - Статистическая таблица фильтрационно-емкостных
параметров по ГИС пласта ЮВ1
Стат.
Пористость,
характеристика
%
Кол. определ.
Среднее
Min
Max
Ср-кв откл.
К вариации
Асимметрия
Эксцесс
224
18,17
12,80
21,20
2,19
12,04
-0,58
-0,70
Пористость
Остат.
Проницаемость,
эффект.,
водонасыщ.,
х -15 2
10 м
%
%
224
12,76
3,68
18,60
3,44
26,97
-0,74
-0,07
224
48,89
0,30
296,50
63,57
130,04
1,69
2,25
224
30,96
11,00
74,60
13,18
42,58
1,24
1,33
Кн
нефтенасыщенность,
%
188
60,33
32,70
79,40
11,98
19,86
-0,53
-0,65
68
Таблица 3
-
Статистическая
таблица фильтрационно-емкостных
параметров по ГИС по ачимовским отложениям
Стат.
Пористость,
характеристика
%
Кол. определ.
Среднее
Min
Max
Ср-кв откл.
К вариации
Асимметрия
Эксцесс
190
16,7
14,00
20,60
1,64
10,19
0,79
-0,17
Таблица 4
-
Пористость
Остат.
Проницаемость,
эффект.,
водонасыщ.,
х -15 2
10 м
%
%
190
8,57
4,27
16,03
2,68
32,27
0,80
-0,08
Статистическая
240
16,74
1,00
229,00
32,55
194,46
3,48
13,87
226
53,07
30,20
80,50
10,95
20,62
-0,10
-0,63
Кн
нефтенасыщенность,
%
74
47,52
38,00
62,90
6,35
13,66
0,51
-0,47
таблица фильтрационно-емкостных
параметров по ГИС пласта БВ22
Пористость
Остат.
Стат.
Пористость,
Проницаемость,
эффект.,
водонасыщ.,
х -15 2
характеристика
%
10 м
%
%
Кол. определ.
Среднее
Min
Max
Ср-кв откл.
К вариации
Асимметрия
Эксцесс
114
21,90
16,60
26,10
2,33
10,65
-0,25
-0,85
Таблица 5
-
114
11,59
0,94
19,89
4,96
42,78
-0,37
-0,69
Статистическая
114
97,76
2,10
523,50
104,78
107,18
1,85
3,25
52
38,88
30,00
57,40
7,60
19,56
0,94
-0,07
Кн
нефтенасыщенность,
%
95
47,79
32,90
57,80
7,24
15,31
-0,30
-0,70
таблица фильтрационно-емкостных
параметров по ГИС пласта БВ5
Пористость
Остат.
Стат.
Пористость,
Проницаемость,
эффект.,
водонасыщ.,
х -15 2
характеристика
%
10 м
%
%
Кол. определ.
Среднее
Min
Max
Ср-кв откл.
К вариации
Асимметрия
Эксцесс
251
20,66
18,00
25,40
2,02
9,77
0,71
-0,44
180
12,59
5,56
20,52
4,12
32,74
0,42
-0,97
342
71,33
1,30
710,00
128,41
180,01
2,81
8,82
167
43,29
22,00
67,50
11,01
25,44
-0,05
-0,96
Кн
нефтенасыщенность,
%
100
60,59
47,30
78,90
9,23
15,24
0,47
-0,94
69
Таблица 6
-
Статистическая
таблица фильтрационно-емкостных
параметров по ГИС пласта БВ6
Стат.
Пористость,
характеристика
%
Кол. определ.
Среднее
Min
Max
Ср-кв откл.
К вариации
Асимметрия
Эксцесс
251
20,66
18,00
25,40
2,02
9,77
0,71
-0,44
Пористость
Остат.
Проницаемость,
эффект.,
водонасыщ.,
х -15 2
10 м
%
%
180
12,59
5,56
20,52
4,12
32,74
0,42
-0,97
342
71,33
1,30
710,00
128,41
180,01
2,81
8,82
167
43,29
22,00
67,50
11,01
25,44
-0,05
-0,96
Кн
нефтенасыщенность,
%
100
60,59
47,30
78,90
9,23
15,24
0,47
-0,94
Таблица 7 - Статистическая таблица фильтрационно-емкостных
параметров по ГИС пласта БВ81
Пористость
Остат.
Стат.
Пористость,
Проницаемость,
эффект.,
водонасыщ.,
х -15 2
характеристика
%
10 м
%
%
Кол. определ.
Среднее
Min
Max
Ср-кв откл.
К вариации
Асимметрия
Эксцесс
900
18,62
15,50
23,00
1,75
9,38
0,27
-0,89
Таблица 8
-
881
10,08
2,34
17,39
3,63
36,02
0,27
-0,74
Статистическая
896
43,19
1,00
710,00
91,97
212,93
4,47
24,65
36
47,64
24,40
87,70
13,21
27,73
0,19
-0,16
Кн
нефтенасыщенность,
%
583
61,56
37,90
83,10
9,84
15,98
-0,25
-0,55
таблица фильтрационно-емкостных
параметров по ГИС пласта БВ8осн
Стат.
Пористость,
характеристика
%
Кол. определ.
Среднее
Min
Max
Ср-кв откл.
К вариации
Асимметрия
Эксцесс
11215
19,63
14,50
24,10
1,93
10,05
0,03
-0,94
Пористость
Остат.
Проницаемость,
эффект.,
водонасыщ.,
х -15 2
10 м
%
%
1195
10,46
0,09
19,50
3,51
33,55
-0,14
-0,26
9335
49,13
0,06
807,80
116,18
236,47
4,10
18,12
1204
43,93
13,70
100,00
14,48
32,95
1,07
1,82
Кн
нефтенасыщенность,
%
10649
66,00
29,00
84,00
10,05
15,22
-0,69
0,11
70
Наибольшая неоднородность свойственна продуктивным пластам по
параметру проницаемости, которая составляет 83%. При этом изменчивость по
Кп составляет – 20%, по Кв – 41%, а по Кн – 30%.
Таким образом, на основании полученных данных можно сделать вывод
о том, что продуктивные коллекторы Вынгапуровского месторождения
отличаются невысокой нефтенасыщенностью (среднее значение Кн = 58%),
относительно высоким влагосодержанием (среднее значение Кв ≈ 42%) и
средней проницаемостью (Кпр ≈ 50,5 мкм), изменяющейся в диапазоне от 3 до
98 мкм.
С учетом имеющихся данных по ФЕС продуктивных пластов был
выполнен анализ следующих факторов, влияющих на их продуктивность в
процессе разработки согласно [1]:
- зависимость текущего среднего помесечного дебита по нефти qн
[т/мес] от текущей накопленной добычи Q [тыс. т];
- зависимость текущего водонефтяного фактора Квнф [м3/т] от времени
эксплуатации t [лет];
- зависимость текущего коэффициента извлечения нефти КИН
[тыс.т/тыс.т] от величины текущего коэффициента промывки Кпром [м3/тыс.т].
Перечисленные зависимости были построены для продуктивных
пластов ЮВ2, ЮВ1, БВ22, БВ5, БВ6, БВ81, БВ8осн.
Для некоторых продуктивных пластов полученные зависимости
приведены на рисунке 1.
Анализ приведенных зависимостей оказывает, что продуктивные
пласты в процессе разработки ведут себя по-разному.
Наиболее оптимальным режимом разработки является такой его
вариант, когда после достижения максимального текущего значения qн процесс
добычи стабилизируется и на графике его зависимости наблюдается участок
«плато», как, например, на рисунке 1,д, где «плато» имеет продолжительность 1
год. На графике, приведенном на рисунке 1,в, участок «плато» значительно
меньше и составляет не более 0,5 года.
71
Такое резкое падение величины qн после достижения пикового
(максимального) значения является признаком низкой эффективности системы
ППД, которая не обеспечивает стабильного поддержания пластового давления
на первоначальном уровне после завершения режима фонтанной эксплуатации.
Это может быть обусловлено либо неоправданно запоздалым введением ее в
работу, либо несоблюдением необходимого режима закачки.
а) для БВ8; б) для БВ6; в) для БВ81
Рисунок 1 Зависимость текущего среднемесячного дебита qн от текущей
накопленной добычи Qнакн
72
г) для ЮВ1; д) для ЮВ1/21
Рисунок 1 - Продолжение - Зависимость текущего среднемесячного
дебита qн от текущей накопленной добычи Qнакн
На графиках, приведенных на рисунке 1, а, б, г, участок «плато»
практически отсутствует, а после достижения параметром qн максимального
значения, он начинает спадать либо по крутой нисходящей кривой
(рисунок 1, б, г), либо по относительно плавной (рисунок 1, а, в).
Если проанализировать динамику поведения таких важных параметров
как Квнп, Кисп, Кпром, при наступлении момента инверсии кривой qн, то можно
обнаружить следующие закономерности в их количественных оценках. При
этом, если Квнф меняется в диапазоне от 0,22 (ЮС1) до 2,3 (БВ8), то Кисп
изменяется в более узком диапазоне: от 0,025 (БВ8) до 0,04 (БВ6), а Кпром - в
диапазоне от 0,003 (ЮВ1) до 0,05 (ЮВ1/21).
73
При этом можно констатировать наличие следующей закономерности:
чем меньше значение коэффициента промывки (Кпром) в момент наступления
момента инверсии, тем круче спад параметра qн, и, наоборот, с ростом
величины Кпром в момент инверсии крутизна спада параметра qн уменьшается, а
длина стабильного участка («плато») увеличивается.
Полученные
данные
позволяют
утверждать,
что,
несмотря
на
относительно высокую величину Квнф, малые значения Кисп и Кпром являются
признаком
низкой
Вынгапуровского
эффективности
месторождения
работы
системы
ППД
после
завершения
ее
в
условиях
фонтанной
эксплуатациии. При этом на примере динамики qн для пласта БВ8 можно
утверждать, что в некоторых случаях в силу большей однородности ФЕС этого
пласта по сравнению с коллекторами Суторминского [3] и Муравленского [4]
месторождений эффективность системы ППД можно скорректировать во
времени, увеличив значения Квнф и подняв величину Кпром до 0,04-0,06, т.е. на
порядок выше той, которая была в момент наступление инверсии (0,003).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Гуторов Ю.А., Гуторов А.Ю. Информационный контроль и
сопровождение капитального ремонта нефтегазовых скважин. – Уфа: УГНТУ,
2008.- 200с.
2 Гуторов Ю.А., Гуторов А.Ю., Воронова Е.В. О механизме
формирования остаточных запасов в терригенных коллекторах нефтяных
месторождений. – Уфа: УГНТУ, 2009. - 330 с.
3 Ханипова Л.Р., Гуторов Ю.А. Анализ факторов влияющих на
эффективность
разработки
продуктивных
отложений
в
условиях
Суторминского месторождения ОАО НК «Газпромнефть» // Тр. 38-й
Молодежной межрегиональной конференции. – Уфа: УГНТУ, 2011.
4 Ханипова Л.Р., Гуторов Ю.А. Анализ факторов влияющих на
эффективность
разработки
продуктивных
отложений
в
условиях
Муравленского месторождения ОАО НК «Газпромнефть» // Тр. 38-й
Молодежной межрегиональной конференции. – Уфа: УГНТУ, 2011.
74
УДК 622.276
АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ
НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ МУРАВЛЕНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ОАО НК «ГАЗПРОМНЕФТЬ»
А.Р. Ханипова (НК «Газпромнефть»),
А.Ю. Гуторов («Геоинформтехнология»)
Муравленское месторождение открыто в 1978 году, введено в разработку
в 1981 году. Лицензия на разработку принадлежит компании ОАО «СибнефтьНоябрьскнефтегаз».
Геологические запасы нефти утверждены ГКЗ РФ, согласно протоколу
№170 от 25.06.1993 года, в объеме 377547 тыс. тонн.
Геологические запасы свободного газа (пласт ПК1) составляют 54 млн м3.
По состоянию на 01.01.2006 года на Государственном балансе полезных
ископаемых
в
целом
по
Муравленскому
месторождению
числятся
геологические запасы нефти в объеме 369401 тыс. тонн. Геологические запасы
свободного газа не претерпели изменений.
Коэффициент извлечения нефти составляет: в сумме категорий ВС1+С20,268, в т.ч. по категории ВС1-0,276, по категории С2-0,108.
В
административном
отношении
Муравленское
месторождение
находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа
Тюменской области. Ближайшими населенными пунктами являются города
Муравленко и Ноябрьск.
На
Муравленском
месторождении
промышленная
нефтеносность
установлена в пластах БС101, БС102, БС103, БС11 И БС12 мегионской свиты на
глубине 2600-2700 м. В пласте ПК1 (покурская свита) на глубине 1100-1150 м
открыта залежь газа. В пределах Муравленского месторождения выше пласта
БС12 развиты савуйские и выше пласта БС101 чеускинские глины. Каждая из
глин является флюидоупором.
75
Краткая
характеристика
залежей
Муравленского
месторождения
приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Краткая характеристика залежей Муравленского месторождения
Размеры залежи, км
Пласт
БС101
БС102-1
(основна
я залежь)
БС102-2
(основна
я залежь)
БС103
БС11
БС12
Тип залежи
Пластовая
сводовая
литологически
экранированная
Пластовая
сводовая
литологически
экранированная
Пластовая
сводовая
литологически
экранированная
Пластовая
сводовая
Пластовая
сводовая
Пластовая
сводовая
Осложняющими
ВНК,
м
Пределы
изменения толщин
НефтеЭффекнасытивные
щенные
Длина,
км
Ширина,
км
Высота
,м
-2490
21
9,6
14,3
0,0-26,8
0,021,2
-2510
7,0
18,0
13
0,0-5,6
0,0-5,6
-2514
1,7
4,1
12
0,0-7,9
0,0-5,0
-2530
4,2
5,3
55
0,8-10,4
0,8-5,7
-2596
29,8
15,1
84,7
1,7-36,1
0,036,1
-2589
2,25
3,4
17
1,5-9,1
0,0-7,6
условиями
эксплуатации
скважин
Муравленского
месторождения являются большие глубины залегания пластов (2590-2646 м) и
относительно высокие давления насыщения (10,6-11,2 МПа).
Осложнения с эксплуатацией скважин могут возникать на всех основных
залежах пластов БС11, БС101 и БС102, что связано с разгазированием
пластовых флюидов в ПЗП и увеличенным газосодержанием продукции у
приема погружных насосов.
Геологические и физико-химические показатели пластов и добываемой
нефти Муравленского месторождения приведены в таблице 2.
Пластовые условия и свойства флюидов не являются аномальными для
эксплуатации погружных насосов.
76
Основными
объектами
разработки
Муравленского
месторождения
остаются горизонты БС11, БС101 и БС102. геолого-физические параметры пластов
и нефти схожи, так средняя глубина залегания пластов групп БС10, БС11, БС12
составляет 2560-2690 м, давление насыщения – 9,2-11,2 МПа, газосодержание
50-70 м3/т, пластовая температура 82-84 °С. На месторождении нет обширных
газовых и водоплавающих зон.
Таблице 2 Геолого-физические характеристики пластов
Параметры
Средняя глубина залегания, м
Пластовое давление (начальное), МПа
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
Температура пласта, °С
Газосодержание нефти, м3/т
Давление насыщения, МПа
Плотность нефти, т/м3:
в пластовых условиях
в стандартных условиях
Вязкость нефти в пластовых условиях,
мПа*с
Массовое содержание в нефти, %
серы
парафинов
БС101
БС102
БС103
Пласты
БС11
2560
2590
2603
2646
24,8
7,1
82
69
11,2
24,6
2,24
82
58
9,2
н.с.
2,57
82
50
н.с.
0,779
0,860
0,790
0,850
1,3
0,5
3,9
25,2
15,49
84
70
10,6
БС12
26872697
н.с.
2,52
84
56
н.с.
ПК1
11001126
н.с.
н.с.
н.с.
н.с.
н.с.
н.с.
0,85
0,780
0,856
н.с.
0,85
н.с.
н.с.
1,38
1,38
1,2
1,2
н.с.
0,5
3,3
0,5
3,8
0,4
3,6
0,5
3,7
н.с.
н.с.
Примечание: н.с. – нет сведений
Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов определялись
по керновым данным, исследованиям гидродинамических характеристик
пластов, а также по интерпретации ГИС. Керновый материал в скважинах
Муравленского месторождения отбирался по пластам БС10, БС102, БС103, БС11 и
БС12.
Средние значения и интервалы изменения коэффициентов пористости,
проницаемости,
начальной
нефтенасыщенности,
остаточной
нефтенасыщенности по лабораторным исследованиям керна представлены в
таблице 3.
77
Таблица 3 - Характеристики коллекторских свойств и нефтенасыщенности
Пласт
Метод
определения
Лабор-ые
исслед-я
керна
БС101
Геофизич-е
исслед-е
Гидродин-е
исслед-я
скважин
Лабор-ые
исслед-я
керна
БС102-1
Геофизич-е
исслед-е
Гидродин-е
исслед-я
скважин
Лабор-ые
исслед-я
керна
БС102-2
Геофизич-е
исслед-е
Гидродин-е
исслед-я
скважин
Лабор-ые
исслед-я
керна
БС103
Геофизич-е
исслед-е
Гидродин-е
исслед-я
скважин
Наименование
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Проницаемость
(Кпр), мД
28
234
73,2
1,5-526,0
1244
6330
68,8
1,1-161,2
67
94
43,0
1,0-316,0
5
12
43,7
1,4-279,1
590
870
9,6
1,0-141,3
7
9
16,1
0,9-83,6
7
35
11,7
1,1-70,0
849
2900
13,1
1,0-141,3
5
17
2,7
1,2-10,1
306
677
17,1
1,0-92,4
-
Пористость
(Кп), %
31
306
18,7
15,3-24,8
1244
6330
19,0
14,9-20,5
5
21
19,4
15,1-23,2
590
870
16,8
14,9-20,5
8
53
19,6
15,9-22,4
849
2900
17,2
14,9-20,5
5
27
18,4
15,9-20,3
306
677
17,7
14,9-20,0
-
Нефтенасыщенность
(Кн), %
781
3619
56,6
30,2-79,1
299
430
47,5
30,0-71,8
230
460
44,3
30,0-67,2
77
137
47,1
31,7-62,0
-
Насыщение
связанной
водой, %
28
232
35,4
16,8-62,9
5
13
57,0
39,1-67,1
7
38
49,6
30,6-68,8
5
17
60,3
41,1-70,6
-
78
Продолжение таблицы 3
Пласт
Метод
определения
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
Проницаемость
(Кпр), мД
57
758
46,2
0,9-590,0
1406
14804
40,5
1,0-141,3
80
102
35,4
0,2-246,0
3
18
11,1
0,9-24,0
Пористость
(Кп), %
1390
13895
65,3
30,3-89,6
-
Геофизич-е
исслед-е
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
30
167
21,6
1,0-122,6
5
15
57,7
39,6-66,4
Гидродин-е
исслед-я
скважин
Кол-во скважин, шт.
Кол-во опред-ий, шт.
Среднее знач-е
Интервал измен-я
-
-
Лабор-ые
исслед-я
керна
БС11
Геофизич-е
исслед-е
Гидродин-е
исслед-я
скважин
Лабор-ые
исслед-я
керна
БС12
По
Наименование
данным
таблицы
3,
продуктивные
Нефтенасыщенность
(Кн), %
1390
13895
65,3
30,3-89,6
5
15
57,7
39,6-66,4
Насыщение
связанной
водой, %
59
767
41,7
18,0-75,4
3
18
50,8
36,1-70,8
-
-
пласты
-
Муравленского
месторождения обладают значительной неоднородностью по этому параметру.
Если по пласту БС10 средняя проницаемость соответствует диапазону 10-50
мкм, то по пласту БС102 – диапазону 1-5 мкм, а по пласту БС101 – диапазону 50100 мкм.
Характеристики толщин продуктивных пластов также отражают высокую
степень их неоднородности (таблица 4).
Особый интерес представляет собой сравнение продуктивных пластов по
их
неоднородности,
характеризуемой
степенью
их
песчанистости
и
расчлененности (таблица 5).
Из данных таблицы 5 следует, что песчанистость варьирует в широких
пределах и характеризуется коэффициентом вариации, изменяющемся от 0,19
до 0,71. В свою очередь, расчлененность продуктивных пластов имеет
достаточно высокие значения, но коэффициент вариации ее изменяется в более
ограниченном диапазоне от 0,39 до 0,54.
79
Таблица
4
-
Характеристики
толщин
продуктивных
пластов
эксплуатационных объектов Муравленского месторождения
Пласт БС12
минимальная максимальная средняя коэф. вариаций
Общая толщина
108
22,7
16,5
0,17
Эффективная толщина
1,5
9,1
5,56
0,37
Нефтенасыщенная толщина
0
7,6
3,9
0,51
Коэф. песчанистости
0,1
0,55
0,33
0,36
Расчлененность
1
8
4,3
0,39
Пласт БС11
минимальная максимальная средняя коэф. вариаций
Общая толщина
3,6
60,3
22,6
0,35
Эффективная толщина
1,7
36
14,5
0,36
Нефтенасыщенная толщина
0
36,1
14,4
0,35
Коэф. песчанистости
0,19
0,97
0,65
0,19
Расчлененность
1
14
5,2
0,44
3
Пласт БС10
минимальная максимальная средняя коэф. вариаций
Общая толщина
19,1
29,6
21,9
0,07
Эффективная толщина
0,8
10,4
4,1
0,41
Нефтенасыщенная толщина
Коэф. песчанистости
0,04
0,43
0,19
0,38
Расчлененность
1
6
2,2
0,14
2-2
Пласт БС10
минимальная максимальная средняя коэф. вариаций
Общая толщина
6,7
17,2
11,6
0,2
Эффективная толщина
0
7,9
2,3
0,29
Нефтенасыщенная толщина
0
5
1,64
0,62
Коэф. песчанистости
0
0,58
0,18
0,46
Расчлененность
0
5
1,77
0,52
2-1
Пласт 10
минимальная максимальная средняя коэф. вариаций
Общая толщина
1,6
12,8
5,8
0,33
Эффективная толщина
0
5,6
1,7
0,5
Нефтенасыщенная толщина
0
5,6
1,6
0,5
Коэф. песчанистости
0
0,85
0,31
0,52
Расчлененность
0
5
1,28
0,43
1
Пласт БС10
минимальная максимальная средняя коэф. вариаций
Общая толщина
16,5
32,4
21,3
0,01
Эффективная толщина
26,8
6,9
0,78
Нефтенасыщенная толщина
0
21,2
5,7
0,71
Коэф. песчанистости
0
1
0,31
0,71
Расчлененность
0
10
2,4
0,54
80
Таблица 5 - Статические характеристики неоднородности продуктивных
пластов Муравленского месторождения
Пласт
Кол-во
скважин
БС101
БС102-1
БС102-2
БС103
БС11
БС12
1526
790
932
368
1406
34
Коэф. песчанистости,
Коэф. расчлененности
доли ед.
Среднее
Коэф.
Интервал Среднее
Коэф.
Интервал
значение вариации изменения значение вариации изменения
0,31
0,71
0,0-1,0
2,4
0,54
0-10
0,31
0,52
0,00-0,85
1,28
0,43
0-5
0,18
0,48
0,00-0,58
1,77
0,52
0-5
0,19
0,38
0,04-0,43
2,2
0,41
1-6
0,65
0,19
0,19-0,97
5,2
0,44
1-14
0,33
0,36
0,10-0,55
4,3
0,39
1-8
Для выполнения более достоверного анализа факторов, влияющих на
процесс разработки отдельных продуктивных горизонтов Муравленского
месторождения, были выбраны, согласно [1], следующие информативные
параметры:
- зависимость текущего среднего помесячного дебита нефти qн [т/мес] от
текущей накопленной добычи Q [тыс. тонн];
- зависимость текущего водонефтяного фактора Квнф [м3/т] от времени
эксплуатации t [лет];
- зависимость текущего коэффициента использования воды Кисп [м3/м3] от
времени эксплуатации t [лет];
- зависимость текущего коэффициента извлечения нефти КИН [тыс.
тонн/тыс. тонн] от величины текущего коэффициента промывки Кпром [м3/тыс.
тонн].
Перечисленные зависимости были построены для продуктивных пластов
БС101, БС11, БС102 (см. рисунок 1).
Из графиков, приведенных на этом рисунке, следует, что режим
разработки этих пластов был недостаточно эффективным, т.к., достигнув пика
добычи по текущему дебиту не удалось обеспечить его достаточно
продолжительную стабильность во времени: для каждого из упомянутых
пластов она длилась не более года, а для пласта БС101 она составляла не более 34 месяцев.
81
а) для пласта БС102; б) для пласта БС101
Рисунок 1 Зависимость среднего текущего дебита от величины текущей
82
в) для пласта БС11
Рисунок 1 –Продолжение - Зависимость среднего текущего дебита от
величины текущей
Исследование причин отсутствия режима стабильной добычи («плато»)
показало, что основной из них является недостаточная компенсация объема
отобранной жидкости закачкой в продуктивный пласт соответствующего
объема воды после завершения фонтанной эксплуатации.
Так, для пласта БС102 максимальное значение дебита было достигнуто при
водонефтяном факторе, равном 0,01, что является крайне низким показателем.
Для пластов БС11 и БС101 ВНФ был уже существенно выше и составлял порядка
1,9-2,2 м3/т, что, как оказалось на практике, также было явно недостаточным.
Что касается коэффициента использования воды, то он также оказался
довольно низким: так, для пласта БС102 он был равен 10%, для пласта БС101 –
6%, для пласта БС11 – 6%.
Все вышеизложенное является свидетельством чрезвычайно низкой
эффективности системы ППД на Муравленском месторождении, которая
обусловлена существенным запаздыванием во времени момента ее применения
после завершения фонтанной эксплуатации, когда пластовое давление прошло
минимальную критическую границу, после которой восстановить его до
83
первоначальной
величины
не
представляется
возможным
вследствие
необратимого смыкания фильтрационных каналов в продуктивном пласте [2].
Об этом также свидетельствуют низкие значения коэффициента
промывки (Кпром), которые соответственно равны в момент прохождения
графиком qн = f(Qнак) точки инверсии: для пласта БС102 – 0,06, для пласта
БС101 – 0,04, для пласта БС11 – 0,03.
Этот факт является убедительным подтверждением необходимости
своевременного перехода на систему ППД после завершения режима
фонтанной эксплуатации, что было авторами установлено при анализе
эффективности разработки Суторминского месторождения [3].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Гуторов Ю.А., Гуторов А.Ю. Информационный контроль и
сопровождение капитального ремонта нефтегазовых скважин // Уфа: УГНТУ,
2008. - 200 с.
2 Гуторов Ю.А., Гуторов А.Ю., Воронова Е.В. О механизме
формирования остаточных запасов в терригенных коллекторах нефтяных
месторождений. –Уфа: УГНТУ, 2009. - 330 с.
3 Ханипова Л.Р., Гуторов Ю.А.. Анализ факторов влияющих на
эффективность
разработки
продуктивных
отложений
в
условиях
Суторминского месторождения ОАО НК «Газпромнефть» // Тр. 38-й
Молодежной межрегиональной конференции. – Уфа: УГНТУ, 2011.
УДК 622.276
АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ
РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СУТОРМИНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО НК «ГАЗПРОМНЕФТЬ»
А.Р. Ханипова (НК «Газпромнефть»),
А.Ю. Гуторов («Геоинформтехнология»)
Суторминское
нефтегазоконденсатное
месторождение
находится
в
Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. Месторождение
открыто в 1975 году, в разработку введено в 1982 году.
84
Суторминское месторождение является многопластовым и расположено в
пределах куполовидного поднятия 2-го порядка, которое осложняет северное
погружение
Северо-Сургутской
моноклинали,
представляющей
собою
структуру 1-го порядка.
По результатам геолого-разведочных работ и данным эксплуатационного
бурения,
промышленная
нефтегазоносность
установлена
в
следующих
терригенных отложениях нижнего мела и верхней юры: ЮС1 (васвюганская
свита), БС18 (очимовская толща), БС12, БС11, БС102, БС101 (мегионская
свита), БС90, БС91, БС92, БС8, БС6, БС5, БС1, БС10 (вартовская свита).
Продуктивные пласты представлены 30 залежами нефти и газа, из
колорых
14
относятся
к
пластово-сводовому,
6
–
литологически-
экранированному, 10 – к смешанному типу.
Геологические запасы по указанным видам отложений сосредоточены
крайне неравномерно (таблица 1). Наибольшее количество запасов нефти
приурочено к пластам БС7 (132519 т.), БС91.(81993 т.), БС101 (112420 т.), БС102
(150302 т.), БС11 (68258 т.).
Продуктивные пласты Суторминского месторождения обладают высокой
неоднородностью своего строения, что следует из данных таблицы 2, где
приведены сведения о распределении песчанистости и глинистости по
отдельным коллекторам.
Из таблицы 2 следует, что наиболее продуктивные пласты, где
сосредоточены максимальные геологические запасы, обладают высокой (≥0,71)
песчанистостью и в то же время значительной расчлененностью (≥2,77), что
может существенно затруднить их эксплуатацию и повлиять на конечный КИН.
В таблице 3 приведены данные о степени неоднородности продуктивных
пластов по величине коэффициента проницаемости, определенного по данным
ГИС и исследованием керна. Из данных таблицы следует, что продуктивные
пласты отличаются по величине коэффициента анизотропии проницаемости,
который лежит в пределах от 0,015до 0,047 %/мкм. Причем пласты с
85
наибольшими значениями геологических запасов обладают средним по
величине коэффициентом анизотропии, равным 0,027 %/мкм.
Для
анализа
факторов
влияющих
на
эффективность
разработки
месторождения, в связи с рекомендациями, изложенными в [1], были выбраны
следующие параметры:
- зависимость текущего среднего помесячного дебита нефти qн [т/мес] от
текущей накопленной добычи Qн [тыс. тонн];
- зависимость текущего водонефтяного фактора Квнф [м3/т] от времени
эксплуатации t [лет];
- зависимость текущего коэффициента использования воды Кисп [м3/м3] от
времени эксплуатации t [лет];
- зависимость текущего коэффициента извлечения нефти КИН [тыс.
т/тыс.т] от величины текущего коэффициента промывки Кпром [м3/тыс.т].
Анализу подвергались вышеупомянутые зависимости, построенные по
данным эксплуатации Суторминского месторождения.
На рисунке 1 представлены графики, отображающие зависимости
величины текущего среднего дебита от
величины текущей накопленной
добычи.
Из полученных графиков следует, что режимы разработки отдельных
объектов (БС91, БС101, БС102, БС11) существенно различаются. Если для пласта
БС101 график отражает достаточно стабильный режим эксплуатации в течение
семи лет (с 1991 по 1998 гг.), после чего средний дебит стал постепенно
снижаться, то для пласта БС91 режим относительно стабильной эксплуатации
составлял уже 1 год (с 1988 по 1989), а для пластов БС102 и БС11 режим
стабильной эксплуатации практически отсутствовал. Так, в случае пласта БС102
после достижения максимального значения среднего дебита в 1989 году
началось быстрое его падение без каких-либо признаков стабилизации, а для
пласта БС11 пик достижения максимального значения в 1990 году сменился
также быстрым его падением во времени без наличия участков стабилизации.
86
Таблица 1 - Распределение запасов по основным продуктивным
горизонтам Суторминского месторождения
Пласт
БС0
БС1
БС5
БС6
БС7
БС8
БС90
БС91
БС92
БС101
БС102
БС110
БС11
БС12
БС18
ЮС1
По м-ю
Категория
С1
С2
В+С1
С2
В+С1
В+С1
В+С1
С2
В+С1
В+С1
С2
В+С1
С2
С1
С2
В+С1
С2
В+С1
С2
С1
С2
В+С1
С2
С1
С2
С1
С2
С1
С2
В+С1
С2
Утвержденные
в ГКЗ РФ
(протокол №10823
от 1990г.)
Начальные
Начальные
геологические
извлекаемые
запасы
запасы
16393
6501
12510
3797
2540
644
1251
196
131778
46122
3252
650
18256
3648
3695
502
48
10
81992
29501
894
179
2123
211
3887
777
101431
16990
10278
1692
148361
37090
4104
821
61044
16917
3629
726
534
43
10379
2076
565685
165831
52863
13431
На балансе
ВГФ на
01.01.2004г.
Начальные
геологические
запасы
2346
14216
13047
400
2540
1251
132519
18255
3695
48
81993
2123
3887
106558
5862
148361
1941
50
492
65558
2700
534
10911
1350
798
301
1863
580481
43118
Начальные
извлекаемые
запасы
469
2843
3960
122
644
196
46300
3647
502
10
29502
211
777
28909
1172
37090
388
5
50
18168
336
43
2129
135
80
29
187
169811
8094
87
Таблица 2 - Статистические показатели характеристик неоднородности
пластов
Зоны
Пласт
БС0
БС1
БС5
БС6
БС7
БС8
БС90
Эффективная
толщина, м
БС91
(пласт в целом) БС92
БС101
БС102
БС110
БС11
БС12
ЮС1
Коэф. песчанистости,
доли ед.
Среднее
Коэф.
значение
вариации
0,82
0,272
0,57
0,362
0,95
0,072
0,77
0,046
0,63
0,243
0,82
0,107
0,93
0,142
0,90
0,178
0,77
0,256
0,74
0,353
0,67
0,310
0,91
0,257
0,63
0,412
0,83
0,208
0,76
0,099
Коэф. расчлененности,
доли ед.
Среднее
Коэф.
значение
вариации
1,82
0,516
3,14
0,405
1,33
0,354
5,33
0,177
4,27
0,332
4,11
0,313
1,24
0,344
1,38
0,448
1,96
0,507
2,17
0,521
2,92
0,463
1,13
0,294
3,10
0,509
2,11
0,649
4,50
0,111
Таблица 3 - Статистические распределение проницаемости продуктивных
платов Суторминского месторождения
№
п/п
1
1
2
3
4
5
6
1
2
3
4
5
6
По данным
геофизических
исследований
Интервалы
Число
изменения,
случаев,
мкм2
%
2
3
2-10
10-50
50-100
100-300
300-500
500-910
2-10
10-50
50-100
100-300
300-500
500-910
15,7
20,1
15,9
28,0
6,9
13,4
26,7
17,6
7,9
21,5
10,9
15,4
По данным
лабораторного
изучения керна
Интервалы
Число
изменения,
случаев,
мкм2
%
4
5
Пласт БС0
2-10
4,4
10-50
30,4
50-100
8,7
100-300
86,5
Пласт БС1
1-10
10-50
50-100
100-300
18,1
45,5
18,2
18,2
Коэф. анизотропии
6
0,023
%/мкм
0,02
%/мкм
88
Продолжение таблицы 3
1
2
3
1
2
3
4
5
2-10
10-50
50-100
100-500
500-910
20,5
28,7
19,0
28,6
3,2
1
2
3
4
5
2-10
10-50
50-100
100-500
500-910
6,3
24,4
23,3
42,7
3,3
1
2
3
4
5
1,5-10
10-50
50-100
100-600
600-910
8,6
22,7
17,0
43,1
8,6
4
Пласт БС5
2-10
10-50
5
25,0
75,0
Пласт БС6
2-10
10-50
50-100
100-500
3,6
25,0
32,1
39,3
Пласт БС7
1,5-10
10-50
50-100
100-600
11,5
33,7
30,1
24,7
19,7
37,5
1
2
1,5-10
10-50
7,7
27,8
Пласт БС8
1,5-10
10-50
3
4
50-100
100-600
20,1
39,9
50-100
100-600
19,1
23,7
5
600-910
4,5
75,0
25,0
1
2-10
23,4
Пласт БС90
2-10
2
10-50
43,5
10-50
3
4
50-100
00-500
17,2
15,0
5
500-910
0,9
1
2
3
2-10
10-50
50-100
10,8
23,5
16,8
4
5
6
100-250
250-500
500-910
23,9
13,0
12,0
6
0,028
%/мкм
0,023
%/мкм
0,037
%/мкм
0,038
%/мкм
0,047
%/мкм
Пласт БС91
2-10
10-50
50-100
36,4
20,5
18,1
100-250
25,0
0,015
%/мкм
Пласт БС92
1
2
3
4
5
2-10
10-50
50-100
100-500
500-910
50,9
40,5
6,1
2,4
0,1
0,056
%/мкм
89
Продолжение таблицы 3
1
2
3
1
2
3
4
5
2-10
10-50
50-100
100-500
500-910
18,2
23,8
12,1
28,5
17,3
1
2
3
4
5
6
2-10
10-50
50-100
100-500
500-910
21,0
28,2
13,6
25,8
11,4
1
2
3
4
5
2-10
10-50
50-100
100-500
500-910
40,1
40,2
10,7
8,6
0,4
1
2
3
4
5
6
2-10
10-50
50-100
100-200
200-500
500-910
20,0
27,0
13,7
13,2
15,2
10,9
1
2
3
2-10
10-50
50-100
35,4
40,3
14,3
4
5
100-500
500-910
8,7
1,3
4
Пласт БС101
2-10
10-50
50-100
100-500
500-800
Пласт БС102
2-10
10-50
50-100
100-500
500-1000
1000-1800
Пласт БС110
2-10
10-50
50-100
100-500
500-700
БС11
2-10
10-50
50-100
100-200
Пласт БС12
2-10
10-50
5
6
34,8
40,6
8,5
14,2
1,9
0,017
%/мкм
35,0
26,2
11,0
19,4
6,8
1,6
0,018
%/мкм
44,5
22,2
0,0
22,2
11,1
0,044
%/мкм
14,0
48,8
30,2
7,0
0,018
%/мкм
27,3
72,7
0,0344
%/мкм
Сопоставление данных для этих пластов по величине коэффициента
анизотропии (см. таблицу 3) показывает, что они характеризуются практически
одинаковыми и одновременно минимальными значениями (от 0,015 до 0,018
%/мкм).
Однако если мы сравним эти пласты по коэффициенту расчлененности
(таблица 2), то выяснится, что пласты БС11 и БС102 имеют максимальный
коэффициент расчлененности, равный ≈ 3, а пласты БС101 и БС91 имеют
90
соответственно коэффициент расчлененности, практически в два раза меньший
(от 1,38 до 2,17).
В
соответствии
с
вышеизложенным
можно
предположить,
что
относительно короткий период стабильной фонтанной добычи нефти из
пластов БС102 и БС11 обусловлен несвоевременным вводом в работу системы
ППД для этих пластов, что было значительно усугублено их высокой
расчлененностью существенно повлиявшей на процесс компенсации отбора
закачкой.
Анализ диапазона изменения величины водонефтяного фактора (Квнф),
коэффициента использования воды (Кисп.) и коэффициента промывки (Кпром)
для каждого из вышеперечисленных продуктивных пластов показывает, что в
случае достаточно длительного периода стабильной добычи, характерной для
пластов БС101 и БС91, величина Квнф варьирует в пределах от 1,9 до 2,2, а в
случае отсутствия участка стабильной добычи (пласты БС12, БС11) величина
водонефтяного фактора в момент прохождения точки инверсии – меньше или
равна 1,4.
Что касается коэффициента использования воды, то для пластов БС91 и
БС101 он равен 15%, а для пластов БС11 и БС102 он равен 8%, т.е. практически в 2
раза меньше. Коэффициент промывки в момент прохождения точки инверсии
для пластов БС91 и БС101 равен соответственно 0,035-0,05, а для пластов БС102 и
БС11 он равен 0,005, т.е. оказывается фактически меньше на порядок.
Перечисленные данные свидетельствуют о том, что в случае пластов БС91
и БС101 после завершения режима фонтанирования система ППД работает более
эффективно, чем в случае с пластовыми БС102 и БС11. Причиной их разной
эффективности является несвоевременное ее применение в последнем случае.
Отсутствие участка стабильной добычи нефти является признаком
значительного опоздания с введением системы ППД в работу для компенсации
отбора закачкой для конкретного пласта после завершения режима его
фонтанной эксплуатации. Там, где такой участок имеет место, там система
ППД введена в работу своевременно и подтвердила свою эффективность [2].
91
а) для пласта БС1; б) для пласта БС101; в) для пласта БС102; г) для пласта
БС11
Рисунок 1 - Зависимость текущего среднего дебита
от текущей
накопленной добычи для продуктивного пласта Суторминского месторождения
92
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Гуторов Ю.А., Гуторов А.Ю. Информационный контроль и сопровождение
капитального ремонта нефтегазовых скважин.- Уфа.: УГНТУ, 2008.- 200 с.
2 Гуторов Ю.А., Гуторов А.Ю., Воронова Е.В. О механизме формирования
остаточных запасов в терригенных коллекторах нефтяных месторождений.Уфа: УГНТУ, 2009.- 330 с.
УДК 622.276
ОСОБЕННОСТИ И СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ПОВХОВСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
М.Н. Хасанов (студент ТюмНГ, гр.НКС-3С-07),
Ю.А. Гуторов,
(профессор филиала ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
По состоянию на 1.01.2010 г. на Повховском месторождении на балансе
предприятия числится 3289 скважин. Из них 1831 добывающая скважина, 650
нагнетательных скважин, в консервации и контрольно-пьезометрическом фонде
554 добывающих и нагнетательных скважин, 168 скважин ликвидировано и в
ожидании ликвидации.
Таблица 1 - Соотношение действующих добывающих и нагнетательных
скважин по пласту БВ8-10
Показатели
Добывающие скважины
Нагнетательные скважины
Соотношение добывающих и
нагнетательных скважин
2004
1029
256
2005
1131
350
2006
1245
403
Годы
2007
1303
438
4,0/1
3,2/1
3,1/1
3,0/1
2008
1321
495
2009
1343
525
2010
1303
534
2,7/1
2,6/1
2,4/1
Из 3197 пробуренных добывающих и нагнетательных скважин к
действующему фонду скважин относится 1875 единиц, что составляет 58,6%
(таблица1) На бездействующий фонд приходится 18,9% (603 скважины), в
консервации находится 14,4% добывающих и нагнетательных скважин, в
контрольно-пьезометрическом фонде – 2,9%, к ликвидированному фонду
относится 5,1%.
Помимо
указанных
категорий
в
пробуренном
фонде
проектных
добывающих и нагнетательных скважин в категории контрольных и
93
пьезометрических скважин числится 85 единиц, в ликвидации и ожидании
ликвидации находится 158 скважин. На долю последних двух категорий
приходится 8,1% пробуренного фонда [1].
Доля действующих добывающих и нагнетательных скважин составляет
61,4% (1837 скважин) от всего пробуренного фонда добывающих и
нагнетательных скважин, в освоении находятся 3 нагнетательные скважины.
Из 1303 скважин, участвующих в добыче: 1 (0,1%) фонтанная, 906
(69,5%) оборудованы ЭЦН и 396 (30,4 %) – ШГН.
Доля скважин объекта БВ8, не участвующих в процессе разработки,
составляет 38,3% (1146 скважин) от всего пробуренного фонда добывающих и
нагнетательных скважин (2990 скважин).
При этом на бездействующие скважины приходится 16,4% (490 скважин),
в консервации – 13,8% (413 скважин), переведенные в контрольные и
пьезометрические – 2,8% (85 скважин), ликвидированные – 5,3 % (158 скважин)
По состоянию на 1.01.2010 г. в действующем добывающем фонде
числится 1303 скважины.
По
обводненности
добываемой
продукции
действующий
фонд
добывающих скважин распределяется, как показано на рисунке 1.
Рисунок 1 - Распределение действующего фонда добывающих скважин по
обводненности добываемой продукции
94
Таблица 2 - Состояние фонда скважин Повховского месторождения
на 01.01.2010 г.
Наименование
БВ8-10
ЮВ1
Всего
2990
208
3289
1706
909
612
185
–
124
17
94
13
–
1831
926
706
199
–
1303
1279
893
385
1
–
24
27
25
16
9
–
–
2
1330
1304
909
394
1
–
26
403
97
501
–
–
–
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин
624
26
650
Действующий фонд нагнетательных скважин
в том числе: - под закачкой
- простаивающий
534
531
3
11
11
–
545
542
3
Бездействующий фонд нагнетательных скважин
87
15
102
Фонд освоения нагнетательных скважин
Законсервированный фонд скважин
в том числе: добывающий
- нагнетательный
3
413
390
23
–
48
46
2
3
461
436
25
Пьезометрический фонд скважин
85
8
93
Прочие скважины
162
2
254
0.98
0.99
0,93
1,00
0,98
0,99
0,76
0,86
0,22
0,42
0,73
0,84
Общий балансовый фонд скважин
Эксплуатационный добывающий фонд скважин
в том числе: ЭЦН
-ШГН
- газлифт
- фонтан
-прочие
Действующий добывающий фонд скважин
в том числе а) дающие продукцию
из них: - ЭЦН
- ШГН
- газлифт
- фонтан
- прочие
б) простаивающие
Бездействующий фонд добывающих скважин
Фонд освоения добывающих скважин
Коэффициент эксплуатации действующего фонда:
- добывающего
- нагнетательного
Коэффициент использования эксплуатационного
фонда:
- добывающего
- нагнетательного
95
За счет значительного количества проводимых на объекте мероприятий
по выводу фонда из неработающих категорий, а также мероприятий,
направленных на интенсификацию притока, в этот период отмечается
стабильное увеличение доли действующего фонда, а также улучшение его
структуры по сравнению с прошлыми годами.
В проектном документе было отмечено невыполнение необходимых
депрессий на пласт в зоне отбора из-за неудовлетворительной работы системы
механизированного подъема жидкости. В проекте разработки для добывающих
скважин продуктивного комплекса БВ8-10 было предусмотрено снижение
забойного давления в среднем до 16 МПа. В настоящее время по 83% фонда
забойное давление ниже запроектированного, интенсивность отбора в целом по
объекту выше проектной.
Наибольшая интенсивность системы отбора отмечается по скважинам,
вскрывшим
коллекторы,
характеризующиеся
низкой
продуктивностью.
Поддержание пластового давления на месторождении осуществляется
закачкой пресной, сточной и сеноманской вод по 6 БКНС. Из 629 скважин
нагнетательного
фонда
270
скважин
–
очаговые,
остальные
–
по
первоначальному проекту.
По пластам БВ 8-10 и объекту ЮВ1 – 22 самостоятельных действующих
нагнетательных скважин. Соотношение действующих нагнетательных скважин
к действующим добывающим скважинам составляет: БВ 8-10 – 1:3; ЮВ1 – 1:2.
Системой ППД охвачены нефтяные залежи в горизонтах БВ 8-10 и ЮВ 1 .
Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой в целом по
горизонту БВ 8-10 составила в 2003 г. 117%, в 2006 г. 110%, за 2007 г. 105,4%.
При этом пластовое давление близко к первоначальному (26,2 МПа).
Можно отметить положительный эффект от введения очаговых
нагнетательных скважин и начало формирования блочно-замкнутой системы
заводнения. В результате подключения очаговых скважин, падающее до
1985г. пластовое давление было восстановлено, относительно выровнено по
площади залежи. Технически, переход на новую систему заводнения был
96
сопряжен с определенными трудностями в контроле за объемами закачки
воды, чем объясняются временные пере компенсации отдельных участков
залежи. В настоящее время эти вопросы в основном решены. Таким образом,
по горизонту БВ 8-10 систему ППД можно считать освоенной. Основным
направлением в развитии системы ППД следует считать усиление воздействия
на подошвенную часть разреза.
Как уже отмечалось, наличие большого количества простаивающих
скважин
изменило
систему
разработки
месторождения.
Не
всегда
своевременное реагирование системы ППД на изменения в объемах добычи
жидкости приводит к временным интенсивным перекомпенсациям добычи
закачкой. Это усугубляется наличием зон с малодебитными скважинами и
сложностью эксплуатации водоводов в зимнее время. В связи с этим
предложено СибНИИНП сделать реконструкцию системы ППД в низко
дебитных зонах пласта, совместив отбор сеноманской воды и ее закачку на
месте, в пределах небольших групп добывающих скважин.
Состояние балансовых запасов нефти на Повховском месторождении
Запасы нефти Повховского месторождения впервые были подсчитаны
«Главтюменгеологией» и утверждены ГКЗ СССР в 1983 году. По мере бурения
разведочных и эксплуатационных скважин и получения новых данных о
параметрах продуктивных пластов, осуществлялся перевод запасов в более
высокие категории и уточнялся их объем.
В 1993 году СибНИИНП был выполнен пересчет балансовых запасов и
технико-экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения. ГКЗ
Российской Федерации утвердила уточненные запасы в марте 1994 года
(протокол № 268 от 22.07.94), которые показаны в таблице 3.
97
Таблица 3 - Запасы нефти Повховского месторождения
Запасы нефти, тыс. т.
Пласт
БВ7
БВ8
БВ9
БВ10
БВ14
ЮВ1¹
Итого
В + С1
Баланс.
613
503754
1730
3490
14808
524395
Извлек.
171
159692
190
268
2761
163082
С2
КИН
0,28
0,317
0.11
0,077
0,186
0,311
Баланс.
4436
29340
9923
3530
3490
14752
65471
Извлек.
1242
1350
668
60
907
1829
6056
КИН
0,28
0,046
0.067
0,017
0.26
0,124
0,092
Динамика основных показателей разработки пласта БВ8
Горизонт БВ8 содержит 97% извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в
промышленную разработку, и определяет добычу нефти на месторождении
(97% текущих и 99% накопленной добычи). Разработка ведется с 1978 года и
находится в стадии падения добычи нефти. Максимальный уровень достигнут в
1987 году и составляет 11,4 млн т (7,5%) от начальных извлекаемых запасов,
утвержденных в 1994 году. С 1988 года добыча нефти падает, достигая своего
минимума в 1994 году (43% от максимального уровня добычи). В 1995 – 1996
гг. падение добычи нефти остановлено, в основном, за счет проведения ГРП и
вывода скважин из бездействия. Технологические показатели разработки
приведены в таблице 4. На динамику добычи нефти существенное влияние
оказали следующие факторы. К 1983 году основная высокопродуктивная часть
запасов была введена в разработку. Структура ввода новых запасов изменилась.
Дебит новых скважин сократился в 3-3,5 раза. До 1987 года, в основном,
введена в разработку среднепродуктивная часть запасов и весь объем бурения
был перенесен в краевую часть горизонта, характеризующуюся низкими
добычными возможностями и большой прерывистостью коллектора. Дебит
нефти новых скважин с 1988 года составлял уже 5-9 т/сут.
Анализ состояния разработки Повховского месторождения позволяет
сделать следующие выводы:
98
1 Запасы нефти распределяются по продуктивным отложениям крайне
неравномерно: максимальные запасы сосредоточены в пласте БВ8 (503750
тыс.тонн), минимальные – в пласте БВ7 (613 тыс.тонн)
2 Действующий фонд эксплуатационных скважин оснащен в основном
УЭЦН (59%) и УШГН (40%). В режиме газлифтной эксплуатации находится
1% фонда скважин.
3 Обводненность добываемой продукции лежит в широких пределах:
от 2 до 95%. Причем доля скважин с обводненностью до 20% составляет 25%, с
обводненностью до 50%-21%, с обводненностью до 90% - 41%, а до 95 % - 3%.
4 Соотношение между числом добывающих и нагнетательных скважин
изменялось в последние годы. Если в 2004 году оно было равно 4:1, то к 2010
году оно уже составляло 2,5:1, т.е уменьшилось в 1,6 раза.
5 Средний дебит по нефти за последние 10 лет (2000 п 2010 гг.) изменился
с 12,1 до 11 т/сут, тогда как средняя обводненность за этот же период
увеличилось с 46 до 56%.
99
100
101
УДК 550.93
ШИХАНЫ БАШКИРИИ - УНИКАЛЬНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ
ОБРАЗОВАНИЯ ПРИРОДЫ, НУЖДАЮЩИЕСЯ В ОХРАНЕ
СО СТОРОНЫ ГОСУДАРСТВА
В.В. Храмова (гимназия № 3, 8 кл.),
В.В.Митрофанова (руководитель кружка «Юный геолог»
ОАО НПП «ВНИИГИС»)
Рисунок 1 - Вид на западный склон шихана Тратау
Седой, овеянный легендами и народными приданиями шихан - это
уникальное геологическое сокровище мира. К горе можно подойти, взобраться
на её вершину, потрогать руками то, что создавалось природой более 200
миллионов лет назад. Удивительная штука, с виду вроде бы обычные куски
известняка, но стоит взять в руки и присмотреться – то откроется целая жизнь,
запечатленная в камне. Почти каждый осколок этой известняковой породы
хранит древние органические останки. Во время поездки на шихан Тратау нам
удалось собрать интересные образцы, которые составили мою первую
палеонтологическую коллекцию.
102
Шихан Тратау находится в Ишимбайском районе и представляет собой
куполовидную возвышенность диаметром около 1 км. Высота — около 275
метров над уровнем реки Белой. Когда-то здесь проводились взрывные работы,
которые значительно изменили первобытную красоту этой горы. По нашим
наблюдениям, склоны шихана в основании пологи, потом становятся крутыми, а
к вершине постепенно переходят в большую ровную площадку. Осмотр шихана
было
решено начать с западного, наиболее крутого склона. У основания
западного склона наше внимание привлёк кусочек известняка размером примерно
5,6 – 4 см со следами процесса выветривания. Поднимаемся выше и осматриваем
осыпи западного склона. Похоже, что шихан Тратау сложен чистыми
известняками. Вот удивительный образец известняка с включением брахиоподы.
В составе этих известняков большую долю составляют раковины и другие
скелетные останки разнообразных морских животных. В осыпях мы обнаружили
образец прозрачного пластинчатого гипса, называемого Марьиным стеклом. Он
похож на прозрачную слюду, имеет стеклянный блеск и очень легко ломается.
Крупнообломочные осыпи на местах взрывных работ постепенно зарастают.
Отдельные
небольшие
заросли
травянистых
растений
размещаются
«островками». Каждая заросль состоит из какого-то одного вида. Здесь есть
«островки» вязеля, чистотела, полыни, мыльнянки и других. Среди них много
реликтовых, которые в окружающей местности больше не встречаются. По
северо-восточному склону поднимается широколиственный лес с преобладанием
липы.
Осмотрев западный склон Тратау, мы решили обогнуть гору с севера и
подняться на вершину шихана. Вершина горы представляет собой обширную
поляну. Тут нас ждал небольшой сюрприз, в виде маленького аммонита. Здесь на
вершине Тратау, на высоте 275 метров даже в тихую погоду дует освежающий
ветер. Стоит закрыть глаза и можно представить, как шум ветра превращается в
шум волн. Сейчас трудно поверить, что когда-то здесь было огромное тёплое
море, и гора, на которой мы стоим – это не гора вовсе, а одна из вершин древнего
рифа, хранящая многие загадки доисторического прошлого. В нашу первую
103
палеонтологическую коллекцию, которую мы собрали на шихане Тратау, вошли
несколько представителей класса брахиопод, также отпечатки мшанок на
известняке, одиночный коралл и аммонит, общий вид и краткое описание
приводятся ниже.
Образец № 1. Отпечатки мшанок на образце хорошо сохранились.
Найденные останки относятся к классу Gymnolaemata, отряду Fenestellida, роду
Fenestella.
Образец № 2. Этот образец относится к типу Brachiopoda, классу
Articulata, отряду Spiriferida, роду Licharewia.
Образец № 3. Образец относится к типу Brachiopoda, классу Articulata,
отряду Rhynchonellida, роду Russirhynchia.
Образец № 4. Образец относится к типу Brachiopoda, классу Articulata,
отряду Productida, роду Linoproductus.
104
Образец №5. Образец относятся к типу Brachiopoda, классу Articulata,
отряду Terebratulida, роду Stringocephalus.
Образец №6. Образец относится к типу Cnidaria, классу Anthozoa,
подклассу Tetracoralla или четырехлучевым кораллам.
Образец №7. Изучая образец и сравнивая его с литературными данными,
мы решили отнести его к типу Mollusca, классу Cephalopoda, подкласс
Ammonoidea, к отряду Anarcestida.
105
По
результатам
наших
исследований
и
анализу
палеонтологического материала мы пришли к выводу,
собранного
что шихан Тратау
сложен исключительно известняками и состоят из скоплений окаменелостей,
принадлежащих к разнообразным представителям органического мира.
Изучение такого природного явления, как шихан Тратау, утвердило нас
всех в мысли о том, что мы имеем дело с редким и уникальным геологическим
образованием, нуждающимся в защите.
Природа очень нежна, ранима и любое нежелательное воздействие на нее
со стороны человека может привести к непоправимым последствиям. И сегодня
вопрос о разработке следующего шихана вызывает серьезную обеспокоенность.
Шихан
Шахтау уже
практически полностью использован, а ОАО «Сода»
нуждается в дешевом и высококачественном известняке. Оставшиеся шиханы
не должны повторить судьбу самого величественного и красивого из них —
Шахтау, возвышавшегося когда-то над степью. Теперь от этого красавца
осталась груда камней и развалин.
Чтобы
сохранить
для
Башкирии
такие
ценные
геологические
образования, все работы по добыче известняка необходимо сосредоточить на
горах Шахтау и Куштау. Горы Тратау и Юрактау следует взять под охрану,
запретив там разработку известняка и другую деятельность, которая может
нарушить естественную обстановку этих исключительно ценных памятников
неживой природы.
Для того чтобы вырастить новый лес, хватит ста лет, чтобы возродить
вновь почвенный покров, понадобится 250 лет, но восстановить разрушенные
нами шиханы не сможет никто и никогда. Нам для их разрушения хватит и 100
лет, а ведь природа работала над их созданием более 200 миллионов лет.
Шиханы - это уникальное в истории Земли явление природы, настоящий
музей под открытым небом!
Выражаем искреннюю благодарность Данукаловой Гузель Анваровне –
канд. геол.-минерал. наук института геологии Уфимского научного центра РАН
106
(Республика Башкортостан, г. Уфа) за помощь в определении живчиков и
консультации во время написании работы.
УДК 661.665
АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ВЕЛИЧИНУ КПД
НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ,
ПРИМЕНЯЕМЫХ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Л.И. Шафикова (МПВ-07-11),
А.Я. Ахметов (преподаватель)
Р.Н. Сулейманов (доцент филиала ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
В работе [1] подробно описывается методика оценки технического
состояния насосных агрегатов с помощью вибродиагностики, которая была
выбрана для этих целей как наиболее оперативный метод, осуществляемый
путем применения локальных пъезодатчиков с последующей обработкой
зарегистрированных данных специально разработанным для этих целей
программным обеспечением.
В
ходе
проведенных
исследований,
результаты
которых
были
представлены в работе [1], было установлено, что насосные агрегаты очень
сильно различаются уровнем вибрации, причиной которых в большинстве
случаев являются такие характерные неисправности, как расцентровка валов
электродвигателя и насосного агрегата, износ концевых подшипников этих
валов.
Все выявленные диагностические признаки по величине виброускорений
насосных
агрегатов
были
приняты
в
качестве
основных
критериев,
позволяющих определить степень их работоспособности и прогнозировать
сроки обязательного проведения профилактических ремонтов.
Однако вибродиагностика в том виде, в котором она выполнялась, не
позволяла ответить на один из важных вопросов о том, какое влияние вибрация
гидроагрегатов
оказывает на их
КПД,
а
соответственно, на потери
107
потребляемой
электрической
мощности,
что
в
современных
условиях
повсеместной экономии энергозатрат является наиболее актуальным.
Для того чтобы ответить на этот вопрос была разработана специальная
измерительная схема, с помощью которой можно было оценить влияние на
величину КПД насосного агрегата его рабочего режима – в первую очередь, и
естественно, уровня вибрации – во вторую (рисунок 1).
В качестве основных параметров, характеризующих рабочий режим
насосных агрегатов различного типа и назначения, были выбраны следующие
показатели:
- расход перекачиваемой жидкости, м3/час – Q;
- давление напора, измеряемое в атмосферах (кг/см2) или высоте столба
жидкости (м) – Р;
- мощность электродвигателя, кВт – N;
- разность температур жидкости на входе и выходе насоса, град – ∆t.
На первом этапе тестовые испытания были проведены на насосных
агрегатов по перекачке нефти в НГДУ «Азнакаевскнефть».
Результаты измерений приведены в табл. 1, а построенные по ним
графики - на рисунке 2.
Из построенных графиков следует, что для насосных агрегатов по
перекачке нефти НГДУ «Азнакаевскнефть» КПД практически не зависит от
величины расхода Q в диапазоне от 15 до 140 м3/час; медленно увеличивается
по закону y=41,5е0,0086x с ростом напора Р в диапазоне от 12 до 30кг/см2 и
уменьшается по закону y=51,8е-0,054x с ростом разницы температур ∆t на входе и
выходе агрегата в диапазоне от 0,4 до 1°С.
На втором этапе тестовые испытания были проведены на насосных
агрегатах по перекачке нефти в НГДУ «Актюбанефть».
Результаты измерений приведены в таблице 2, а построенные по ним
графики – на рисунке 3.
Из построенных графиков следует, что для насосных агрегатов по
перекачке нефти НГДУ «Актюбанефть» КПД растет достаточно быстро (на
108
25%) при изменении величины расхода Q в диапазоне от 400 до 500 м3/час (т.е.
на 40%), медленно увеличивается по закону y=30e0,01x с ростом напора Р в
диапазоне 5-17 кг/см2 и слабо растет по закону y=33е+0,014x с ростом разницы
температур ∆t в диапазоне от 0,5 до 2,5°С.
1 – насос; 2 – электродвигатель; 3 – датчики температуры; 4–электронный
градиент-термометр; 5 – измеритель активной мощности; 6 – манометры
Рисунок 1 - Схема измерения КПД и подачи насоса в рабочих условиях
Таблица 1 - Данные диагностики насосных агрегатов для перекачки
нефти в НГДУ «Азнакаевскнефть»
№ п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
Тип насоса
ГЗНУ-21 агр.№2 ЦНС105-294
ГЗНУ-21 агр.№1 ЦНС105-294
ДНС-1000 ЦНС 105-294
ДНС-1000 ЦНС 105-294
ГЗНУ-4 агр.№3 ЦНС105-294
ГЗНУ-4 агр.№3 ЦНС105-294
ГЗНУ-4 агр.№2 ЦНС105-294
ГЗНУ-4 агр.№2 ЦНС105-294
η, %
65
47
52
48
41
48
48
54
Q, м3/час
102
90
85,5
72,7
121,2
11,4
136
135
∆Р,кг/см2
29
25
29,7
30,5
12,5
16,1
14
15,8
∆t, °С
0,58
0,92
0,85
1
0,52
0,51
0,45
0,41
109
Таблица 2 - Данные диагностики насосных агрегатов для перекачки
нефти в НГДУ «Актюбанефть»
№ п/п
1
2
3
4
5
6
7
Тип насоса
1, ЦН 10 НМК-2
2, ЦН 10 НМК-2
2, ЦН 10 НМК-2
3, ЦН 1000-180
3, ЦН 1000-180
4, ЦН 100-180
4, ЦН 100-180
η, %
34
28
29
40
36
36
33
Q, м3/час
561
495
416
∆Р,кг/см2
4,3
8,8
10,5
12,6
13,2
16,8
17,3
∆t, °С
0,5
1,31
1,5
1,34
1,62
2,13
2,4
На третьем этапе тестовые испытания были проведены на насосных
агрегатах по перекачке пластовой воды в системе ППД НГДУ «Арланнефть».
Результаты измерений приведены в таблице 3, а построенные по ним
графики – на рисунке 4.
Из построенных графиков следует, что для насосных агрегатов по
перекачке пластовой воды в НГДУ «Арланнефть» КПД растет средним темпом
по закону y=0,64x+45 при изменении величины расхода Q в диапазоне от 25 до
250 м3/час и быстро увеличивается по закону y=27,65e0,005x при изменении
величины мощности ЭД (N) в диапазоне от 600 до 1600 кВт.
На четвертом этапе тестовые испытания были проведены на насосных
агрегатах
по
перекачке
пластовой
воды
в
системе
ППД
НГДУ
«Азнакаевскнефть».
Результаты измерений приведены в таблице 4, а построенные по ним
графики – на рисунке 5.
110
а)
б)
в)
Рисунок 2 - Зависимость КПД насосных агрегатов для перекачки нефти
в НГДУ Азнакаевскнефть от величины расхода (а); напора (б); разности
температур на выходе и входе агрегата (в)
111
а)
б)
в)
Рисунок 3 - Зависимость КПД насосных агрегатов для перекачки нефти
в НГДУ «Актюбанефть» от величины расхода (а); напора (б); разности
температур на входе и выходе агрегата (в)
112
а)
б)
Рисунок 4 - Зависимость КПД насосных агрегатов для перекачки
пластовой воды в НГДУ «Арланнефть» от величины напора (а) и мощности (б)
113
Таблица 3 - Данные диагностики насосных агрегатов для перекачки
пластовой воды в системе ППД НГДУ «Арланнефть»
№ п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
Тип насоса
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 90*1422
ЦНС 90*1422
ЦНС 90*1422
ЦНС 90*1422
ЦНС 90*1422
ЦНС 90*1050
η, %
58
40
45
48
49
50
52
52
52
55
56
56
59
59
60
28
50
57
62
64
29
∆N,кВт
1113
727
1041
1139
681
1194
1002
917
1147
1160
1122
1195
1322
1110
1049
1277
780
771
877
761
468
Из построенных графиков видно, что для насосных агрегатов по
перекачке пластовой воды в НГДУ «Азнакаевскнефть» КПД растет достаточно
высоким темпом по закону y=45,9e0,0011x при изменении расхода Q в диапазоне
10-250 м3/час, увеличивается по закону y=29,6e0,0004x при изменении напора Р в
диапазоне 550-1600 м, слабо увеличивается по закону y=46,15e0,0002x при
увеличении мощности ЭД и, наконец, быстро уменьшается по закону
y=80,7e-0,15x при увеличении разности температур ∆t в диапазоне 1-5,5°С.
При этом следует отметить два существенных обстоятельства:
первое - тип наоса практически не влияет на выявление закономерности;
второе – темп снижения КПД от роста разности температуры для насосных
агрегатов для перекачки воды в несколько раз выше, чем для насосов по
перекачке нефти.
На пятом этапе тестовые испытания были проведены на насосных
агрегатах по перекачке пластовой воды в системе ППД НГДУ «Актюбанефть».
114
Таблица 4 - Данные диагностики насосных агрегатов для перекачки
пластовой воды в системе ППД НГДУ Азнакаевскнефть
№ п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
Тип насоса
ЦНСА 63*1400
ЦНСА 63*1400
ЦНСА 63*1400
ЦНСА 63*1400
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
REDA 500*1820
REDA 500*1820
REDA 500*1820
REDA 500*1820
REDA 500*1820
REDA 500*1820
REDA 500*1820
REDA 500*1820
REDA 500*1820
REDA 500*1820
REDA 500*1820
η, %
32
34
41
35,1
49,8
45,1
52
58
59
64
45
39
54
46
61
59
75
69
62
50
43
60
57
48
45
48
49
47
Q, м3/час
91
66
37
57
81
71
104
162
151
256
99
90
138
105
171
92
176
23
21
18
14
22
20
16
17
18
17
16
∆Р,кг/см2
573
764
1548
1055
1522
1731
1334
1256
1245
1014
989
1152
1364
1286
1464
1518
1250
1596
1595
1573
1391
1464
1464
1572
1263
1263
1464
1459
∆t, °С
2,9
3,6
5,4
4,7
3,8
5,2
3
2,3
2,2
1,5
3
4,4
2,9
3,6
2,4
2,6
1,1
1,9
2,5
3,8
4,4
2,4
2,7
4,1
3,7
3,3
3,7
4
Результаты измерений приведены в таблице 5, а построенные по ним
графики – на рисунке 6.
Из построенных графиков следует, что для насосных агрегатов по
перекачке пластовой воды в системе ППД НГДУ «Актюбанефть» КПД быстро
растет по закону y=45,6e0,002x с ростом величины расхода Q в диапазоне 90-220
м3/час, но также быстро снижается по закону y=110,5e-0,004x с увеличением
напора Р в диапазоне 120-170 кг/см2 и медленно уменьшается по закону
y=49,8e-0,002x при увеличении мощности ЭД в диапазоне 200-1300 кВт и также
медленно спадает по закону y=62,9e-0,02x с ростом разницы температуры в
диапазоне 1,2-6°С.
115
а)
б)
в)
г)
- ЦНС;
- REDA
Рисунок 5 - Зависимость КПД насосных агрегатов различного типа для
перекачки пластовой воды в системе ППД НГДУ «Азнакаевскнефть» в
зависимости от расхода (а), напора (б), мощности (в) и разности температур на
входе и выходе агрегатов (г)
116
Сравнивая зависимости, приведенные на рисунках 5 и 6 легко заметить,
что одинаковые тенденции поведения КПД наблюдаются только для его
зависимости от расхода Q и разности температур ∆t, в случае его зависимости
от напора Р и мощности N, его поведение носит прямо противоположный
характер.
Таблица 5 - Данные диагностики насосных агрегатов для перекачки
пластовой воды в системе НГДУ «Актюбанефть»
№ п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
Тип насоса
ЦНС 180-1422
ЦНС 180-1422
ЦНС 180-1422
ЦНС 180-1422
ЦНС 180-1422
ЦНС 180-1422
ЦНС 180-1422
ЦНС 180-1422
ЦНС 63-1400
η, %
65,3
63
52,7
53,6
51,3
53,2
75,7
78
40,7
42,7
70,2
70,5
54,1
61,4
57,6
61
60
58,9
60,1
Q, м3/час
153,3
139,4
87,8
97
113,5
125,7
225,2
190
140
156
90
130,4
104,4
141,6
128,5
117,5
115,6
∆Р,кг/см2
153
156,5
174,8
171,2
172
168
121,8
135,5
152,5
141,5
165,7
150
161
167
171,2
143
146,8
158,5
134,3
∆t, °С
2,44
2,72
3,94
3,73
4,1
3,71
1,22
1,23
1,91
1,76
3,74
2,6
3,2
3,09
3,39
2,85
2,8
5,9
4,72
На шестом этапе тестовые испытания были проведены на насосных
агрегатах по перекачке питьевой воды в системе ГУП «Уфаводоканал».
Результаты измерений приведены в табл. 6, а построенные по ним
графики – на рисунке 7.
Таблица 6 - Данные диагностики насосных агрегатов для перекачки
пресной питьевой воды в системе ГУП «Уфаводоканал»
№ п/п
1
2
3
4
5
6
Тип насоса
СД 2400*75А
СД 2400*75А
Д 3200*75
14Д6
14Д6
14Д6
η, %
∆Р, м
34
53
51
25
44
37
∆N,кВт
56
56
53
104
113
95
∆t, °С
630
630
800
630
630
630
0,15
0,09
0,08
0,34
0,14
0,18
117
)
б)
в)
г)
Рисунок 6 - Зависимость КПД насосных агрегатов для перекачки
пластовой воды в системе ППД НГДУ «Актюбанефть» от величины расхода (а),
напора (б), мощности (в) и разности температур на входе и выходе агрегата (г)
118
а)
б)
в)
Рисунок 7 - Зависимость КПД насосных агрегатов для перекачки
пресной питьевой воды в ГУП «Уфаводоканал» от напора (а), мощности
двигателя (б), разности температур на входе и выходе агрегата (в)
119
Из построенных графиков следует, что для насосных агрегатов по
перекачке питьевой воды в системе ГУП «Уфаводоканал» КПД быстро
уменьшается по закону y=58,5e-0,005x с ростом величины напора Р, в то же время
практически не зависит от мощности электродвигателей N и очень быстро
снижается по закону y=82,4e-2,8x даже при значительном росте разности
температуры ∆t в диапазоне от 0,09 до 0,34°С.
Сравнивая зависимости, полученные для КПД насосных агрегатов
предназначенных для перекачки воды как в системе ППД, так и в системе
«Уфаводоканал», представленные на рисунках 5 – 7, можно обратить внимание
на то, что для них характерны сходное поведение зависимости КПД от разности
температуры ∆t и расхода Q и различное его поведение от напора Р.
На седьмом этапе были проведены тестовые испытания насосных
агрегатов
предназначенных
для
перекачки
нефти
по
магистральным
трубопроводам.
Результаты измерений приведены в таблице 7, а построенные по ним
графики на рисунке 8.
Из построенных графиков следует, что для насосных агрегатов по
перекачке нефти по магистральным трубопроводам КПД растет достаточно
быстро по закону y=51e+0,006x с ростом величины напора Р в диапазоне 9-56
кг/см2 и быстро уменьшится по закону y=74e-0,24x с ростом разности
температуры ∆tв диапазоне 0,5-2,1°С.
Таблица 7 - Данные диагностики насосных агрегатов для перекачки
нефти по магистральным нефтепроводам
№ п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
Тип насоса
НМ 3600-230
НМ 7000-210
НМ 7000-210
НМ 1250*260
МН 10000-210
МН 10000-210
24 НДС-н
16 НД10*1
η, %
65
61
75
45
73
53
45
74
∆Р,кг/см2
33
57
28
27,5
30
30
7,3
28
∆t, °С
1,08
0,48
0,59
2,12
0,52
1,02
0,65
0,49
120
а)
б)
Рисунок 8 - Зависимость КПД насосных агрегатов для перекачки нефти
по магистральным трубопроводам от величины напора (а) и разности
температур (б) на входе и выходе агрегатов
На восьмом заключительном этапе были проведены тестовые
испытания на насосных агрегатах разного типа, применяемых для перекачки
пластовой воды в системе ППД, с целью установить, существует ли
зависимость между КПД агрегата и часто встречающейся его неисправностью,
121
связанной
с
уровнем
вибрации
в
концевых
подшипниках
валов
электродвигателя и собственно насосного агрегата.
Результаты измерений представлены в таблице 8, а построенные по ним
графики – на рисунке 9.
Таблица 8 - Данные диагностики виброускорения насосных агрегатов для
перекачки пластовой воды в системе ППД
2
№ п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Тип насоса
ЦНС 180*1900
ЦНС 180*1900
ЦНС 180*1900
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС 180*1422
ЦНС А63*1400
REDA 500*1800
REDA 500*1800
REDA 500*1800
REDA 500*1800
REDA 500*1800
η, %
52
58
59
53
64
45
39
54
46
61
59
77
50
75
41
69
62
50
46
43
ЗПД
V, см/с
ППД
ППН
1,7
10,2
10,37
27,9
15,26
19,7
5,97
9,57
2,47
7,4
2,97
6,63
5,77
1,5
1,7
0,8
1,9
2,1
1
0,83
25,97
15,6
8,41
4,36
22,57
25,3
9,7
8,16
2,5
4,3
3,23
7
8
1,6
1,37
0,7
1,6
1,03
0,67
0,87
7,9
1,8
6,3
3,97
6,17
8,1
3,7
2,4
4,1
2,3
2,06
4,87
4,23
3,33
3,43
ЗПН
6,93
2,97
3,3
3,9
3,73
10,7
3,8
1,9
4,26
2,26
1,46
3,97
1,3
2,23
5,77
Из представленных графиков следует, что для насосных агрегатов для
перекачки пластовой воды в системе ППД КПД практически не зависит от
уровня вибрации в переднем и заднем подшипниках электродвигателя
(рисунок 9, а, б) и уменьшается с ростом величины виброускорения на
переднем и заднем подшипниках насоса. При этом наибольший темп падения
КПД наблюдается при росте виброускорения на заднем подшипнике насосного
агрегата (рисунок 9, в, г).
122
а)
б)
в)
г)
ЗПД – задний подшипник ЭД; ППД – передний подшипник ЭД; ЗПН –
задний подшипник насоса; ППН – передний подшипник насоса;
- ЦНС;
REDA
Рисунок 9 - Зависимость КПД насосных агрегатов для перекачки
пластовой воды в зависимости от уровня виброускорения на подшипниках ЭД и
НА
123
На основе анализа результатов всех видов тестовых испытаний
насосных агрегатов различного типа и назначения, можно составить
диагностическую таблицу, отражающую динамику поведения КПД и степень
пригодности насосных агрегатов различного назначения в зависимости от
режима их работы (таблица 9).
Таблица 9 Диагностическая таблица, отражающая динамику поведения
КПД и степень пригодности насосных агрегатов различного назначения в
зависимости от режима их работы
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
Назначение
и место
эксплуатации
агрегатов
ППН НГДУ
«Азнакаевскнефть»
ППН НГДУ
«Актюбанефть»
ППД НГДУ
«Арланнефть»
ППД НГДУ
«Азнакаевскнефть»
ППД НГДУ
«Актюбанефть»
ГУП
«Уфаводоканал»
Насосы
магистральных трубопроводов
(МТС)
Параметр рабочего режима
V*** ,
см/с2
ППД
V,
см/с2
ЗПД
V,
см/с2
ППН
V,
см/с2
ЗПН
Степень
пригодности
агрегатов
0
0
0
0
66
)
Q
Р,
N, ∆t,
М3/час Кг/см2 кВт °С
+*)
+
0**) -*)
+
+
0
+
0
0
0
0
100
+
+
0
0
0
0
-
-
50
+
+
+
-
0
0
-
-
50
+
+
-
-
0
0
-
-
17
-
0
-
-
0
0
0
0
0
+
0
0
-
0
0
0
0
50
*) - динамика положительная (+) и отрицательная (-);
**) – нет данных;
***) V – виброускорение на подшипниках
Сопоставляя данные приведенные в таблице 9, можно сделать вывод
том, что КПД насосных агрегатов зависит не только от технического состояния,
оцениваемого по уровню виброускорения (вибрации) на отдельных их узлах и
деталях в том числе на концевых подшипниках (поз. 3, 4, 5, таблица 9), но
124
также и от величины давления напора Р и мощности электродвигателя N (поз.
5, таблица 9).
Рассматривая монтажную схему насосного агрегата, приведенную на
рисунке 1, можно с достаточно высокой степенью надежности (достоверности)
указать причины подобного поведения КПД, которые связаны в первую
очередь с недостаточной, а подчас плохой гидравлической согласованностью
насосных агрегатов с подводящими и отводящими трубопроводами.
Судя по таблице 9 это замечание в первую очередь относится к
насосным
агрегатам
системы
ППД
НГДУ
«Актюбанефть»
и
ГУП
«Уфаводоканал».
При этом следует обратить внимание на поведение КПД насосных
агрегатов по перекачке нефти НГДУ «Актюбанефть» (поз. 2, таблица 9) от
роста разности температур ∆t на входе и выходе агрегата, которое
свидетельствует о том, что ее рост не всегда сопровождается уменьшением
КПД.
Таким образом, если принять во внимание вышеприведенные выводы,
то диапазон критериев (факторов), оказывающих существенное влияние на
КПД насосных агрегатов, применяемых на нефтедобывающих предприятиях,
существенно расширяется и включает в себя помимо величин виброускорений
(V) также показатели, отражающие режим их работы (Q, P, N, ∆t).
Используя подобный принцип, степень пригодности насосных агрегатов
разных организаций, характеристики которых приведены в таблице 9, можно
оценить по доле случаев с положительной динамикой КПД. В этом случае
наибольшей пригодностью отличаются НА ППН НГДУ «Актюбанефть»
(100%), далее следуют НА ППН «Азнакаевскнефть» (66%), затем НА ППД
НГДУ «Азнакаевскнефть» и МТС (50%) и замыкают этот ряд НА ППД НГДУ
«Актюбанефть» (17%) и ГУП «Уфаводоканал» (0%).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Шафикова Л.И., Ахметов А.Я., Сулейманов Р.Н. Результаты анализа
данных технической диагностики насосных агрегатов различного назначения //
Материалы 38-й молодежной научно-технической конференции. -Уфа, 2011.
125
УДК 628.12.002.5
РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА
ДАННЫХ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ
НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ
Л.И. Шафикова (МПВ-07-11),
А.Я. Ахметов (преподаватель),
Р.Н. Сулейманов (доцент филиала ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
Техническое
состояние
насосных
агрегатов
определялось
путем
вибродиагностики, с помощью которого оценивался уровень вибрации и ее
частотные составляющие (гармоники). Датчиками служили специально
изготовленные
для
этих
целей
пьезоприемники,
обладающие
чувствительностью к упругим колебаниям, поляризованным к различным
плоскостям по отношению к корпусу диагностируемого агрегата.
Вибродиагностике подвергались насосные агрегаты, предназначенные
для перекачки питьевых вод (агрегаты системы водоканала), перекачки
технической (пластовой) воды (агрегаты системы поддержания пластового
давления), перекачки нефти по магистральным трубопроводам (агрегаты
системы «Транснефти»).
В процессе диагностики оценивалась величина виброускорения на
отдельных узлах насосных агрегатов. Основные точки измерения для вибрации
показаны на рисунке 1.
Для оценки техсостояния того или иного узла и в целом всего агрегата
использовались критерии по величине виброускорения, приведенные в
соответствующих руководящих документах [1].
Обычно техсостояние агрегата оценивалось по четырем уровням
пригодности (работоспособности): хорошее состояние, удовлетворительное
состояние, допустимое состояние и недопустимое (т.е. непригодное) состояние.
126
1 – ЗПД; 2 – Фундаментная рама под ППД; 3 – Стойка; 4 – Фундаментная
рама под ЗПД; 5 – ППД; 6 – ЗПН; 7,9 – Стойка; 8 – Корпус насоса; 10 – ППН; 11
– Фундаментная рама под ППН; 12 – Прием насоса; 13 – Выкид насоса
Рисунок 1 Компоновка насосного агрегата и основные позиции его
диагностирования
На рисунке 2 приведены гистограммы, отражающие техсостояние
насосных агрегатов в различных подразделениях Октябрьского МУП МРВК.
Анализ зависимостей (гистограмм), приведенных на рисунке 2, а, б, в, г
показывает,
что
техническое
состояние
насосных
агрегатов
разных
подразделений МУП Октябрьского водоканала меняется в широких пределах.
При этом недопустимое к дальнейшей эксплуатации состояние насосных
агрегатов может быть в пределах от 12% (рисунок 2, е) до 55% (рисунок 2, г),
изменяясь от предприятия к предприятию от 20% (рисунок, 2, б) до 29%
(рисунок 2, д) и 50% (рисунок 2, а). Практически это является эффективным
показателем пригодности указанных агрегатов к эксплуатации.
Для более точной диагностики техсостояния насосных агрегатов для
перекачки нефти (в системе «Транснефть») и технической воды (в системе
ППД)
применялось
взаимноперпендикулярным
измерение
виброскорости
координатам:
радиальной
по
(рисунок,
трем
2,
г),
вертикальной (рисунок, 2, в) и осевой (рисунок, 2, е).
Результаты измерения виброскорости на подшипниках электродвигателя
и насосного агрегата приведены на гистограммах рисунке 4.
127
Рисунок 2 - Гистограммы техсостояния насосных агрегатов предприятий
МУП Октябрьского водоканала
На рисунке 3 представлено распределение результатов диагностирования
насосных агрегатов по видам неисправностей. Из графиков видно, что
основную
долю
неисправности
(68%)
электродвигателя и насосного агрегата (39%).
составляет
несоосность
валов
128
а – Неисправность ЭД; б – Расцентровка валов ЭД и НА;
в – Износ подшипников ППД и ЗПД; г – Ослабление креплений ЭД и НА к раме
и фундаменту
Рисунок 3 - Статистика распределения видов неисправностей,
выявленных по измерению вибрации
Аналогичные зависимости приведены на графиках рисунке 6, где
представлены гистограммы распределения величины виброускорения на
подшипниках насосных агрегатов системы ППД НГДУ «Октябрьскнефть».
Сравнительный анализ величины виброускорения для насосных агрегатов
показывает, что ее значения для системы ППД в 5 и более раз превышает
значения
виброускорения
для
НА
системы
«Транснефть».
При
этом
наибольшее отклонение величины виброускорения наблюдается для агрегатов
«Транснефть» по радиальным колебаниям переднего подшипника НА.
Для НА агрегатов ППД «Азнакаевскнефти» наибольшее отклонение
величины виброускорения наблюдается для осевого колебания заднего
подшипника двигателя.
Для насосных агрегатов ППД «Октябрьскнефти» наибольшее отклонение
величины
виброускорения
наблюдается
для
вертикального
колебания
переднего подшипника насосного агрегата, а для насосных агрегатов системы
ППД НГДУ «Актюбанефть» наибольшее отклонение величины виброускорения
наблюдается для осевого колебания переднего подшипника двигателя.
129
а)
б)
в)
г)
д)
а) ЗПД; б) ППД; в) ППН; г) ЗПН; д) относительная величина
виброускорения для подшипников ЭД и НА
Рисунок 4 - Гистограммы распределения значений виброускорений для
насосных агрегатов системы «Транснефть» в узлах крепления подшипников
На рисунке 5
приведены гистограммы распределения величины
виброускорения на подшипниках насосных агрегатов системы ППД.
Таким образом, полученные результаты позволяют сделать вывод о том,
что величина виброускорения для НА системы ППД намного превышает его
130
величину
для
НА
системы
«Транснефть»,
что
является
следствием
повышенного износа у этих агрегатов подшипников как ЭД, так и собственно
НА.
а)
б)
в)
г)
д)
а) ЗПД; б) ЗПД; в) ППН; г) ЗПН; д) относительная величина
виброускорения для подшипников ЭД и НА
Рисунок 5 - Гистограмма распределения значений виброускорения для
насосных агрегатов системы ППД «Азнакаевскнефть»
131
а)
б)
в)
г)
д)
а) ЗПД; б) ППД; в) ППН; г) ЗПН; д) относительная величина
виброускорения для подшипников ЭД и НА
Рисунок 6 - Гистограммы распределения значений виброускорений для
насосных агрегатов системы ППД «Октябрьскнефть»
132
а)
б)
в)
г)
д)
а) ЗПД; б) ППД; в) ППН; г) ЗПН; д) относительная величина
виброускорения для подшипников ЭД и НА
Рисунок 7 - Гистограммы распределения значений виброускорений для
насосных агрегатов системы ППД НГДУ «Актюбанефть»
133
Был проведен анализ надежности различных типов насосных агрегатов,
применявшихся в системе ППД с целью выявления агрегатов, наиболее
подверженных поломкам.
Поскольку НА в системе ППД создают высокий напор в водоводах,
сопровождаемый
пульсациями
давления,
вызванными
конструктивными
особенностями насосов и отсутствием демпфирующей емкости, то эти
пульсации
передаются
на
участок
выкидной
линии,
непосредственно
подсоединенный к корпусу насоса. Вибрация выкидных линий может
восприниматься корпусом НА, накладываться на его рабочие вибрации и
вызывать ослабление его крепления к раме и непосредственно к фундаменту
основания агрегата.
С учетом этого обстоятельства, было изучено состояние выкидных линий
насосных агрегатов системы ППД. Результаты измерений представлены на
рисунке 8.
Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что величина
виброускорения, зафиксированная на выкидных линиях НА разной мощности,
имеет относительно стабильный во времени характер, незначительна по
величине и практически не зависит от мощности агрегата.
Значительный интерес для диагностики техсостояния насосных агрегатов
представляет также степень разогрева его основных узлов и деталей в процессе
длительной и непрерывной работы.
Не исключено, что степень разогрева поможет получить ответ на вопрос о
том, какие именно отклонения от рабочего режима являются причиной выхода
из строя насосных агрегатов.
С этой целью было проведено измерение температуры рабочих узлов и
деталей конструкций НА в комплекте с ЭД согласно компоновке, приведенной
на рисунке 1.
Результаты измерений приведены на рисунке 10.
134
а) НА типа ЦНС-105-98;
б) НА типа ЦНС-180-340
Рисунок 8 - Изменение во времени величины виброускорения Vвч
зафиксированной с интервалом 1 час на корпусе выкидной линии насосного
агрегата системы ППД
Из представленного графика видно, что наибольшему разогреву
подвержены подшипники ЭД и НА, что хорошо согласуется с данными,
приведенными на рисунке 3, из которых следует, что 68% всех неисправностей
обусловлены износом подшипников и как следствие этого – расцентровкой
валов ЭД и НА. Таким образом, величина разогрева подшипников ЭД и НА
может служить дополнительным диагностическим признаком текущего
технического состояния ЭД и НА и использоваться для прогноза его
работоспособности (безотказности) на ближайший период времени.
135
1 – ЗПД; 2 – Фундаментная рама под ППД; 3 – Стойка; 4 – Фунд-ая рама
под ЗПД; 5 – ППД; 6 – ЗПН; 7,9 – Стойка; 8 – Корпус насоса; 10 – ППН; 11 –
Фундаментная рама под ППН; 12 – Прием насоса; 13 – Выкид насоса
Рисунок 9 - График распределения температуры по корпусу и узлам
насоса и двигателя
В результате выполненного в данной работе анализа результатов
технической диагностики нефтепромысловых насосных агрегатов различного
назначения можно сделать следующие выводы:
- вибродиагностика как оперативный способ экспресс - диагностики
насосных агрегатов широко применяется на нефтедобывающих предприятиях;
- большая доля НА в области перекачки пресной воды по своему
техническому состоянию непригодна для дальнейшей эксплуатации (>40%);
- насосные агрегаты, работающие в системе ППД, обладают более
высоким уровнем виброускорения по сравнению с НА, предназначенными для
перекачки нефти, что значительно влияет на их работоспособность.
136
УДК 553.982
К ВОПРОСУ ОБ ИСТОЧНИКАХ ПРОИСХОЖДЕНИЯ И ПУТЯХ
МИГРАЦИИ НЕФТИ ПРИ ФОРМИРОВАНИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
НА ТЕРРИТОРИИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
Л.Ф. Юсупова (филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском),
А.Ю. Гуторов (ассоциация «Геоинформтехнология»)
Вопрос о том, какая теория происхождения нефти верна - органическая
или неорганическая, до сих пор является предметом острых дискуссий,
периодически возникающих в научных кругах по мере того как вдруг
обнаруживаются новые факты, которые, по мнению сторонников этих
противоположных взглядов, проливают свет в пользу той или иной гипотезы.
Учитывая актуальность получения правильного ответа на поставленный
вопрос, постараемся подойти к его решению с непредвзятых позиций,
используя для анализа уже имеющиеся источники объективной информации
[1,2,4].
Априори уже было известно, что из трех миллиардов тонн нефти,
добытой к 2009 году на территории Ромашкинского месторождения, только
около 600 млн тонн (порядка 20%) будут иметь органическое происхождение
[3]. Именно такое количество органического вещества, запасенного в девонских
отложениях могло стать источником образования нефтяных залежей в этих
коллекторах.
Откуда взялись оставшиеся 2,4 млрд тонн нефти, где она зародилась и по
каким путям мигрировала в ловушки углеводородов на территории РТ?
Чтобы изложить нашу версию ответа на поставленные вопросы,
обратимся к последним данным, известным из опубликованных источников [4].
В этой работе приводятся палеографические карты территории Татарстана,
отражающие закономерности осадонакопления и формирования карбонатных
отложений в разное геологическое время (окское, тульское, радаевобобриковское, елховское, турнейское, заволжское и т.п.) (рисунки 1, 2, 3, 4).
Рисунок 1 – Схема палеогеографии Татарстана. Турнейский век
137
Рисунок 2 – Схема палеогеографии Татарстана. Радаевско-бобриковское время
138
Рисунок 3 – Схема палеогеографии Татарстана. Тульское время
139
Рисунок 4 – Схема палеогеографии Татарстана. Башкирский век
140
141
На
этих же картах нанесено расположение месторождений нефти
карбонатных коллекторов вышеперечисленных отложений. Бросается в глаза
их
очевидная
приуроченность
к
довольно
ограниченной
территории
расположенной на юге, юго-востоке республики. Причем сопоставление
упомянутых карт, показывает, что участки простирания нефтяных отложений в
карбонатных коллекторах, приуроченных к разным периодам осадонакопления
как правило, совпадают в плане и представляют собою несколько этажей
нефтеносности, расположенных друг над другом по глубине залегания.
Учитывая эту особенность строения карбонатных коллекторов, можно
сделать вывод о том, что все они имели одинаковые (сходные) пути миграции
углеводородов,
которые
постепенно
скапливались
в
соответствующих
структурных ловушках, приуроченных к этим отложениям.
Теперь необходимо ответить на вопрос о том, почему месторождения
нефти в карбонатных коллекторах приурочены к столь ограниченной
территории республики, которая занимает от силы всего 20-25% ее площади.
Ответ
на этот
вопрос
помогает нам получить
карта
строения
кристаллического фундамента, приведенная в работе [1] И.А. Ларочкиной
(рисунок 5).
Согласно этой карте, кристаллический фундамент РТ разделен на
отдельные
мегаблоки
разломными
нарушениями,
которые
имеют
преимущественно субмеридиональную ориентацию и простираются по всей
территории республики с севера на юг.
Подробное изучение представленной карты показывает, что наряду с
разломными нарушениями субмеридиональной ориентации кристаллический
фундамент территории РТ расчленяется на более крупные мегаблоки
разрывными нарушениями в том числе ортогональной ориентации. Причем
всего подобных мегаблоков на территории РТ насчитывается порядка 6,
каждый из которых расчленяется в свою очередь на несколько метаблоков
меньшего размера.
142
а - границы крупных тектонических элементов, б - разломы и разломные зоны (прогибы):
1 - Буинский, 2 - Сюкеевский, 3 - Волжский, 4 -Приказанский, 5 - Ветровский 6 - АлькеевскоЯнчиковский, 7 - Тюлячинский (Усть-Черемшанский), 8 - Кутлубукашский (Аканский), 9 Баганинский, 10 - Кузайкинский, 11 - Соболековский, 12 - Алтунино-Шунакский 13 Елгинский, 14 - Сулюковский, 15 - Нуркеевский, 16 - Азнакаевский, 17 - Шуганский, 18 Ефанов-ско-Карамалинский, 19 - Чеканский, 20 - Никулинский, 21 - БугульминскоЮтазинский, 22 - Бавлинский, 23 - Сокско-Бавлинский, 24 - Сулинский, 25 - ТатКандызский, 26 - Шалтинс-кий, 27 -Прикамский, 28 - Мари-Турекский, 29 - КокарскоМешинский, 30 - Юмьинский, 31 - Киязлинский, 32- Краснополянский, 33 - Аделяковский,
34 - Степноозерский, 35 - Вишнево-Полянский, 36 - Менчинский, 37 -Черноозерский Валы и
валообразные зоны: Южно-Татарский свод (цифры в кружках): 1 - МиннибаевскоПановский, 2 - Альметьевско-Бастрыкский, 3 — Павловско-Имяновский, 4 -АзнакаевскоМензелинский, 5 - Уральско-Муслюмовский, 6 - Сабанчинско-Актанышский, 7 Ефановский, 8 - Крым-Сарайский, 9 - Жмакинско-Александровский, 10 - БавлинскоТуймазинский, 11 - Фоминовский, 12 - Кандызский, 13 - Хансверкинский, 14 - Родниковский,
Северо-Татарский свод: 15 - Контузлинский, 16 - Азево-Салаушский, 17 - Усть-Икский, 18 Бондюжский, 19 - Первомайский, 20 -Елабужский, 21 - Грахано-Сентякский, 22 - Дигитлинский, 23 - Кирменский, 24 - Кабык-Куперский, 25 - Кутлубукашский, 26 - Грахово-Польский,
27 - Ковали-Чучинский, 28 - Масловско-Белкинский, 29 - Державинско-Пестричинский, 30 Сабинско-Троицкий, 31 - IIIеморданекий, Мелекесская впадина: 32 - СтарокадеевскоЧеремуховская, 33 - Енорусскинско-Кутушская, 34 - Аксубаево-Эштебенькинская, 35 Нурлатско-Кривоозеркинская, 36 - Вишнево-Полянская, 37 - Черноозерская, 38 -Аканская, 39
- Бугровская, казапско-кировский авлакоген: 40 - Казакларский, 41 - Сумкинский, 42 Свияжский, Токмовский свод: 43 –Азелеевский
Рисунок 5 - Тектоническая схема кристаллического фундамента по И.А Ларочкиной,
1998
143
Условно, учитывая размещение мегаблоков на территории РТ, можно
выделить следующие структурные элементы:
- западный мегаблок, включающий два мегаблока;
- восточный мегаблок включающий пять метаблоков;
- два северных мегаблока, один из которых включает три мегаблока, а
второй – семнадцать метаблоков;
- один южный мегаблок включающий тринадцать метаблоков;
- один юго-восточнный мегаблок, включающий порядка тридцати пяти
мегаблоков.
Обращает на себя внимание тот факт, что юго-восточный мегаблок, имея
вторе меньшую площадь по сравнению с другими мегаблоками (западным,
восточным, двумя северными и южным), насчитывает в своем строении 35
метаблоков, против 27 метаблоков на остальной территории.
Подобное
обстоятельство
позволяет
сделать
вывод
о
том,
что
кристаллический фундамент в пределах площади юго-восточного мегаблока
имеет более расчлененное строение.
Для
того
чтобы
оценить
степень
расчлененности
площади
кристаллического фундамента разрывными нарушениями, было предложено
ввести показатель удельной длины разлома, которая определялась как
отношение длины разлома к единице, приуроченной к нему площади
поверхности кристаллического фундамента.
Вычисления этого показателя для территории, включающей западный,
два северных и один восточный мегаблоки, показали, что он равен 1,24·103
1/км. Для южного мегаблока соответственно – 0,69·103 1/км; а для юговосточного - 1,7·103 1/км. Если вывести средний показатель для площади
простирания всех мегаблоков, кроме юго-восточного, то она составит 0,96·103
1/км,
что
является
дополнительным
подтверждением
его
высокой
расчлененности, которая в 1,8 раз больше, чем расчлененность всей остальной
площади кристаллического фундамента на территории РТ.
144
1- изопахиты инверсионного (диоритового) слоя земной коры, в км; 2 эпицентры землетрясений различных энергетических классов; 3-5 - изосейсты
по И.А.Исхакову (в баллах): 3 - Альметьевского землетрясения (23.09.1986 г.), 4
- Елабужского землетрясения (17.04.1989г.), 5 Альметьевского землетрясения (28.10.1991 г.)
Рисунок 6 - Схема мощности (толщины) инверсионного слоя земной коры
территории Татарстана
Учитывая полученные данные расчлененности юго-восточного мегаблока
и приуроченность к нему залежей нефти как в карбонатных, так и терригенных
продуктивных комплексах, о чем было отмечено выше, можно сделать вывод о
том, что путями миграции нефти на территории Ромашкинского месторождения
являются разрывные нарушения кристаллического фундамента, подстилающего
продуктивную седиментационнную толщу горных пород, а источником
углеводородов является собственно сам
кристаллический
фундамент,
145
аккумулирующий в своих разуплотненных участках основные углеводородные
компоненты в газообразном или растворенном состоянии.
Дополнительным подтверждением
подобного
механизма
миграции
углеводородов на участках с высокой расчлененностью кристаллического
фундамента является карта распределения техногенных землетрясений,
приуроченных в основном к территории юго-восточного мегаблока территории
РТ [2] (рисунок 6).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Боровский М.Я. Основные данные к поискам алмазов в республике
Татарстан // Геологическое изучение земных недр Республики Татарстан.Казань: Изд-во КГУ, 2002.-С.90-102.
2 Кузнецов Г.Е. Глубинное строение республики Татарстан, в связи с
прогнозно-поисковой оценкой на алмазы// Геологическое изучение земных
недр Республики Татарстан.- Казань: Изд-во КГУ, 2002.-С.103-119.
3 Александров В.К., Трофимов В.А., Антонов Ю.Б. Фундамент
Ромашкинского месторождения и возможные объекты для посика
углеводородов // Круглый стол. – Казань.- 10-11.11.1998.
4 Хисамов Р.С., Губайдуллин А.А., Базаревская В.Г., Юдинцев Е.А.
Геология карбонатных сложнопостроенных коллекторов девона и карбона
Татарстана // Казань: АНРТ, 2010. - 283 с.
146
СЕКЦИЯ «МЕХАНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЯ»
УДК 621.9.019.
ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДА КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА ОБРАБОТКИ
ПО ГЕОМЕТРИЧЕСКИМ И ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИМ
ПАРАМЕТРАМ СТРУЖКИ
А.Г.Ахмадулин (МП-08-11)
Н.Г.Шакуров (доцент к.т.н.)
(Филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
Срезаемая с поверхности заготовки стружка
имеет практическое
значение для изучения процессов механической обработки формирующих
качество поверхности детали.
В зависимости от вида полученной стружки
(стружка скалывания, стружка сливная, стружка надлома), по изменению
размеров её элементов можно оценить качественные показатели поверхности
детали, а по цвету «побежалости» температуры нагрева в зоне резания.
Исследованиями эффективности процесса резания выявлено, что характер
получаемой стружки зависит от материала обрабатываемой детали, переднего
угла резца, схемы и скорости резания, а вид пластического воздействия от
схемы деформации и кинематики резания.
В материаловедении разработаны и применяются методы фрактографии
по анализу поверхности излома (поверхности образовавшейся при разрушении
метала),
дают оценку качества материала. Фактически поверхность стружки
является также своеобразной
поверхностью излома, и анализ стружки
позволяет дать оценку качества поверхностных слоёв материала, после
механической
обработки
заготовки,
а
именно
дефектов
структуры,
химическую неоднородность, пористость, расслоения, микротрещины и
размеров дефектного слоя, образовавшегося на поверхности.
147
В работе проведены измерения параметров элементов стружки, которые
показали, что ширина стружки изменяется в пределах от 2,16 до 3,72 мм;
толщина изменяется от 0,30 до 0,35 мм; диаметр завивки стружки от 10.2 до
10,93 мм. Полученные результаты указывают на неравномерность припуска и
твёрдости поверхности заготовки. Применение нагрева позволило выявить
неоднородность распределения остаточных напряжений, которые привели к
изменению геометрии стружки.
По результатам эксперимента был сделан
вывод о том, что в местах, где произошло расширение, металл был наклёпан
(деформационно упрочнён).
В местах наклёпа происходят снижение
пластичности металла и его охрупчивание. Поскольку стружка - это срезанная
часть металла заготовки, значит, следует ожидать того, что и на обработанной
поверхности
детали
остаются
участки
с
различным
напряжённо
деформированным состоянием.
Таким образом, можно утверждать, что происходящие деформации в
металле в процессе резания весьма неоднородны, пластическое воздействие
сказывается на качестве поверхностного слоя детали, и для повышения
однородности
является
необходимым
проведение
нескольких
этапов
обработки (черновой, получистовой, чистовой), что выявлено в результате
накопленного производственного опыта.
При
резании
от 0,1 до 0,6 ГПа,
в
зоне
воздействия
резца
давление
достигает
такие значения давления приводят к снижению
коррозионной стойкости, что также должно учитываться при оценке качества
обработанной поверхности.
Качественный анализ
стружки
позволяет дать оценку состояния
поверхности любого участка детали, что важно для контроля качества при
изготовлении деталей сложной формы или деталей большой длины.
Для расширения практического применения анализа состояния правильно
было бы создание разделов фрактографии стружек. Можно отметить, что на
практике для улучшения обрабатываемости резанием широко применяется
148
метод термической обработки (нормализации), при котором образуется стружка
скола. С точки зрения фрактографии, стружка скола - это результат хрупкого
разрушения, поэтому следует ожидать, что на поверхности детали могут
остаться
микротрещины,
резко
ухудшающие
усталостную
прочность
поверхности.
Таким образом, применение метода контроля качества обработки
по
геометрическим и физико - механическим параметрам стружки даёт
возможность
совершенствовать
технологии
механической
обработки
и
способствует повышению качества машин.
УДК 378.147
ТЕОРИЯ ФИЗИЧЕСКОГО ВАКУУМА
А.В.Бадыков (БГР-09-11),
Х.Н.Ягафарова (доцет)
(Филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
С давних времен человечество интересовали вопросы, связанные с
понятиями пространства, времени, материи. Что такое душа, сознание, Бог?
Какие будут следующие направления прорыва в науке, какие нас ждут
открытия и потрясения, каким станет мир в ближайшем будущем?
Мы живем в очень необычное и интересное время, когда происходит
смена веков и тысячелетий. Многие интуитивно ожидают больших перемен во
всех областях нашей жизни, и они действительно происходят. Возникают
новые
теории, к числу которых относится теория физического вакуума,
которая появилась в результате развития идей А.Эйнштейна. Эта теория не
нашла пока окончательного признания у широкой научной общественности.
Тем не менее при ее изучении многие найдут в ней ответы на вопросы, которые
возникают при встрече с некоторыми загадочными явлениями, связанными с
сознанием человека.
149
Например, в России в городе Пенза живет Анатолий Антипов, тело
которого
обладает
удивительной
способностью
притягивать различные
предметы. Анатолий может притянуть своим телом три металлические плиты
общим весом 160 килограммов! Управляя этим процессом с помощью
сознания, он заставляет перемещаться по телу плиту весом 60 килограммов! Ни
теория гравитации Ньютона (или Эйнштейна), ни электродинамика, никакая
другая физическая теория современной науки не в состоянии описать это
регулярно повторяющееся (по воле А.Антипова) явление.
До сих пор физика изучала явления без учета влияния сознания на
протекающие в природе процессы, считая, что сознание человека играет
вторичную роль по отношению к материи. Материя первична, а сознание
вторично - вот основной тезис материалистической науки. Однако это не
совсем так.
Замечательным
достижением
новой
теории
является
научное
предсказание существования тонкоматериальных миров и мира Высшей
реальности, играющих существенную роль в эволюции материи и человека в
том числе.
Можно предложить очень простой ход рассуждений, который приводит
нас к мысли, что в основе мира лежит Великая Пустота - физический вакуум.
При работе с микроскопом можно заметить, что между ядром и электронами пустота. Следующий этап увеличения покажет, что ядро состоит из
элементарных частиц - протонов и нейтронов, между которыми опять
наблюдается пустота. Если теперь посмотреть на саму элементарную частицу,
например, электрон, то он (согласно теории Дирака) состоит из пустоты,
поскольку представляет собой "возбужденное состояние физического вакуума"особое состояние пустоты.
Российскому ученому Г.И. Шипову (ныне академику) удалось завершить
огромный труд плеяды выдающихся ученых и создать единую теорию поля
(ЕТП), которая в процессе исследования переросла в теорию физического
вакуума
–
«фундаментальное
поле»,
являющееся
единым
носителем
150
гравитационного, электромагнитного и торсионного (определяемого кручением
пространства) полей. Представленные Г.И. Шиповым в 1988г. новые
фундаментальные уравнения, описывающие структуру физического вакуума,
обобщают все уже известные уравнения физики и представляют собой
согласованную систему нелинейных дифференциальных уравнений первого
порядка.
Четырехмерное
«пространство-время»
Эйнштейна
дополняется
шестью угловыми координатами, определяющими кручение пространства.
Добавление Шиповым вращательных координат приводит к всеобщей теории
относительности, в которой обобщаются принципы специальной и общей
теории относительности Эйнштейна.
Физический вакуум – это всепроникающая материальная среда,
изотропно заполняющая все межчастичное пространство, имеющая квантовую
структуру, передающая взаимодействие и рождающая элементарные частицы.
Уровень первичного вакуума – это план построения торсионных полей, а
уровень вакуумный – это план построения грубой материи под воздействием
торсионных полей. Физический вакуум – динамическая система, насыщенная
энергией; его планковская плотность энергии составляет 1014 г/см (плотность
энергии ядерного вещества равна 103 г/см). В физическом вакууме «упрятаны»
скрытая материя и скрытая энергия, равная чуть ли не половине тех, что
реализованы в виде Вселенной.
Возбуждение физического вакуума порождает первичные торсионные
поля, которые представляют собой элементарные пространственно-временные
вихри правого и левого вращения, не передающие энергию, но переносящие
информацию обо всех возможных событиях и явлениях в прошлом, настоящем
и будущем. Скорость распространения торсионных волн (возмущений)
примерно в 109 раз больше скорости света С = 300000
км
/с. Источником
первичного торсионного поля (поля кручения) является вращение системы
элементарных частиц. Поля элементарных частиц, атомов, молекул, людей,
планет и т.д. сливаются во Вселенной, образуя Информационное Поле
Вселенной.
151
Точные решения уравнений физического вакуума позволили Шипову
выделить и математически описать семь уравнений реальности в Мироздании:
твердое тело, жидкость, газ, плазма (элементарные частицы) – давно
известные в науке; физический вакуум – успешно осваиваемый наукой в
последнее десятилетие; первичное поле кручения (первичное торсионное поле) –
несет в себе информацию о всей реальности и способно воздействовать на
сознание человека; абсолютное «ничто» - геометрическое пространство
(пустое пространство, нет ничего конкретного). Первые четыре уровня
реальности образуют грубый материальный мир, а три других
являются
уровнями Тонкого Мира.
После того, как Абсолютным «Ничто» - Творцом созданы планы
первичного
вакуума
и
вакуума,
из
первичного
вакуума
рождается
тонкоматериальный мир, представленный первичными торсионными полями,
которые отличаются от обычной материи тем, что не искривляют пространство,
т.е. не участвуют в силовых взаимодействиях, поэтому рожденное из
первичного вакуума первичное торсионное поле образует тонко-материальный
мир.
План вакуума содержит информацию, в соответствии с которой будет
построена рожденная из вакуума грубая материя, участвующая в силовых
взаимодействиях. Эта информация содержится в уравнениях вакуума в виде
физических законов, устанавливающих отношения между грубоматериальными
объектами. Уравнения вакуума и первичного вакуума устроены так, что они не
содержат никаких конкретных физических констант. Пустота не может
характеризоваться чем-то конкретным.
Присутствие первичных торсионных полей в пространстве делает
структуру физического вакуума неустойчивой, вызывая рождение из вакуума
элементарных частиц - простейших представителей грубоматериального мира.
Рождение тонкой материи начинается с уровня первичного вакуума.
Происходит расслоение первичного вакуума по спину (рисунок 1), в результате
чего появляются правые и левые первичные торсионные поля. Эти поля
152
покрывают все пространство и выступают как своего рода катализаторы,
вызывая рождение грубой материи с вакуумного уровня. (т.е. плазма, газ,
жидкое тело, твердое тело).
Вывод: Итак, теория физического вакуума переворачивает наши
представления об устройстве мира. Фундаментальная физика пока не в
состоянии объяснить многие явления.
УДК 531.312
ПРИНЦИП ДАЛАМБЕРА И УРАВНЕНИЕ ДИНАМИКИ
ОТНОСИТЕЛЬНОГО ДВИЖЕНИЯ МАТЕРИАЛЬНОЙ ТОЧКИ
Галимова Г.С. (БГР-10-11),
Ермоленко Ф.И. (доцент)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
1. Сила инерции и принцип Даламбера для материальной точки
−
Рассмотрим действие активной силы F на свободное тело 1 массой m
со стороны другого тела 2 (рисунок 1, а). Сообщаемое при этом телу 1
−
ускорение а определяется вторым законом Ньютона
−
−
ma = F
(1)
По закону равенства действия и противодействия тело 2 будет испытывать
−
−
со стороны тела 1 противодействующую силу Ф = − F (рисунок 1,б).
а)
б)
−
−
F = ma
в)
−
−
Ф = −F
Рисунок 1
−
−
F+ Ф = 0
153
Сила
противодействия
−
Ф , с которой рассматриваемое тело 1
−
сопротивляется внешнему воздействию (силе F ), называется силой инерции
тела 1. Величина и направление этой силы инерции определяется выражением
−
−
Ф = − m a [1].
Второй закон динамики (1) для свободного тела можно формально
представить в виде
−
−
−
F + (− m a) = 0,
−
т.е. F + Ф = 0.
(2)
−
−
Равенство (2) выражает равновесие двух сил ( F и
Ф ), приложенных к
одному телу (рисунок 1, в). Из этого следует, что формальный перенос левой
части выражения закона Ньютона (1) в его правую часть физически означает
−
перенос действия силы инерции Ф с тела 2 на тело 1. т.е. мы силу инерции
−
−
Ф = − m a тела прикладываем непосредственно к самому же телу, являющемуся
источником этой силы инерции. На этой основе и формируется принцип
Даламбера для несвободной материальной точки (рисунок 2).
Исходное уравнение динамики
−
−
−
ma = F+ N ,
(3)
−
где F - активная сила;
−
N - сила реакции связи.
Рис.2
−
−
−
Или
F + N + Ф = 0,
т.е.
− − −
 F , N , Ф  ≡ 0.


Здесь
−
−
−
(4)
−
−
−
Ф = −m a = − R; R = F + N .
154
Выражение (4) представляет собой сущность принципа Даламбера для
материальной точки:
если к движущейся материальной точке М(m), наряду с действующей
−
−
на нее активной силой F и силой реакции связи N , дополнительно
−
приложить ее силу инерции Ф , то полученная система сил будет
находиться в равновесии.
2. Уравнение динамики относительного движения материальной точки
Уравнение
динамики
материальной
точки
относительно
М(m)
неинерциальной (произвольно перемещающейся системы отсчета
х1 у1 z1)
получается из уравнения динамики (3) для несвободной материальной точки,
движущейся в инерциальной (неподвижной) системе отсчета х у z (рисунок 3).
−
−
−
ma = F+ N,
−
−
где F и N - соответственно
активная сила и сила реакции связи;
−
а - абсолютное ускорение
точки, определяемого теоремой
Кориолиса:
−
−
−
−
а = ае + аr + a c
Рис.3
Из уравнения (3) с учетом выражения (5) получаем уравнение
(5)
(6)
динамики относительного движения материальной точки.
−
−
−
−
−
m a r = F + N + (−m a e ) + (−m a c )
или
−
−
−
−
−
m ar = F + N + Фе + Фс .
(6)
155
−
Здесь
−
Ф е = −m a e
−
−
Ф c = −m a c
и
соответственно переносная и
кориолисова силы инерции (эйлеровы силы инерции), зависящие от выбора
системы отсчета.
Сопоставляя уравнения (4) и (6) и выражения их сил инерции, возникает
предположение о возможной аналогии проявления эйлеровых сил инерции в
уравнении (6) и даламберовой силы инерции в уравнении (4).
3. Аналогия проявления сил инерции
С целью упрощения последующих рассуждений будем рассматривать
движение свободной материальной точки. Тогда на основе исходного
−
уравнение динамики (3) при N = 0 с учетом выражения (5) для абсолютного
−
ускорения а точки получаем выражение (7) для активной силы
−
−
−
−
− − − 
F = m a e + a r + a c  = m a e + m a r + m a c ,


т.е.
−
−
−
−
F = F e + F r + F c.
−
Здесь ускорения переносное
Кориолиса
(7)
−
а е , относительное а r и ускорение
−
а c являются реальными составляющими абсолютного ускорения
−
−
а , которые испытывает точка М(m) под действием активной силы F (рис.4).
Векторы
−
Fe,
−
Fr
и
−
F c.
являются
соответственно
переносной,
относительной и кориолисовой составляющими (компонентами) активной силы
−
F ; каждая из этих составляющих сил сообщает точке М(m) свою реальную
− − − 
составляющую ускорения  а е , а r , a c .


156
−
−
−
Поэтому составляющие F e , Fr , F c. силы
−
являются
F
реальными
физическими
силами, которые порождают в точке М(m)
соответствующие
Рис.4
силы
инерционного
сопротивления (силы инерции):
−
−
−
−
−
−
Ф е = −m a e ; Ф r = −m a r ; Ф c = − m a c .
Исходное уравнение (7)
− − −  −
m a e + a r + a c  = F


(8)
представим в виде
−
−
−
−

 

m a r = F +  − m a e +  − m a c .

 

−
−
Перенос векторов m a е и m a c из левой части уравнения (8) в его правую
часть физически означает (как об этом отмечалось в принципе Даламбера)
приложение к самой точке М(m) исходящих из нее ее же сил инерции
−
−
−
−
Ф е = − m a e и Ф c = − m a c . В результате для несвободной материальной точки
М(m) получаем основное уравнение динамики ее относительного движения (6)
−
−
−
−
−
m ar = F + N + Фе + Фс .
Таким образом, общее уравнение динамики относительного движения
точки (6) можно рассматривать как результат реализации принципа
Даламбера к движению несвободной материальной точки
М(m) в
неинерциальной системе отсчета.
Одновременно заметим, что дополнительное приложение к точке М(m) еще
и ее относительной инерционной силы
−
−
Ф r = − ma r
переводит уравнение
относительного движения (6) к выражению принципа Даламбера для
материальной точки (4) в инерциальной системе отсчета:
157
−
−
−
−
−
О = F + N + Фе + Фс + Фr ,
т.е.
−
−
−
F+ N+Ф = 0.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Яблонский А.А. Курс теоретической механики: 4.2 –М.: Высшая школа,
1977.-418с.
УДК 621.1.01 (075.8)
СВОЙСТВА ГАЗОВ И ЖИДКОСТЕЙ. РАСЧЕТ
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ МЕТАНА, УГЛЕКИСЛОГО
ГАЗА, ВОДЫ И ВОДЯНОГО ПАРА
Д.И. Гвоздиков, А.В. Кадетов, А.А. Прокофьев (БГР-08-12)
Б.В. Колосов (ст. преподаватель)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
В течение многих десятилетий во всем мире проводятся интенсивные
исследования,
направленные
на
развитие
методов
описания
фазового
равновесия систем природных углеводородов. В значительной степени
направленность этих исследований определяется потребностями практики:
необходимостью
повышения
качества
проектирования
и
эксплуатации
нефтяных и газоконденсатных месторождений, определения оптимальных
технологических
условий
промысловой
обработки,
транспортировки
и
заводской переработки добываемого сырья.
Одним из способов изучения теплофизических свойств веществ
является составление уравнений состояния.
Используя
единое
уравнение
состояния, можно рассчитать не только компонентные составы, плотность и
долю
равновесных
фаз,
но
и
их
термодинамические
согласованные
теплофизические свойства (энтальпию, энтропию, изобарную и изохорную
теплоемкости, дифференциальный и интегральный дроссель-эффект и т.д.). К
достоинствам аппарата уравнений состояния относится также возможность
158
расчета фазового равновесия смесей, состоящих как из углеводородов
различного строения, так и многих неуглеводородных веществ.
В 1975г, Робинсон и Пенг разработали модификацию уравнения Вандер-Ваальса, которая вследствие низких погрешностей получила широчайшее
применение в инженерной практике моделирования процессов разработки и
эксплуатации месторождений природного газа и нефти, транспорта и заводской
переработки систем природных углеводородов.
Уравнение имеет вид [2]:
,
где a, b - коэффициенты, причем коэффициент a зависит от
температуры.
Структура коэффициента a следующая:
Температурная функция а(T,φ) записывается согласно выражению
Зависимость
ацентрического
0,26992·ω2
входящего
фактора
имеет
в
эту
функцию
следующий
вид:
коэффициента
φ
от
φ=0,37464+1,54226·ω-
.
Позднее (1978 г.) для веществ с ацентрическим фактором ω> 0,49 было
предложено вычислять значения φ по выражению: φ = 0,37964 +1,408503·ω0,16442·ω2 +0,016666·ω3 .
Выражения для расчета коэффициентов ac и b получаются в результате
использования условий в критической точке:
.
Главное различие уравнений состояния RK и PR заключается в том, что
Д.Робинсон и Пенг изменили знаменатель члена уравнения, характеризующего
действие сил притяжения. Ввод дополнительного члена "b(V-b)" привел к тому,
что z-фактор (сверхсжимаемость) в критической точке стал равным 0,3074. Для
уравнения Редлиха-Квтонга и всех его модификаций, включая уравнение SRK,
159
zc =0,333(3). Таким образом, zc, определяемое по уравнению PR, ближе к
реальному диапазону изменения zc.
В данной работе мы использовали уравнение Пенга-Робинсона для
расчета параметров метана, углекислого газа, воды и водяного пара.
Двуокись углерода (CO2) относится к числу технически важных
веществ, широко применяемых в качестве самостоятельного агента в
различных отраслях промышленности. В качестве самостоятельного или
сопутствующего продукта двуокись углерода встречается также во многих
геохимических, биологических и технологических процессах. Вместе с тем
исследование теплофизических свойств CO2 всегда представляло большой
интерес и с чисто научной точки зрения.
Углекислый газ привлекателен тем, что имеет относительно низкие
критические параметры (давление и температуру). Это позволяет без особого
труда моделировать процессы фазовых превращений данного вещества.
Вода
и
водяной
пар
получили
наибольшее
применение
в
промышленности в качестве рабочего тела и теплоносителя. Это объясняется, в
первую очередь, доступностью благодаря распространению воды в природе, а
также
тем,
что вода и водяной
пар обладают
относительно
хорошими
термодинамическими характеристиками. Так, удельная теплоемкость воды
выше по сравнению с многими жидкостями и твердыми телами. В отличие от
других жидких и твердых тел теплопроводность воды с повышением
температуры до 120... 140°С увеличивается в зависимости от давления, а при
дальнейшем повышении температуры — уменьшается.
Вода и водяной пар широко применяются в энергетике, отоплении,
вентиляции, горячем водоснабжении.
Данная работа отличается от работ прошлых лет тем, что нами были
подсчитаны величины P и T , и, уже используя эти значения, дроссельный
эффект Джоуля-Томсона.
Основной идеей при составлении таблиц была возможность определить
разницу между вычисленными и экспериментальными объемами. Из них видно,
160
что данное уравнение дает меньшие по сравнению, например, с уравнением
Редлиха-Квонга, погрешности. Это делает уравнение Пенга-Робинсона весьма
перспективным в плане использования его в промышленной сфере.
В таблицах приведены значения для ряда стандартных давлений и
температур, а также давлений и температур, отражающих процессы,
актуальные в современном производстве.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Алтунин В.В. Теплофизические свойства двуокиси углерода. - М.: Издво стандартов, 1975.
2 Богословский С.В. Физические свойства газов и жидкостей: учеб.
пособие / СПбГУАП. - СПб. , 2001.
3 Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и
водяного пара: справочник. М.: Изд-во «Энергоатомиздат», 1984.
4 Сычев В.В., Вассерман Л.Л., Загорученко В.Л., и др.
Термодинамические свойства метана.- М.: Издательство стандартов, 1979 .
5 Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей.
Справочное пособие: 3-е изд., перераб. и доп. - Л.: Химия, 1982.
УДК.378.4
ОРГАНИЗАЦИЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ СТУДЕНТОВ
В ТЕХНИЧЕСКОМ ВУЗЕ
Е.Л.Гусейнова (ст. преподаватель)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
При определенных условиях и в течение определенного времени может
быть эффективной только определенная образовательная система. Сейчас
наступило
такое
время,
когда
благодаря
появлению
всемирной
сети
«Интернет», информация становится стратегическим ресурсом развития
цивилизации. В связи с этим возрастает роль образования.
Образование традиционно определяется как создание человека по
собственному образу и подобию, оно объединяет обучение и воспитание.
Содержание образования состоит из нескольких компонентов. Первый
компонент связан с накопленными человеческими знаниями, их усвоение
161
индивидом отражает идею трансляции опыта предшественников будущим
поколениям. Вторым компонентом содержания образования является опыт
осуществления обучающими различных умений. Третий компонент включает
опыт
творческой
деятельности.
И
четвертый
компонент
содержания
образования исходит из общефилософской идеи рефлексии, включающей опыт
эмоционально-ценностного отношения к окружающему миру. Его усвоение
обеспечивает развитие личности. Содержание образования раскрывается в
образовательных программах, учебных планах, учебниках. В 1992 году были
введены образовательные стандарты, в которых заложен эталонный уровень
образования,
и
они
определяют
минимум
содержания
основных
образовательных программ. Основной функцией образовательных стандартов
является обеспечение качества образования и возможность его контроля.
На развитие и функционирование образования оказывают влияние все
факторы и условия существования общества: экономические, политические,
социальные, культурные и другие. Связь образования и культуры является
наиболее тесной.
Тенденция изменения образования состоит из следующих принципов:
- интеграция всех воспитывающих сил общества;
- гуманизация - усиление внимания к личности каждого;
- дифференциация и индивидуализация, создание условий для полного
проявления и развития способностей каждого учащегося;
- демократизация, создание предпосылок для развития активности,
инициативы и творчества учащихся, широкое участие общественности в
управлении образованием.
Реализация этих принципов предполагает изменение содержания и
организации образовательной системы. Сегодня востребованы специалисты,
которые обладают широким спектром социально-профессиональных действий,
универсальными способностями, готовые к индивидуальной инновационной
деятельности. Современное образование, ориентированное на формирование
знаний, умений и навыков, подготовку таких специалистов обеспечить не
162
может. На смену жесткой централизации образования приходят тенденции
вариативности.
Основной целью профессионального образования является
подготовка
квалифицированного специалиста, соответствующего уровня и профиля,
конкурентоспособного на рынке труда, свободно владеющего профессией и
ориентированного в смежных областях деятельности. Однако, на практике
молодые специалисты испытывают трудности в ходе профессиональной
адаптации, что говорит об их низком уровене обобщенных представлений о
применении полученных знаний для решения реальных вопросов. Многие
выпускники вузов имеют в своем арсенале набор разрозненных знаний и не
умеют видеть их взаимосвязь. Для формирования обобщенных знаний
необходимо начиная с первых курсов найти оптимальный способ преподавания
учебных дисциплин. Целью обучения должно стать не только их усвоение, но
и формирование у будущих специалистов творческих способностей и навыков
самостоятельного получения, и главное, применения полученных знаний.
Решение
таких
сложных
дидактических
задач
возможно
путем
активизации самостоятельной работы под руководством преподавателя.
Сегодня ее значение очень сильно возрастает также и в связи с увеличением
возрастания объемов научной и практической информации, и нереальностью
преподнесения всего этого объема в рамках лишь аудиторных занятий.
Целью самостоятельной работы является научить студентов учиться и
тем самым повысить качество образования.
Понятие самостоятельной работы многогранно, оно не получило единого
толкования, и разными авторами трактуется в разных значениях.
Под самостоятельной работой в дидактике понимают разнообразные
виды индивидуальной и коллективной деятельности учащихся на классных и
внеклассных занятиях или дома без непосредственного участия преподавателя,
но по его заданиям (А.А. Миролюбов).
163
По С.И.Архангельскому, понятие самостоятельной работы включает
поиск необходимой информации, приобретение знаний, использование этих
знаний для решения учебных, научных и профессиональных задач.
А.Г. Молибог представляет самостоятельную работу как деятельность,
складывающуюся из многих элементов: творческого восприятия и осмысления
учебного материала в ходе лекции, подготовки к занятиям, экзаменам, зачетам,
выполнения курсовых и дипломных работ.
Разнообразные
виды
индивидуальной,
групповой
познавательной
деятельности студентов на занятиях или во внеаудиторное время без
непосредственного руководства, но под наблюдением преподавателя являются
самостоятельной работой по А.И. Низамову.
Система мер по воспитанию активности и самостоятельности как черт
личности, по выработке умений и навыков, рациональному приобретению
полезной информации является самостоятельной работой по Б.Г.Иоганзену.
Деятельность,
отождествляемая
с
самообразованием,
также
есть
самостоятельная работа (С.И.Зиновьев)
Самостоятельной работой также является часть учебного процесса,
которую студент проводит без непосредственного участия преподавателя, сам
ее планирует и выполняет (В.И. Богданов).
П.И. Пидкасистый считает, что самостоятельная работа в высшей школе
является специфическим педагогическим средством организации и управления
самостоятельной деятельностью в учебном процессе. [4] Самостоятельная
работа может представлять учебное задание, а также форму проявления
определенного способа деятельности по выполнению соответствующего
учебного задания.
Самостоятельная работа представляет собой высшую форму учебной
деятельности,
она
обуславливается
индивидуально-психологическими
и
личностными особенностями обучающегося субъекта, к которым относится
саморегуляция.
Для
ее
развития
обучающемуся
необходимо
самому
164
формировать цели, реализовывать их, уметь моделировать собственную
деятельность.
Для успешного проведения самостоятельная работа должна быть
правильно организована не только преподавателем, но и учащимся.
Самостоятельная работа может проводиться в рамках проводимых
занятий по расписанию, в этом случае она является аудиторной, а также может
быть внеаудиторной.
Существует
деятельности
классификация
студентов,
различных
которая
учитывает
видов
самостоятельной
продолжительность
и
масштабность деятельности.
К
первому
классификационному
подразделению
можно
отнести
традиционные домашние задания, которые студенту необходимо выполнить
при подготовке к определенному занятию. Данный вид работы сочетает
тренировочные и творческие компоненты и не требует больших затрат времени.
Самостоятельные работы, которые проводятся в рамках подготовки к
мероприятиям рубежного
или итогового контроля, требуют
большего
количества времени.
Более длительные по времени самостоятельные работы, содержащие
достаточно большой объем заданий, занимают интервал от месяца до
продолжительности целого семестра. В разных вузах они могут носить
следующие
названия:
типовые
расчеты,
типовые
проекты,
расчетно-
графические задания, курсовые работы, курсовые проекты, индивидуальные
творческие задания.
Самыми
длительными
по
времени
являются
долгосрочные
самостоятельные работы, которые являются выпускными квалификационными
работами (дипломные проекты), они, как правило, защищаются студентами, и
этим заканчивается процесс обучения в вузе.
Для
успешного
выполнения
самостоятельной
работы
студентов
необходимо организовать таким образом, чтобы у них возникала мотивация к
самостоятельному углублению и расширению полученных знаний.
165
По мнению ряда авторов, самостоятельная работа очень много дает
студентам, она формирует у них на каждом этапе движения необходимый
объем и уровень знаний, навыков и умений для решения познавательных задач.
Данный вид работ вырабатывает у студентов психологическую установку на
систематическое увеличение собственных знаний и умений, а также является
одним из важнейших условий самоорганизации студента в овладении методов
профессиональной деятельности. Но самостоятельная работа не учитывает
разный уровень развитости мышления и усвоения информации.
Для эффективного проведения самостоятельной работы необходимо
выполнение
различных
условий:
материально-технических,
учебно-
методических, кадровых.
Уровень кадрового потенциала должен быть также достаточно высоким.
Существуют еще субъективные условия организации самостоятельной
работы, к ним относятся оптимальная нагрузка студентов, развитие социальной
структуры, улучшение условий быта и отдыха, понимание преподавателем
значимости данного вида работы, владение преподавателем приемами
организации самостоятельной работы, уровень общей подготовки студентов,
владение ими приемами самостоятельной работы, осознание студентами целей
и значимости самостоятельной работы.
Обязательным условием организации самостоятельной работы является
отчетность студентов перед преподавателями о результатах выполнения.
Поскольку контроль способствует выявлению недостатков и создает механизм
для их устранения, а также формирует обратную связь. Формы контроля можно
использовать
различные,
устные,
письменные.
Можно
индивидуальные опросы или работать с целой группой.
проводить
Проводить
выборочные испытания или сплошные. Но в любом случае все они должны
соответствовать ряду требований. Необходимо стремиться к максимальной
индивидуализации и систематичности проведения. Также формы и методы
контроля должны быть разумными и иметь понятные и доступные критерии
оценки.
В
качестве
оценочных
критериев
можно
принять
степень
166
самостоятельности и творческой активности студентов, время выполнения
заданий, характер действий студентов.
Поскольку студенты имеют различную степень подготовки и различный
уровень мотивации, то и результаты также сильно варьируют. В любом вузе
находится ряд студентов, которые имеют систематическое отставание, этим
студентам необходимо уделять особое внимание. Если же низкие баллы
наблюдаются у большей части студентов группы, то это свидетельствует о
просчетах самой самостоятельной работы, и должно стать основанием для
внесения коррективов. Контроль качества проведения самостоятельной работы
может и должен вестись на уровне кафедр и деканата. Это можно делать с
помощью графиков текущего контроля успеваемости.
Список литературы
1 Попков
В.А.,
Коржуев
А.В.
Теория
и
практика
высшего
профессионального образования.
2 Зимняя И.А. Педагогическая психология.
3 Зеер
Э.Ф.
Личностно
-
развивающие
технологии
начального
профессионального образования.
4 Батыршина А.Р. Технология организации самостоятельной работы
студентов (на опыте изучения курса).-Высшее образование сегодня.-2008.-№ 9.
5 Федеральный государственный образовательный стандарт высшего
профессионального образования по направлению подготовки 80 б. –
Нефтегазовое дело.
6 Сенашко
В.,
Жалнина
Н.
Самостоятельная
работа
студентов:
актуальные проблемы. Высшее образование в России. – 2006. - № 7.
7 Жураковский В., Сазонова З., Чечеткина Н., Ткачева Т., Курбатов С.
Управление самостоятельной работой: мировой опыт // Высшее образование в
России, 2003, № 2.
167
УДК.378.14
АНАЛИЗ РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ
ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ
Казаков К. А. (ГР-09-12),
Воробьева Т. Л. (ст. преподаватель)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
Область
рационального
использования
того
или
иного
инструментального материала зависит от целого ряда его физико-механических
свойств и, прежде всего, от твердости, прочности и теплостойкости. Эти
важнейшие характеристики определяют возможность внедрения режущего
инструмента в материал заготовки при отсутствии его пластической
деформации и разрушения в условиях сохранения этих свойств при нагреве до
некоторой температуры.
Проанализировав
некоторые
инструментальные
материалы,
устанавливаем, что зависимость твердости инструментальных материалов от
температуры неоднородна. Наибольшую твердость сохраняет при высоких
температурах
эксплуатации
инструмент,
изготовленный
из
поликристаллического алмаза.
В связи с этим весьма разнообразна и область рационального
использования
скоростей
резания
для
различных
инструментальных
материалов при заданной стойкости инструментов. При точении стали 45
резцами, оснащенными
различными инструментальными материалами,
наибольшую стойкость имеют резцы из керамики ВОК-60 при сохранении
наибольшей скорости резания.
Стремление повысить производительность за счет увеличения скорости
резания привело к созданию в течение ряда лет все более
совершенных
инструментальных материалов, допустимые скорости эксплуатации которых
приближаются к 1000 м/мин и более: поликристаллический нитрид бора,
поликристаллический алмаз, керамические инструментальные материалы.
Однако работоспособность инструмента зависит не только от теплостойкости
168
его материала, но и от прочности последнего, а также от технологических
особенностей
изготовления
из
него
инструмента.
Проанализировав
инструментальные материалы, были выделены рациональные области его
применения. Например, металлокерамические твердые сплавы группы ВК
применяют для обработки цветных сплавов, чугуна, некоторых легированных
сплавов. Инструмент изготовляют в виде пластинок
различной формы,
закрепляемые на резцах, фрезах, сверлах механически или пайкой.
Итак,
инструментальный
материал
должен
гарантировать
продолжительную работу режущего инструмента при минимальных затратах на
его приобретение и эксплуатацию в условиях высокой производительности
процесса резания.
Инструментальные
материалы
должны
обладать
следующими
свойствами:
1) высокой твердостью ( НRС Э ≥ 63 ) и достаточной прочностью на
растяжение, сжатие и изгиб;
2) необходимой ударной вязкостью, предотвращающей разрушения
лезвия при динамическом его нагружении в условиях прерывистого резания;
3) хорошей теплопроводностью и теплостойкостью;
4) высокой износостойкостью;
5) низкой стойкостью и недефецитностью.
Если бы всеми этими свойствами в полной мере обладал один
инструментальный материал, то его можно было бы назвать идеальным.
УДК 530.10
ЭВОЛЮЦИЯ ПРОСТРАНСТВА МЕХАНИКИ НЬЮТОНА
Мусин Т.И. (БГР-10-11), Ермоленко Ф.И. (доцент)
(Филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
Излагая законы механики в своем трактате «Математические начала
натуральной философии» (1687г.), Ньютон исходил из представления об
абсолютности пространства и времени. В разделе «Определения» этого
169
трактата он писал: «Абсолютное пространство по самой своей сущности
безотносительно к чему бы то ни было внешнему, остается всегда одинаковым
и неподвижным» [1]. Аналогичное определение он дает и времени:
«Абсолютное, истинное математическое время само по себе и по своей
сущности, без всякого отношения к чему-либо внешнему, протекает
равномерно и иначе называется длительностью». В своих определениях
пространства и времени Ньютон разделял концепцию атомистов о строении
вещества. Понятия пространства и времени атомисты совершенно отделяли от
понятия материи, считая, что эти понятия к материальным процессам имеют
чисто внешнее отношение [2]. Таким образом, согласно воззрениям Ньютона,
пространство и время существуют сами по себе и не зависят от материальных
тел, находящихся в пространстве. В таком абсолютном пространстве и таком
абсолютном времени существовала и подчинялась физическим законам вся
материя.
Анализируя многочисленные данные наблюдений движения планет,
Ньютон открыл закон всемирного тяготения, согласно которому определяется
сила взаимодействия небесных тел. Закон всемирного тяготения – типичный
классический закон дальнодействия. Не все в этом законе удовлетворяло
Ньютона. Неизбежное в теории дальнодействия – мгновенное действие сил
тяготения через большие расстояния. Ньютон понимал, что его законы могут
иметь смысл, только если пространство обладает физической реальностью.
Такой средой, пронизывающей все безграничное пространство Вселенной,
являлся эфир (по концепции знаменитого древнегреческого философа
Аристотеля). При рассмотрении различных явлений ученые приписывали
эфиру разные свойства, но оставалось неясным, что же из себя представляет
эфир. Ньютон надеялся, что раскрытие сущности эфира помогло бы ему
раскрыть механизм дальнодействия. Однако свою позицию относительно эфира
он менял многократно, то высказываясь за его существование, то отрицая его.
На кажущейся схоластичности представлений Ньютона об абсолютном
пространстве и времени механика опиралась и опирается вот уже более трех
170
веков. Это объясняется тем, что эти представления приближенно правильны, а
отклонения от них сказываются не в повседневной жизни, а скорее в
искусственных или космических условиях. Впоследствии механика отказалась
от концепции абсолютного пространства; свойства пространства не задаются
раз и навсегда, а определяются находящимися в пространстве телами [3]. Так, в
1826 году российский математик Н.И. Лобачевский заявил: «С силами, с
массами тесно связано само время, от них зависит и строение пространства, то
есть его геометрия». Зависимость геометрии пространства от сил или от масс
означает, что пространство не является абсолютным и однородным, что
геометрия его определяется величиной и распределением в нем масс. Нет
абсолютного, ни от чего не зависящего пространства, одинакового для всех. То
есть наше пространство оказывается неэвклидовым. Искривление пространства
прямо следует из основного уравнения Н.И. Лобачевского. Он построил более
широкую геометрическую систему – пангеометрию, которая не отвергала
геометрию Эвклида, а просто отвела ей скромное место частного случая. Позже
Б.Риман расширил содержание геометрии так, что и творение Лобачевского
стало
частным
случаем.
Геометрия
Эвклида
представляла
геометрию
пространства с нулевой кривизной, геометрия Лобачевского – с отрицательной
кривизной, а геометрия Римана – с положительной кривизной [4].
Опираясь на геометрию Римана и Лобачевского, Эйнштейн вводит
понятия относительности пространства и времени, под которой понимается
изменение размеров тела (пространства) и хода времени в разных системах
отсчета. В своей специальной теории относительности (СТО) Эйнштейн
обосновал новую кинематику, базирующуюся на относительности пространства
и времени, благодаря чему ему удалось подчинить принципу относительности
Галилея свой постулат
постоянства скорости света относительно любых
движущихся тел. Он установил органическую связь между пространством и
временем и объединил их в единый пространственно-временной континиум –
«пространство-время». Для описания физических процессов
при этом
используется четырехмерное пространство время, положение точки в котором
171
определяется тремя пространственными координатами X,У,Z и временной
ct,
координатной
где
км/с – скорость света в пустоте.
с=300 000
Геометрические свойства такого пространства-времени подчиняются описанию
геометрии Эвклида.
На
базовой
основе
специальной
теории
относительности
(СТО)
А.Эйнштейн разработал теорию гравитации (тяготения), которая была
представлена в его общей теории относительности (ОТО). Согласно этой
теории,
геометрические
распределения
создающие
в
свойства
пространстве
гравитационные
«пространства-времени»
тяготеющих
поля,
масс.
искривляют
зависят
Тяготеющие
от
массы,
четырехмерный
мир
«пространства-времени», в котором они движутся; в свою очередь, это
искривленное «пространство-время» определяет движение масс, их траекторию
и их скорость. Поэтому движение тела в поле тяготения представляется
возможным рассматривать как движение по инерции, но в искривленном
«пространстве-времени». Геометрия такого искривленного четырехмерного
мира уже не является
эвклидовой. В теории относительности Эйнштейна
материальной средой, взаимодействующей с тяготеющими телами, является
само Мировое пространство. Физические поля приняли на себя обязанность
передачи действия. С появлением теории относительности поле стал первичной
физической реальностью; потребность в прежнем эфире исчезла. Однако, как
полагал сам творец теории относительности, некая вездесущая материальная
среда все-таки должна была существовать и обладать определенными
свойствами.
Квантовая теория поля обнаружила в пространстве Эйнштейна весьма
специфическую
материальную
среду
с
необычными
свойствами.
Эта
материальная среда, общая для теории относительности и для квантовой теории
*
поля, была названа физическим вакуумом . Если в теории Эйнштейна вакуум
рассматривался
как
пустое
четырехмерное
пространство,
наделенное
геометрией Римана, то в квантовой теории Дирака вакуум представляет собой
172
пространство виртуальных частиц – электронов и позитронов. Для того чтобы
объединить эти два разных представления о вакууме,
Эйнштейном была
выдвинута (но не реализована) программа создания Единой Теории Поля,
объединяющей теории гравитации и электромагнетизма. Он полагал, что
существует какое-то поле, которое включает в себя все уже известные
физические поля и из которого вытекают все научные истины.
Дальнейшее развитие проблемы пространство-материя получило в
работах Г.И. Шипова по созданию Единой Теории Поля (ЕТП). Шипов ввел
новые представления о структуре времени и пространства. Пространство-время
в работе Шипова не только искривлено, как
закручено,
как
в
геометрии
«пространство-время»
Римана
Эйнштейна
–
в теории Эйнштейна, но и
Картана,
дополняется
т.е.
четырехмерное
шестью
угловыми
координатами, определяющими кручение пространства. Добавление Шиповым
вращательных координат приводит к всеобщей теории относительности, в
которой обобщаются принципы специальной и общей теории относительности
Эйнштейна.
Таким образом, российскому ученому Г.И. Шипову (ныне академику
РАЕН) удалось завершить огромный труд плеяды выдающихся ученых и
создать единую теорию поля (ЕТП), которая в процессе исследования
переросла в теорию физического вакуума – «фундаментальное поле»,
являющееся
единым
носителем
гравитационного,
электромагнитного
и
торсионного (определяемого кручением пространства) полей.
*
Физический вакуум – это всепроникающая материальная среда, изотропно
заполняющая
всё межчастичное пространство, имеющая квантовую
структуру, передающая взаимодействия и рождающая элементарные частицы.
1
2
3
4
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Моисеев Н.Д. Очерки развития механики. - М.: МГУ, 1961.-474с.
Григорян А.Т. Механика от античности до наших дней.- М.: Наука, 1974.475с.
Угаров В.А. Специальная теория относительности.-М.: Наука, 1969.-300с.
Тихоплав В.Ю., Тихоплав Т.С. Физика веры.-С.-П.: Весь, 2002.-237с.
173
УДК 532.5:621.643
ВНЕДРЕНИЕ ДИСТАНЦИОННОГО ОБУЧЕНИЯ
В ТЕХНИЧЕСКОМ ВУЗЕ
Д.В.Новоселова (ГР-09-11),
Е.Л.Гусейнова (ст. преподаватель)
(Филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
В современном мире интенсивное развитие информационных технологий,
особенно Интернет-технологий, способствует быстрому распространению
информации, возрастанию в обществе роли образования, расширению и
глобализации образовательного пространства. Информация и знания выходят
на первое место в системе общечеловеческих ценностей и становятся основным
источником благосостояния общества. В этой связи особую значимость
приобретает развитие системы дистанционного обучения.
Дистанционное обучение — совокупность технологий, обеспечивающих
доставку обучаемым основного объема изучаемого материала, интерактивное
взаимодействие
обучаемых
и
преподавателей
в
процессе
обучения,
предоставление обучаемым возможности самостоятельной работы по освоению
изучаемого материала, а также в процессе обучения.
Использование технологий дистанционного обучения позволяет:
-снизить затраты на проведение обучения (не требуется затрат на аренду
помещений, поездок к месту учебы, как учащихся, так и преподавателей и
т.п.);
-проводить обучение большого количества человек;
-повысить качество обучения за счет применения современных средств,
объемных электронных библиотек и т.д.
-создать единую образовательную среду (особенно актуально для
корпоративного обучения).
Дистанционное обучение, осуществляемое с помощью компьютерных
телекоммуникаций, имеет следующие формы занятий.
174
Чат-занятия — учебные занятия, осуществляемые с использованием чаттехнологий. Чат-занятия проводятся синхронно, то есть все участники имеют
одновременный доступ к чату. В рамках многих дистанционных учебных
заведений действует чат-школа, в которой с помощью чат-кабинетов
организуется деятельность дистанционных педагогов и учеников.
Веб-занятия — дистанционные уроки, конференции, семинары, деловые
игры, лабораторные работы, практикумы и другие формы учебных занятий,
проводимых с помощью средств телекоммуникаций и других возможностей
«Всемирной паутины».
Телеконференции — проводятся, как правило, на основе списков
рассылки с использованием электронной почты. Для учебных телеконференций
характерно достижение образовательных задач. Также существуют формы
дистанционного обучения, при котором учебные материалы высылаются
почтой в регионы.
Телеприсутствие - это дистанционное присутствие с помощью робота
R.Bot 100. Сейчас в Москве в одной из школ, идёт эксперимент по такому виду
дистанционного обучения. Мальчик - инвалид, находясь дома за компьютером,
слышит, видит, разговаривает при помощи робота. Учитель задаёт ему
вопросы, он отвечает. При этом и учитель видит ученика, потому что на роботе
находится монитор. При этом у мальчика создаётся почти полное впечатление,
что он находится в классе вместе со своими сверстниками на уроке. На
переменах, он может также общаться со своими одноклассниками. Если
эксперимент станет удачным, он может открыть дорогу большому проекту по
внедрению такого метода дистанционного обучения по всей России.
Таким образом, внедрение дистанционного обучения имеет множество
преимуществ, и дальнейшее развитие данной программы приведет только к
повышению качества образования.
175
УДК 378.147
ОСНОВЫ ТЕОРИИ СТРУН
Г.С.Сидоров (БГР-09-11)
Х.Н.Ягафарова (доцент)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
Современная
общая
теория
физика покоится на двух столпах. Один из них — это
относительности
Альберта
Эйнштейна,
которая
дает
теоретическую основу для понимания вселенной в ее наиболее крупных
масштабах — звезд, галактик, скоплений галактик, и далее к необъятным
просторам самой вселенной. Другой столп — это квантовая механика, дающая
теоретическую базу для понимания вселенной в ее наименьших масштабах —
молекул, атомов и далее вглубь субатомных частиц, таких как электроны и
кварки. Все попытки объединить обе теории не привели ни к каким разумным
результатам. Все изменилось с появлением теории струн.
Теория струн — направление математической физики, изучающее
динамику и взаимодействия не точечных частиц, а одномерных протяжённых
объектов, так называемых квантовых струн. Теория струн предполагает, что все
фундаментальные частицы состоят из огромного числа этих крошечных нитей
вибрирующей энергии, колеблющихся с разными частотами. Разные частоты
создают
различные элементарные частицы, а эти элементарные частицы
создают все разнообразие мира вокруг нас. Теория струн включает в себя такие
теоретические основы, как понятие гравитации, электромагнетизма и квантовой
механики. Рассмотрев их в совокупности, можно понять истинный смысл
теории струн.
(Гравитация).
В
рамках
классической
механики
гравитационное
взаимодействие описывается законом всемирного тяготения Ньютона, который
гласит, что сила гравитационного притяжения между двумя материальными
точками массы m и M, разделёнными расстоянием R, пропорциональна обеим
массам и обратно пропорциональна квадрату расстояния (F=Gm1m2/r2). Но
А.Эйнштейн представил 3 измерения пространства и одно временное
176
измерение, связанные вместе в одну систему «пространство-время». Подобно
поверхности батута эта единая система деформирована и разделена между
такими
тяжелыми
объектами,
как
планеты
и
звезды.
Именно
это
деформирование или изгиб пространства создают то, что мы ощущаем как
гравитацию.
Электромагнетизм.
Все
окружающие
нас
вещества
сделаны
из
крошечных частиц, называемых атомами и внешняя оболочка каждого атома
содержит отрицательный электрический заряд. Электромагнетическая сила в
миллиарды и миллиарды раз сильнее, чем гравитация. Кажется немного
странным, потому что гравитация удерживает нас на Земле, она удерживает
Землю, вращаясь вокруг Солнца, но на уровне отдельных атомов гравитация
создает на самом деле невероятно ничтожную силу. Замечательно, что все мы
без гравитации сможем прожить, а без электромагнетизма нет.
Квантовая механика. В 1920-х годах группа молодых ученых предложила
совершенно новый взгляд на видение Вселенной. Во главе с Н.Бором эти
ученые раскрыли совершенно новое царство Вселенной. Было обнаружено, что
атомы, считавшиеся до сих пор самыми маленькими элементами мироздания,
состоят из еще меньших частиц из ядра протонов и нейтронов. Ни теория
Максвелла, ни теория Эйнштейна не могли объяснить странное взаимодействие
этих частиц друг с другом внутри атома. Гравитация была слишком слаба, а
теории электромагнетизма тоже было недостаточно. Квантовая механика
оказалась настоль радикальной, что разрушила предыдущие их способы
описания Вселенной. Н. Бор и его коллеги объявили, что в масштабе атомов все
является
игрой
случая.
На
атомном
или
квантовом
уровне
правит
неопределенность. Лучшее, что можно сделать, – это создать шанс или
вероятность результата. Исследуя структуру атома, ученые обнаружили, что
действуют две силы: сильная ядерная – действует подобно суперклею, связывая
вместе протоны и нейтроны, вторая – слабая ядерная – позволяет, например,
нейтронам превращаться в протоны, с образованием позитрона и антинейтрона.
177
Квантовая механика объясняет, как работают на микроскопическом уровне все
атомные взаимодействия.
Обратимся сейчас к примеру черных дыр. В центрах черных дыр
чудовищные массы сжимаются до микроскопических объемов. В момент
Большого взрыва вся Вселенная была исторгнута из микроскопического ядра,
по сравнению с которым песчинка весом в долю грамма выглядит исполином.
Это примеры объектов, которые являются крошечными по размерам и, в то же
время, невероятно массивными, и потому требуют одновременной наводки
орудий как квантовой механики, так и общей теории относительности.
Также одним из ярких примеров является теория Большого Взрыва.
Ученые считают, что, если мы перемотаем космическое время на момент
Большого Взрыва, т.е. примерно на 14 миллиардов лет назад, когда Вселенная
была на триллионы градусов горячее, частицы-переносчики электромагнетизма
и слабого взаимодействия станут неразличимы. Слабое и электромагнитное
взаимодействие объединяются в одну единственную силу, называемую
электрослабой. Кроме того, ученые полагают, что если бы мы вернулись к еще
более
раннему
периоду
зарождения
Вселенной,
то
электрослабое
взаимодействие объединилось бы с сильным в одну суммарную суперсилу.
Квантовая механика объяснила, как действует совокупность этих сил на
субатомном уровне. Но ученые выяснили, что в теории струн явно не хватает
какого-то одного недостающего элемента. И этим недостающим элементом
оказалась гравитация. Частицу, которую долго искали, которая, как полагали,
помогает перенести гравитацию на квантовый уровень, называлась гравитоном.
Теперь с помощью теории струн мы думаем, что, возможно, нашли
способ объединить нашу теорию большого и теорию маленького и осмыслить
Вселенную во всех ее масштабах и всех вариантах. Вместо крошечных частиц,
теория струн утверждает, что все во Вселенной, все силы и вся материя
сделаны из одного единственного компонента – крошечных, вибрирующих
нитей, известных как струны. Струна может извиваться множеством различных
способов, тогда как точка не может. И конечных способов, которыми может
178
извиваться струна, представляют различные виды элементарных частиц. Теория
струн является ключом к объединению мира больших объектов и мира
маленьких частиц в единую теорию. Теория струн дополнила часть мозаики,
отсутствующую в стандартной модели. Если гравитацию описывали на
квантовом уровне, то это стало ключом к объединению всех четырех сил.
Вот, пожалуй, и всё, что можно вкратце рассказать об одной из теорий, не
без основания претендующих на сегодняшний день на звание универсальной
теории Великого объединения всех силовых взаимодействий.
Список литературы:
1 Грин Б. Элегантная Вселенная.
2 Ефремов Ю.Н. Вглубь Вселенной. Звезды, галактики и мироздание.
3 Горбацевич А.К. Квантовая механика в общей теории относительности.
4 Левитан Е.П. Физика Вселенной: экскурс в проблематику.
5 Эддингтон А. Пространство, время и тяготение.
УДК 531.01
ОЦЕНКА ПОЛОЖЕНИЯ ЦЕНТРА УДАРА ВРАЩАЮЩЕГОСЯ ТЕЛА
ПРИНЦИПОМ ДАЛАМБЕРА
Э.К. Сираев (БГР-10-11), Ф.И.Ермоленко (доцент)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
В теории удара по вращающемуся телу, излагаемой в учебной
литературе [1,2], отмечается и доказывается возможность исключения
возникающих ударных опорных реакций от действия приложенного к телу
−
ударного импульса. При этом ударный импульс S должен быть направлен
перпендикулярно к плоскости, проходящей через ось вращения Z (главная ось
инерции тела) и через центр масс
С
тела (рисунок 1); плоскость ХОУ
−
расположения ударного импульса ( S //ОХ) является плоскостью симметрии
тела. На основании теорем об изменении проекции количества движения и
кинетического момента для вращающегося тела
Q x − Qox = S ;
e
x
K z − K oz
−e
 
= MzS 
 
 
(1)
179
получено выражение для координаты h точки К (центра удара) приложения
−
ударного импульса S
Jz
,
ma
h=
(2)
где m – масса тела; Jz – осевой момент инерции тела; а – координата
центра масс тела.
Рисунок 1
Рисунок 2
Положение центра удара К для вращающегося твердого тела,
определяемого выражением (2), можно оценить путем применения принципа
Даламбера.
Представим твердое тело, вращающееся вокруг оси с угловой скоростью
−
ω 0 к моменту приложения в центре удара К ударной силы F уд , (рисунок 2),
ударный импульс которой за время удара
τ
−
τ −
равен S = ∫ F уд ⋅ dt .
0
−
Под действием ударной силы F уд , параллельной оси Х, вращающееся тело
приобретает угловое ускорение
начального значения
ω0
до
ε,
ω
изменяющее угловую скорость тела от его
к концу времени удара
τ
.
Применяя принцип Даламбера к вращающемуся телу, мы прикладываем в
−
−
центре масс главный вектор сил инерции Ф = − m a c и главный момент
инерционных сил
M zcu = −J zc ⋅ ε относительно центральной оси ZС,
180
параллельной оси вращения Z тела.
−
−τ
При этом составляющие главного вектора сил инерции: Фτ = −m a с
−u
−
параллельно оси Х, а Ф n = −m a c параллельно оси У.
Для полученной системы сил составляем уравнения статики:
1 ∑ Fix = 0;
− Fyд + Фτ = 0.
(3)
− 
2 ∑ M z  F j  = 0;
 
− 
− 
M z  F уд  − M z  Фτ  − M zcu = 0 .


 
(4)
Раскрываем уравнение (3)
Фτ = F уд ;
Заменяем
Разделяя
macτ = Fуд ;
ε дифференциальной зависимостью mа ⋅
переменные и интегрируя
mа ⋅ dω = Fуд ⋅ dt ;
ω
mε ⋅ а = Fуд .
mε ⋅ rc = Fуд ;
dω
= Fy .
dt
в пределах времени удара
τ
mа ∫ dω = ∫ Fуд ⋅ dt ,
ω0
mа (ω − ω0 ) = S уд .
получаем
0
Откуда изменение угловой скорости тела за время удара
ω − ω0 =
S уд
ma
τ
будет
.
(5)
Раскрываем уравнение (4).
Fуд ⋅ h − Фτ ⋅ а − J zc ⋅ ε = 0
(
)
Fуд ⋅ h − m ⋅ εа 2 − ε J z − ma 2 = 0
Fуд ⋅ h = εJ z .
Заменяя ε =
dω
, получаем
dt
τ
Jz
dω
= Fуд ⋅ h.
dt
Разделяем переменные и интегрируем в пределах времени удара τ
181
ω
τ
ω0
0
J z ∫ dω = h ∫ Fуд ⋅ dt
Получаем
J z (ω − ω0 ) = S уд ⋅ h
Находим
h=
J z (ω − ω 0 )
S уд
(6)
Подставляя (5) в (6), получаем окончательно
h=
Jz
,
ma
(7)
что совпадает с выражением (2), определяющим положение центра удара К
тела.
Проведенная оценка полученных решений задачи удара вращающегося тела
с применением принципа Даламбера показывает простоту и эффективность
последнего.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Никитин Н.Н. Курс теоретической механики. - М.: Высшая школа, 1990.600с.
2 Тарг С.М. Краткий курс теоретической механики. - М.: Высшая школа,
1963.-472с.
УДК 621.81.
ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ НАНОТЕХНОЛОГИЙ
ДЛЯ ПОВЕРХНОСТНОГО УПРОЧНЕНИЯ ДЕТАЛЕЙ МАШИН
Ш.З.Якубов (МП-08-11),
Н.Г.Шакуров (доцент)
(Филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
Развитие машиностроения характеризуется увеличением быстроходности
машин, мощности, производительности и точности, и в этих условиях проблема
182
обеспечения
надёжности и увеличения срока их службы приобретает
первостепенное значение.
Многие свойства деталей машин, такие как износостойкость, контактная
жёсткость, усталостная прочность, коррозионная стойкость, герметичность
соединений определяются
параметрами физико-химического состояния
поверхностного слоя и показателями неровностей поверхности. Требуемые
характеристики поверхностных слоёв деталей обеспечиваются
различными
технологическими методами. Все эти методы условно можно разделить на две
основные группы: 1-я группа–способы изменения химического фазового состава
и структуры поверхностного слоя материала детали; 2-я группа - методы
изменения шероховатости и деформированного состояния поверхностного слоя.
Основными объектами технологического воздействия этих методов являются
материал детали, химический состав металла и физические свойства металла, от
которых зависит возможность достижения требуемых свойств поверхностного
слоя. Например, детали из медных, алюминиевых, магниевых сплавов после
термической
деформирования
или
не
химико-термической
приобретут
обработки
необходимой
пластического
твёрдости
необходимой
износостойкости. Целью данной работы является исследование возможностей
получения поверхностных слоев с требуемыми свойствами на деталях,
изготовленных из любого конструкционного материала. Проверочный анализ
применяемых на практике технологических методов показал, что объединением
методов термической или химико-термической обработки и поверхностного
пластического
деформирования,
при
нанесении
нанокристаллических порошков требуемого свойства
на
поверхность
можно
создать
следующие варианты упрочняющих технологий.
1-й вариант технологии
Производится механическая обработка детали из низкоуглеродистой стали
с целью придания необходимой
шероховатости и подготовке поверхности
детали (очищение, обезжиривание). На шероховатую поверхность наносится
методом окунанием расплавов из припоя и нанопорошка. Для расплавов может
183
быть
использована
смесь:
припой
П47
(медь-43-45%;марганец-9,5-
1,05%;никель-2-4%;олово-3,5-4,5%;цинк-остальное) температура плавления
760-810 °С, твердосплавный нанопорошок
-
из Fe3C(для придания твёрдости
поверхности детали). После затвердевания сплава, поверхность выглаживается
алмазным наконечником (индентором). Для алюминиевых деталей может
использоваться смесь: припой П150А, нанопорошок из Al2O3 .
2-й вариант технологии
Производятся механическая обработка с целью придания необходимой
шероховатости поверхности, подготовка
поверхности стальной детали
(очищение, обезжиривание) и плазменное напыление. Сущность плазменного
напыления заключается в том, что в высокотемпературную плазменную струю
подается распыляемый легируемый материал (Ni;Cr), который нагревается,
плавится и в виде двухфазного потока направляется на поверхность детали. При
ударе и деформации происходит взаимодействие частиц с поверхностью основы
или напыляемым материалом и формирование покрытия. Перед затвердеванием
струйным методом наносится нанопорошок Al2O3.В последующем производится
охлаждения покрытия. Следующая операция выглаживание роликами. Режим
плазменного напыления должен обеспечить образование кристаллов из пара
напылённого элемента, а наличие нанопорошка и последующее поверхностное
пластическое деформирование должно обеспечить получение требуемых
свойств.
3-й вариант технологии
Оплавление поверхности осуществляется электронно-лучевыми методами
или лазером. Наносится нанокристалический тугоплавкий порошок, затем
производится
ультразвуковая
обработка.
При
ультразвуковой
обработкесмешивается нанопорошок с оплавленным слоем. В результате
естественного
охлаждения
или
искусственного
мелкокристалличаская структура поверхностных слоёв детали.
обеспечивается
184
Возможной является и разработка других вариантов технологии в
зависимости от назначения материала, требуемых эксплуатационных свойств и
характеристик используемых нанокристаллических порошков.
185
СЕКЦИЯ «ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ,
МАТЕМАТИЧЕСКИЕ И ЕСТЕСТВЕННЫЕ НАУКИ»
УДК 531
МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ВЯЗКОСТИ
СЫПУЧИХ ТЕЛ
Д. Агафонов (гр. МП-10-11),
Р.Н.Сулейманов (доцент)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
На практике встречаются задачи, в которых внутри полого тела имеются
не связанные друг с другом частицы (пульпа, суспензия и т.п.), транспорт
которых
существенно
зависит
от
эффективной
вязкости.
Рассмотрим
возможность описания реологических свойств такой среды на примере
катящегося полого цилиндра, в котором часть объема занимает песок
определенной дисперсности (рисунок 1).
Потенциальная энергия тела переходит в кинетическую энергию
вращения, однако энергия (Ер) уходит на перемешивание песка, и цилиндр
останавливается.
Высота, на которую тело
спустится, ∆h является функцией
трения между частицами, между
частицами
поверхностью
и
внутренней
тела,
телом
и
наклонной плоскостью, размера
частиц, размера тела, формы
Рисунок 1. Схема опыта
(экспликация – в тексте)
частиц. Трение тела о наклонную
поверхность
можно
считать
известным, а так как трение между частицами много больше трения частиц о
поверхность тела, можно сказать, что от трения между частицами в большей
степени зависят скорость и пройденный им путь.
186
Таким образом, данный метод можно использовать для оценки
эффективной вязкости для течения сыпучих тел, исходя из ее взаимосвязи с ∆h
(которая определяется экспериментально),- в нашем случае мы показали это на
частицах разной крупности (дисперсности).
УДК 681.03
СОЗДАНИЕ ИГРОВОГО ПРИЛОЖЕНИЯ
СРЕДСТВАМИ “VISUAL BASIC”
Д. Аськаев (гр. 3Пр1),
С.Б. Светлякова ( преподаватель)
(НОУ ОЭТ г.Октябрьский)
Каждый пользователь персонального компьютера в то или иное время, а
то и периодически играл и продолжает играть в игры. Ни для кого не секрет,
что одной из популярных компьютерных игр являются так называемые
стрелялки. Примером такой стрелялки и является приложение «WarSmile»,
созданное в среде Microsoft Visual Basic 6.0. За прошедшие годы “Microsoft
Visual Basic” (VB) превратился в самый популярный в мире инструмент
разработки приложений [1].
Игра начинается с того, что создается карта, в которой рисуются цветные
блоки, карта помещается на форму. Блоки являются определенного цвета
прямоугольниками, внутрь которых нельзя попасть ни одному персонажу игры.
Персонаж, которым нужно управлять на протяжении игры, называется
Игрок (рисунок 1). Это колобок желтого цвета с оружием, стрелки влево и
вправо заставляют Игрока двигаться в соответствующую сторону, от стрелки
вверх Игрок прыгает, что позволяет перемещаться между блоками, а после
нажатия на пробел Игрок атакует выстрелом из своего оружия, и персонаж,
оказавшийся на линии огня, погибает.
Игрок имеет свои характеристики, которые отображаются в верхней
стороне экрана. Первая характеристика это «здоровье», которое в начале игры
равно 100 и уменьшается после атак враждебных персонажей, если оно упадет,
187
до 0, игра заканчивается. Вторая
характеристика - это «счет», где
подсчитывается каждый подстреленный враг. Также в этой строке есть счетчик
времени, который подсчитывает количество секунд, прошедших с начала
игры[3].
Другой
персонаж
называется
Враг
и
управляется
компьютером
(рисунок 2). Это колобки красного цвета. Они прыгают по карте, гоняясь за
Игроком. При приближении Игрока Враг старается его укусить и, если это ему
удается, у игрока отнимается некоторое количество здоровья, что отображается
в окне игры на панели характеристик (рисунок 3) [5].
Рисунок 1 - Персонаж Игрок
Рисунок 2 - Персонаж Враг
Рисунок 3 - Панель характеристик
После нажатия на кнопку «Новая игра» скрываются кнопки меню,
рисуется карта и начинается сама игра и вы управляете персонажем Игрок,
через
секунду
сразу
появляется
Враг,
их
количество
со
временем
увеличивается. В верхней части находится панель с характеристиками игры
(рисунок 3), на которой отображается в левой части «здоровье» в желтом поле,
которое уменьшается после укуса врага, и ведется счет подстреленных врагов в
красном поле, в левой части показывается количество прошедших секунд с
начала игры.
Во время игры кнопкой Escape можно остановить игру и обратно её
запустить, при этом во время паузы вызывается меню, подобное начальному,
188
только в нем есть еще кнопка «Продолжить», действие которой аналогично
нажатию кнопки Escape.
При
истечении
«здоровья»
игрока
игра
заканчивается,
всё
останавливается и выскакивает картинка с надписью «Game over», после
нажатия кнопки Enter выходит главное меню и всё можно начать с начала.
Приложение «WarSmile» включает в себя основной модуль, модуль
формы и два объекта модуля, связанные с классами объекта. Вначале
загружается модуль Правила, Имеется метод Main, который создает объект
Игрок1 и массив объектов Враг, назначая каждому номер используемой им
картинки.
На главной форме размещены объекты: Timer (для анимации и
выполнения некоторых сценариев), CommandButton (для пунктов меню), Image
(для оформления названия игры, выдачи сообщения о конце игры, и
для
анимации), ImageList (для хранения изображений игрока и его врагов и
некоторых других изображений), Label (для вывода времени, количества
набранных очков и оставшихся жизней.). Объектов типа таймер два. Первый
таймер нужен для выполнения основного метода объектов clsИгрок и
clsВражина – метода Действие. Его свойство Interval имеет значение 35 для
того, чтобы повторяться довольно часто. Второй таймер нужен для подсчета
времени и выполнения операций по постепенному увеличению и поддержанию
нужного количества врагов. У него свойство Interval имеет значение 1000 и
используется для правильного подсчета времени[2].
Меню появляется при запуске игры или во время паузы и представляет
собой набор объектов – 2 объекта типа CommandButton и один Image (Рис.4).
Кнопка Новая игра запускает игру заново. Кнопка Выход закрывает
приложение. Кнопка Продолжить выводит игру из паузы, включает таймеры и
скрывает кнопки меню. Свойство Cancel изменено на True, для того чтобы
событие кнопки выполнялось по нажатию клавиши Escape.
189
Рисунок 4 - Главное меню
Рисунок 5 - Конец игры
Когда уровень «здоровья» снижается до 0 или ниже, игра заканчивается,
все останавливается и выскакивает картинка с надписью «Game Over», после
нажатия клавиши Enter снова выходит главное меню и все можно начать заново
(рисунок 5) [6].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Лукин С.Н. Visual Basic. Самоучитель для начинающих.2001. –М.:
Диалог-МИФИ, 2001.-280 с.
2 Visual Basic с нуля. Пособие-самоучитель On-line. Сайт VBzero.
3 Якушева Н.М. On-line курс «Visual Basic». Сайт «Интернет университет
информационных технологий».
4 Ананьев А.И., Федоров А.Ф. Самоучитель Visual Basic 6.0 – СПБ.: БХВ
– Санкт-Петербург, 2005. – 624 с.: ил.
190
5 Джон Маэда. Законы простоты: Дизайн. Технологии. Бизнес. – Жизнь.М.: Альпина Бизнес Букс, 2008. – 119 с.
6 Макконнелл С. Совершенный код. Мастер-класс.- М.: Издательство
«Русская редакция»; СПб.: Питер, 2007. – 896 с.
УДК 53.08
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ОЦЕНКА КРИТЕРИЕВ ОБНАРУЖЕНИЯ
ДЕФЕКТОВ В ВИДЕ ПРОДОЛЬНЫХ И ПОПЕРЕЧНЫХ
ТРЕЩИН В НКТ
А. Ахмадуллин, М. Моисеев (МП-08-11),
Р.Н. Сулейманов (доцент) (филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
В
настоящее
время
сервисными
службами
нефтедобывающих
предприятий активно лоббируются разработки методов и аппаратуры для
диагностики насосно-компрессорных труб (НКТ) во время спуско-подъемных
операций (СПО).
Нами проведены лабораторные испытания магнитной дефектоскопии для
оценки возможности ее применения в условиях СПО, - при помощи
разработанного стенда (рисунок 1).
В результате проведенных опытов получено, что сквозные отверстия
диагностируются при помощи осциллографа как на постоянном токе, так и на
переменном (рисунок 2, а).
Аналогичный вывод нами сделан и для продольных, и для поперечных
трещин (пропилов) (рисунок 2, б).
Генератор
Осциллогра
ф
Рисунок 1 - Стенд для магнитной
дефектоскопии
191
б
а
а – сквозное отверстие, б- продольная трещина
Рисунок 2 - Измерения на постоянном токе
УДК 53.08
РАЗРАБОТКА ПАРАМЕТРОВ И КОНСТРУКЦИИ
ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ И ВОЗБУЖДАЮЩЕЙ КАТУШКИ
ДЛЯ МАГНИТНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ НКТ
А. Ахмадуллин (МП-08-11),
Р.Н. Сулейманов (доцент)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
Известно, что в настоящее время проблема диагностирования насосных
труб (НКТ) является актуальной, особенно в ходе проведения спускоподъемных операций (СПО).
Нами разработаны конструкция (геометрические размеры) и параметры
(количество витков, тип провода и намотки, омическое и индуктивное
сопротивления и т.д.) для проведения магнитной дефектоскопии (рисунок 1) в
постоянных и переменных полях.
В работе показана взаимосвязь параметров катушки (число «ампервитков») и характерных размеров дефектов (трещин или сквозных отверстий).
Установлены параметрические зависимости между характеристиками блока
питания (генератор) и генерирующей поле катушки.
192
Рисунок 1 - Схема магнитной дефектоскопии НКТ (экспликация – на рисунке)
УДК 681.03
АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР НЕЙРОСЕТЕВЫХ
ПРОЦЕССОРОВ ЦОС
А.И.Бадретдинова (ГР-10-11)
К.Т.Тынчеров (доцент)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
Элементной
базой
перспективных
нейровычислителей
являются
нейрочипы. Их производство ведется во многих странах мира, причем
большинство из них на сегодня ориентированы на закрытое использование (т.е.
создавались для конкретных специализированных управляющих систем) [1].
Основные характеристики коммерчески доступных нейрочипов приведены в
таблице 1.
193
Таблица 1 - Характеристики нейрочипов
Наименование
Фирма
изготовитель
Neuro Matrix
NM6404, Такт.
частота 133
МГц.
Модуль,
Россия
MT 19003 Neural
Instruction Set
Processor
Micro Circuit
Engineering
(MCE)
NLX420 (NLX
110, 230)
Adaptive
Logic
WSC (Wafer
Scale
Integration)
ZISC 036 (Zero
Instruction Set
Computer)
Hitachi
ETANN
80170NW
Разрядность,
бит
64 (вект.
Процесссор), 32
RISC
ядро
16 разр.
Умножитель 35
разр.
сумматор
16
Максимальное Максимальное
количество
число слоев**
синапсов*
4096 шт.
~48
Примечание
Совместим
с портами
TMS320C4x
-
1
RISC МП c
7 специальными
командами
1 Мбайт
16
64
64 связи на
нейрон
576 нейронов
16
процессорных
элементов
-
IBM
64 разр.
входного
вектора
-
36 нейронов
Intel
64 входа
Два банка
весов 64х80
64 нейрона в
слое, 3 слоя
Частота
20МГц,
Векторнопрототипный
нейрочип
Аналоговая
* - максимальное число синапсов определяет размер внутрикристалльной
памяти весов.
** - максимальное число слоёв определяется числом операций умножения с
накоплением, выполняемых за один такт для операндов длиной 8 бит.
Для
оценки
производительности
нейровычислителей
используются
следующие показатели:
1 CUPS (connections update per second) - число измененных значений весов
в секунду (оценивает скорость обучения).
2 CPS (connections per second) - число соединений (умножений с
накоплением) в секунду (оценивает производительность).
3 CPSPW = CPS/Nw, где Nw - число синапсов в нейроне.
194
4 CPPS - число соединений примитовов в секунду, CPPS=CPS*Bw*Bs, где
Bw, Bs - разрядность весов и синапсов [2].
Ориентация в выполнении нейросетевых операций обуславливает, с одной
стороны, повышение скоростей обмена между памятью и параллельными
арифметическими устройствами, а с другой стороны, уменьшение времени
весового суммирования (умножения и накопления) за счет применения
фиксированного набора команд типа «регистр-регистр».
Нейропроцессор МА16 (фирма «Siemens»).
Рисунок 1 - Нейрочип МА16 (Siemens)
МА16 изготовлен по технологии КМОП (1 мкм), состоит из 610 тыс.
транзисторов и выполняет до 400 млн операций умножения и сложения в
секунду.
Используется
в
качестве
элементной базы
нейрокомпьютера
«Synaps 1» и нейроускорителей «Synaps 2» и «Synaps 3» (распространяемых
сегодня на рынке французской фирмой «Tiga Technologies»).
МА16 представляет собой программируемый каскадируемый процессор
для векторных и матричных операций. Он поддерживает на аппаратном уровне
следующие операции:
-матричное умножение;
-матричное сложение/вычитание;
-нормировка результата;
-вычисление векторной нормы (метрики L1 и L2);
-вычисление векторного расстояния (мера Манхэтэнна, геометрическое
расстояние).
Процессор содержит четыре идентичных процессорных элемента,
работающих параллельно. Входные данные имеют точность 16 бит, тактовая
195
частота 50 мГц. Для операций матричного умножения/сложения скорость
вычислений достигает 8_108 операций/с. Программное обеспечение работает в
среде UNIX/XWIND и реализовано на C++. Нейронная сеть тоже описывается
на С++ или может вводиться интерактивно с помощью графического
интерфейса типа OSF/Motif, что позволяет визуализировать конфигурацию
чипа после отображения на него структуры сети. Хорошо развиты средства
тестирования и эмуляции. С 1995 года МА16 является коммерчески доступным
продуктом.
L-Neuro Philips
Нейропроцессор
«L-Neuro»
фирмы
«Philips»
один
из
первых
нейропроцессоров. На сегодня широко известны две его модификации L-Neuro
1.0 и L-Neuro 2.3. Вторая версия имеет 12 слоев, а первая - один слой из
шестнадцати одноразрядных, или двух восьмиразрядных, или четырех 4-х
разрядных, или двух восьмиразрядных процессорных элементов, т.е. имеет
возможность работать мультиразрядном режиме. На кристалле реализован
1Кбайт памяти для хранения 1024 8 разрядных или 512 16 разрядных весов.
Гибкая каскадируемая структура нейрочипа позволяет использовать его при
реализации различных нейросетевых парадигм. При реализации 64 восьми
разрядных процессорных элементов средняя производительность составляет 26
MCPS (32 MCUPS).
СБИС ANNA
Примером
реализации
гибридного
нейрочипа
является
нейрочип
«ANNA» фирмы «AT&T». Логика нейрочипа - цифровая, хранение весов аналоговое (на элементах динамической (конденсаторной) памяти). Чип
содержит 4096 весов максимальное число нейронов 256. Точность весов 6
разрядов, для однослойной сети 64x64 производительность достигает 2.1.
GCPS.
SAND/1 (Simple Applicable Neural Device)
Компания «Datafactory» (бывшая INCO) выпустила на рынок SAND/1
(Simple Applicable Neural Device). SAND/1 представляет собой каскадно
196
соединенные систолические процессоры, оптимизированные для быстрого
решения задач в нейросетевом базисе. Производительность одного процессора
составляет 200 MCPS (миллионов связей в секунду). Процессор имеет четыре
16-битных
потока
и
40-битный
сумматор.
SAND/1
был
разработан
Исследовательским центром в Карлсруэ и Институтом микроэлектроники
Штутгарта.
MT19003 (Micro Circuit Engineering)
Нейрочип MT19003 фирмы «Micro Circuit Engineering» относится к
классу систолических нейропроцессоров. Основой архитектуры является
RISC-ядро с семью специальными командами, 16-разрядный векторный
умножитель и 32-разрядный сумматор, внутрикристалльная память для
хранения весов отсутствует. Точность входов и весов 13 разрядов. Средняя
производительность 50 MCPS.
Подводя итоги, приведем сводные данные по производительности
некоторых, наиболее интересных, нейропроцессоров.
Таблица 2 Производительность нейропроцессоров
CPSPW
CPPS
CUPS
Наименование Конфигурация CPS
нейрочипа
MA16
1 chip, 25MHz 400M
15M
103G
MT19003
4-4-1-, 32
32M
32M
6.8G
MHz
L-neuro-1
1-chip, 8 bit
26M
26K
1.6G
32M
mode
* В таблице приведены средние округленные показатели производительности.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Галушкин А.И. Некоторые исторические аспекты развития элементной
базы вычислительных систем с массовым параллелизмом (80- и 90- годы) //
Нейрокомпьютер, 2000.-№1. - С.68-82 .
2 Роберт Хехт-Нильсен Нейрокомпьютинг: история, состояние, перспективы
// Открытые системы, 1998. - N4.
3 Власов А.И. Нейросетевая реализация микропроцессорных систем
активной акусто- и виброзащиты // Нейрокомпьютеры:разработка и
применение, 2000. - №1. - С.40-44.
4 http://www.module.ru.
197
УДК 681.03
СОЗДАНИЕ
АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ ИНФОРМАЦИОННОЙ
СИСТЕМЫ «РЕЕСТР КОРПОРАТИВНЫХ SIM-КАРТ»
Р. Бегишев, Д. Забавин (4Пр1),
С.Б. Светлякова (преподаватель)
(НОУ ОЭТ, г. Октябрьский)
ООО НПФ «Пакер» состоит примерно из 570 работников различных
специальностей, работающих в 42 службах, слаженная работа которых
обеспечивает непрерывное производство. Основной задачей ООО НПФ
«Пакер»
являются
проектирование
и
производство
пакерно-якорного
оборудования и скважинных компоновок для эксплуатации, интенсификации и
капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, а также оказание
сервисных услуг по сопровождению, установке и ремонту нефтегазового
оборудования. Для согласования между специалистами и службами каждый
работник имеет корпоративные sim-карты основных сотовых операторов:
Мегафон, МТС, Билайн.
Приложение «Реестр корпоративных sim-карт» предназначено для
автоматизации учета движения (по датам получения и возврата) корпоративных
sim-карт
работников
предприятия
ООО
НПФ
«ПАКЕР»,
а
также
автоматизации учета лимитов и расходов на сотовую связь на основании
документов ежемесячной детализации расходов на сотовую связь, счетовфактуры расходов на сотовую связь, актов приема-передачи корпоративных
sim-карт, приказов директора на лимитирование сотовой связи и служебных
записок на выдачу корпоративных sim-карт.
Приложение «Реестр корпоративных sim-карт» реализует функции:
1 хранение отсканированных копий служебных записок, на основании
которых будет производится выдача корпоративных sim-карт;
2 хранение движения (истории получения и возврата) sim-карт;
198
3 хранение информации о сумме расходов за каждый месяц; установка
лимита расходов на сотовую связь на сотрудника (а не на sim-карту);
4 предварительная обработка и импорт детализации за каждый месяц в
формате «txt», разделение реквизитов данных в котором организуется
символом пробела;
5 распределение данных из импортируемого файла по полям таблицы
базы данных.
База данных приложения содержит следующие информационные объекты
и их реквизиты:
таблица «Сотрудники»(ФИО, должность, лимит расходов на сотовую
связь);
таблица «Sim-карты» (телефонный номер, город регистрации);
таблица «Движение sim-карт» (сотрудник, sim-карта, дата получения,
дата возврата, примечание (цель использования)).
Для обеспечения требований безопасности в приложении предусмотрен
контроль входной информации – проверка длины номера сотового телефона,
проверка номера на повтор при добавлении новой sim-карты, проверка лимита
на число меньше нуля, проверка наличия лимита; имеется пароль
доступ
к
базе
данных
для
снижения
на
риска несанкционированного
доступа; вход в программу должен осуществляться с разграничением прав
доступа по следующим ролям:
администратор (полные права); оператор
(только формирование отчетов, запрет на просмотр, добавление, удаление и
изменение данных в формах ввода) [1].
Пользователями программы являются: администраторы (программисты);
операторы (уверенные пользователи ПК), работники бухгалтерии.
Программа совместима с операционной системой «Microsoft Windows
XP» и не требует установки дополнительного программного обеспечения. База
данных разработана в СУБД «Microsoft Office Access 2007» [1,4]. Интерфейсная
часть реализована в среде разработки Delphi [2,3]. Обеспечена защита базы
данных от несанкционированного открытия и просмотра данных без
199
использования специального клиента. Имеется дистрибутив, готовый для
установки на любой персональный компьютер с операционной системой
Microsoft Windows XP[6-9].
Предусмотрена возможность формирования, просмотра и печати отчетов
начислений на сотовую связь по выбранному месяцу, сотруднику или номеру.
Также
предусмотрена
возможность
фильтрации.
Функция
«Экспорт»
позволяет экспортировать отфильтрованные данные в формате xls, rtf, txt и
html, предварительно выбрав формат в открывшемся диалоговом окне с тем же
именем [5].
В настоящее время приложение внедрено и используется на предприятии.
Использование данного приложения экономит рабочее время системного
администратора, которое требовалось ранее на обработку документов
детализаций сотовой связи и ручное создание отчетов, дает значительное
преимущество по сравнению с предыдущим вариантом хранения данных в
учете движения sim-карт у работников предприятия, позволяет реализовать
быстрый и эффективный ввод данных без дублирования.
Приложение позволяет вести учет sim-карт, что снижает риск их потери и
недостачи.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Фаронов В.В. Программирование баз данных в Delphi 7: учеб. курс. –
СПб.: Питер, 2006. – 459 с.: ил.
2 Фленов М.Е. Библия Delphi. – 2-е изд., перераб. и доп. – СПб.: БХВПетербург, 2008. – 800 с.: ил. + CD-ROM.
3 Фленов М.Е. Библия Delphi. – СПб.: БХВ-Петербург, 2004. – 880 с.
4 Сорокин А.В. Delphi. Разработка баз данных. – СПб.: Питер, 2005. – 477
с.: ил.;
5 Хомоненко А.Д. и др. Delphi 7 / Под общ. ред. А.Д. Хомоненко, - СПб.:
БХВ-Петербург, 2008. – 1216 с.
6 http://www.twirpx.com
7 http://delphisources.ru
8 http://odelphi.ru
9 http://intuit.ru
200
УДК 512.8
ОБСАДНАЯ КОЛОННА С ВИНТОВОЙ ОСЕВОЙ ЛИНИЕЙ
В.А.Дарьин (МП-10),
П.А.Ларин (ст. преподаватель)
(Филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
В вертикальной скважине радиуса R содержится упругая обсадная
колонна с внешним радиусом r , r < R. Будем считать стенку скважины твёрдой,
а колонну – однородной трубой достаточно большой длины L > 2π ( R − r ), на
которую действует настолько сильная нагрузка, что колонна вынуждена
прилегать к стенке скважины. В этом случае осевая линия колонны будет
представлять собой винтовую линию радиуса R − r , вьющуюся вокруг оси
скважины. Найдём зависящие от соотношения между R и r возможные
значения параметров винтовой линии – нескольких констант, определяющих
форму винтовой линии. Эти параметры дают полную информацию о винтовой
линии. Поэтому знание параметров винтовой линии даст возможность
определять, в каких местах следует ставить центраторы, чтобы обеспечить
качественное цементирование обсадной колонны.
Решение данной задачи сводится к нахождению условия существования
реальной колонны. От какого-либо конца колонны отложим расстояние l ,
отсчитанное вдоль осевой линии, и отметим точку M . Положение точки M
зависит от l , поэтому можно написать M = M (l ).
В пространстве расположим декартову систему координат Oxyz так, чтобы ось
z шла вдоль оси скважины. Координаты точки M , находящейся на винтовой
линии радиуса R − r равны
x = ( R − r ) cos ωl , y = ( R − r ) sin ωl , z = vl.
r
Значит, радиус-вектор точки M , равный R = OM , есть
r
r
r
r
R = ( R − r ) cos ωli + ( R − r ) sin ωlj + vlk ,
201
где ω − приходящийся на единицу длины угол поворота винтовой линии вокруг
оси z, v − высота, на которую поднимается точка винтовой линии при движении
по винтовой линии на единицу её длины. Поэтому
ω 2 ( R − r ) 2 + v 2 = 1, ω =
1− v2
.
R−r
Следовательно, v < 1. Величины R − r и v являются параметрами винтовой
линии. Но значения R и r нам даны, поэтому нужно искать величину v.
Чем ближе v к 1, тем должна быть ближе к вертикали колонна. Покажем, как
это следует из наших расчётов.
Через M проведём поперечное сечение. Получим окружность радиуса r.
Составим уравнение этой окружности.
В точке M осевой линии единичный касательный вектор равен
r
r
r r
r
r
r
t = x&i + y&j + z&k = −ω ( R − r ) sin ωli + ω ( R − r ) cos ωlj + vk ,
где точка обозначает производную по переменной l. Заметим, что в точке M
поперечное сечение колонны перпендикулярно касательному вектору t . С
r
r
помощью вектора t находим единичный вектор главной нормали
r
r
r
r t&
n = r = − cos ωli − sin ωlj
t&
и единичный вектор бинормали
r
i
r
j
r
k
− cos ωl
− sin ωl
0
r r r
b = t × n = − ω ( R − r ) sin ωl ω ( R − r ) cos ωl
r
r
r
v = v sin ωli − v cos ωlj + ω ( R − r )k .
Мы получили тройку векторов (t , n, b ), выходящих из точки M . Она даёт
r r r
нам
локальный ортонормированный базис (потому что если точку M
переместить, то тройка векторов повернётся на какой-то угол). Ввиду того, что
поперечное сечение колонны перпендикулярно вектору
r
t,
окружность
поперечного сечения располагается в плоскости векторов n , b . Следовательно,
r r
в локальном базисе окружность поперечного сечения имеет уравнение
r
r
r
rлокальное = r cos ϕ n + r sin ϕ b ,
202
где ϕ ∈ [0, 2π ]. Относительно базиса (i , j , k ) уравнение этой окружности
r r r
запишется так:
r v
v
r (l ) = R + rлокальное =
r
r
= [( R − r ) cos ωl − r cos ϕ cos ωl + vr sin ϕ sin ωl ]i + [( R − r ) sin ωl − r cos ϕ sin ωl − vr sin ϕ cos ωl ] j +
r
+ [vl + ωr ( R − r ) sin ϕ ] k .
При изменении l изменяется положение окружности в пространстве,
образуя поверхность колонны (или стержня). Эти окружности не пересекаются.
v
v
Возьмём окружность rv (s ). Тогда уравнение r (l ) = r (s ) не должно иметь
решений при всех s ≠ l . Иными словами, система уравнений
( R − r − r cos ϕ ) cos ωl + vr sin ϕ sin ωl = ( R − r − r cos α ) cos ωs + vr sin α sin ωs,
( R − r − r cos ϕ ) sin ωl − vr sin ϕ cos ωl = ( R − r − r cos α ) sin ωs − vr sin α cos ωs,
vl + ωr ( R − r ) sin ϕ = vs + ωr ( R − r ) sin α
не должна иметь решений при любых значениях α , ϕ и s ≠ l . Преобразуем
систему. Умножив первое уравнение на cos ωl , второе – на sin ωl и сложив их,
получим первое уравнение нижеследующей системы; умножив первое
уравнение на sin ωl второе – на − cos ωl и сложив их, получим второе уравнение
системы:
R − r − r cos ϕ = ( R − r − r cos α ) cos ω (l − s) − vr sin α sin ω (l − s),
vr sin ϕ = ( R − r − r cos α ) sin ω (l − s ) + vr sin α cos ω (l − s ),
v(l − s ) = ωr ( R − r )(sin α − sin ϕ ).
Обозначим ради упрощения записей β = ω (l − s),
l−s=
a = R − r.
Тогда
β
,
ω
r cos ϕ = a − ( a − r cos α ) cos β + vr sin α sin β ,
vr sin ϕ = ( a − r cos α ) sin β + vr sin α cos β ,
aβ v
= r sin α − r sin ϕ .
1− v2
Исключим ϕ из уравнений, и у нас останутся два уравнения:
(vr ) 2 = v 2 [ a − ( a − r cos α ) cos β + vr sin α sin β ] 2 + [(a − r cos α ) sin β + vr sin α cos β ] 2 ,
203
aβ v 2
= vr sin α − (a − r cos α ) sin β − vr sin α cos β .
1− v2
В этих уравнениях две произвольные переменные α и β . Исключим из
них α . Второе уравнение запишем в виде
a − r cos α =
v
sin β
avβ 

r (1 − cos β ) sin α − 1 − v 2 .


Подставим в первое уравнение
2


1 − cos β
av 2 β cos β
avβ 

r 2 = a +
sin α  +  r sin α −
+ vr
 .
2
sin β
(1 − v ) sin β
1 − v2 



2
Так как

v
r cos α = a −
sin β

avβ  

r (1 − cos β ) sin α − 1 − v 2  ,


или
2


vr (1 − cos β )
av 2 β
sin α  ,
r (1 − sin α ) = a +
−
2
sin β
(1 − v ) sin β


2
2
то будем иметь систему
2


av 2 β cos β
avβ 
1 − cos β

r 2 = a +
+ vr
sin α  +  r sin α −
 ,
2
β
sin
(
1
−
v
)
sin
1
− v2 
β



2
2


av 2 β
vr (1 − cos β )
r 2 (1 − sin 2 α ) = a +
sin α  .
−
2
sin β
(1 − v ) sin β


Обозначив t = sin α , получим

av 2 β cos β
1 − cos β
r = a +
+ vr
2
sin β
(1 − v ) sin β

2
2

avβ 

t  +  rt −
 ,
1 − v2 


2
2

vr (1 − cos β ) 
av 2 β
r (1 − t ) = a +
−
t .
2
sin β
(1 − v ) sin β


2
2
Вычтем из первого уравнения второе и получим уравнение первой
степени относительно t :
t=
avβ 2 sin 2 β
.
2r (1 − v 2 ){β sin 2 β − 2(1 − cos β )[(1 − v 2 ) sin β + v 2 β cos β ]}
204
Подставим в предыдущее равенство и у нас останется уравнение,
содержащее одну переменную β :
2
 
 
avβ 2 sin 2 β
  =
r 1 − 
2
2
2
2
  2r (1 − v ){β sin β − 2(1 − cos β )[(1 − v ) sin β + v β cos β ]}  
2
2


v2β
v 2 β 2 (1 − cos β ) sin β
−
= a 1 +
 .
2
2
2
2
2
 (1 − v ) sin β 2(1 − v ){β sin β − 2(1 − cos β )[(1 − v ) sin β + v β cos β ]} 
2
Это равенство не должно выполняться ни при каких значениях β .
Рассмотрим частные случаи.
Если r = 4, R = 9, то v = 0,29.
Если r = 4, R = 8, то v = 0,36.
Если r = 4, R = 7, то v = 0,43.
Если r = 4, R = 6, то v = 0,50.
Теперь рассмотрим скважину радиуса R = 0,10795 м и обсадную колонну
радиуса
h=
r = 0,07305
2π ( R − r )v
1− v2
м. Тогда
v = 0,46.
Шаг между соседними витками
= 0,11 м.
УДК 511
ПРИВЛЕЧЕНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКОГО АППАРАТА
К РЕШЕНИЮ ПРИКЛАДНЫХ ЗАДАЧ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
КОМПЬЮТЕРНОЙ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ
«MATHEMATICA»
Р.Р.Зайнуллина (БГР-09-11), А.И.Шакирова (ГР-09-11),
Ф.А.Ихсанова (ст. преподаватель)
(Филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
Трудовая
компьютером.
деятельность
Использование
инженера
созданных
всё
более
с
соприкасается
помощью
с
компьютера
математических моделей производственных процессов становится всё более
205
привычным делом. При этом ресурс живого умственного труда многократно
увеличивается ресурсом искусственного машинного интеллекта, что приводит к
радикальному изменению содержания трудового процесса.
Числовые расчеты проникают во все области деятельности инженеров.
Все эти расчёты основаны на математике – науке, занимающейся числовыми и
геометрическими
соотношениями.
Математика
обслуживает
самые
разнообразные области науки и практической деятельности. Роль математики
постоянно растёт. Наука только тогда достигает совершенства, когда ей удаётся
пользоваться математикой.
Математическое
математического
изучение
моделирования,
реальных
т.е.
объектов
начинается
использования
для
их
с
их
описания
некоторых математических моделей, либо уже ранее известных, либо
специально построенных. В результате изучения этих моделей часто возникают
другие математические модели, которые в свою очередь начинают изучаться, и,
таким образом, прикладная математика является мощным источником новых
математических моделей. Целью изучения математических моделей в
прикладной
математике
является,
в
конечном
итоге,
исследование
соответствующего конкретного реального явления.
При подготовке к будущей профессии с самого начала обучения в вузе
следует идеологически и практически готовиться к численному решению задач,
как к следующей, в известном смысле более сложной, ступени изучения
математических моделей, и, вместе с тем, получать практические навыки
построения математических моделей, их решения более эффективными
способами, обращаясь к современной вычислительной технике.
Для
наибольшей
эффективности
перехода
к
математическому
моделированию нами были рассмотрены более двух десятков классических
прикладных задач, с применением законов физики, техники, решение которых
дало огромные навыки математического моделирования.
206
Информационные
технологии
позволяют
активизировать
процесс
вычисления, освободиться от трудоёмких, объёмных вычислений, освобождая
время для дальнейших действий в процессе моделирования.
Учебно-исследовательская работа включает следующие структурные
элементы:
1) постановка задачи;
2) поиск, анализ, обработка информации;
3) формирование математической модели;
4) решение этой задачи средствами компьютерной математической
системы;
5) оценка результатов данной опытно-экспериментальной работы в виде
практического занятия-конференции.
Мы полагаем, что для выработки устойчивых профессиональных навыков
привлечения
математического
аппарата
для
моделирования
различных
объектов производства необходимо в различных формах более широкое
решение прикладных задач с использованием компьютерных математических
систем.
Математическое моделирование заслуживает особенного внимания,
поскольку оно играет все большую роль во многих областях современной науки
и техники, являясь мощным и экономически выгодным средством как для
207
проведения
научных
исследований,
так
и
для
выполнения
самых
разнообразных экспериментальных и конструкторских работ. Например,
использование математических моделей при проектировании самолетов,
модель нефтяной установки и расчет их на ЭВМ экономически во много раз
выгоднее создания экспериментальных образцов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Дьяконов В.П. Mathematica 4.1/4.2/5.0 в математических и научнотехнических расчетах. – М.: СОЛОН-Пресс, 2004.
УДК 378.02
ВИРТУАЛЬНАЯ ЛАБОРАТОРИЯ ПО ХИМИИ
Зарипова Д.М. (гр. БГР-10-12), Зайлалова В.Р. (доцент)
(филиал ГОУ ВПО «УГНТУ» в г. Октябрьском)
В последнее время большую популярность приобретают виртуальные
лабораторные работы по химии, обладающие определенными преимуществами.
Основное преимущество, которым обладают виртуальные лаборатории, –
дешевизна, ведь они не требуют оборудования лаборатории, покупки
реактивов, стоимость которых достаточно высока. Конечно, компьютерное
оборудование и программное обеспечение также стоит недешево, однако
универсальность компьютерной техники
и ее широкая распространенность
компенсируют этот недостаток.
Виртуальная лаборатория позволяет осуществлять виртуальные опыты
над широким кругом химических веществ, наблюдать результаты опытов
(изменение цвета, выделение тепла, взрывы, выпадение осадка, выделение газа
и др.), осуществлять качественный и количественный анализ реагентов.
Виртуальная лаборатория предоставляет возможность моделирования
процессов, протекания которых принципиально невозможно в лабораторных
условиях (к примеру, ядерные реакции). Современные компьютерные
технологии к тому же позволяют наблюдать процессы, невидимые в реальных
условиях без дополнительной техники, например, из-за малых размеров частиц.
208
Отличительной особенностью данных работ является возможность
управления сценой, т.е. существует возможность вмешаться в химический
процесс, поменять его параметры модели, точку наблюдения за явлением. Это
позволяет наблюдать химический процесс во всех возможных проявлениях, и
кроме того, наблюдать явления, временные интервалы прохождения которых не
позволяют наблюдать их (слишком скоротечны, т.е. длительность менее
секунды или длительность процесса затягивается на дни, месяцы).
Неоспоримым
преимуществом
является
безопасность
таких
лабораторных работ, когда речь идет о химических веществах (ядовитых,
легковоспламеняющихся). Ответственность преподавателя минимальна, так как
кислота с экрана монитора не приведет к ожогу. Однако, выполняя
виртуальную
лабораторную
ответственность
за
свои
работу,
действия,
студенты
могут
пренебрегая
не
ощущать
правилами
безопасности. При этом может происходить неадекватное
техники
восприятие
приобретенных знаний с нежелательными последствиями.
Некоторые работы требуют последующей обработки достаточно больших
массивов полученных цифровых данных, которые выполняются на компьютере
после проведения серии экспериментов. При использовании реальной
лаборатории
ввод полученной информации в компьютер занимает много
времени. В виртуальной лаборатории данные могут заноситься в электронную
таблицу
результатов
непосредственно
при
выполнении
опытов
экспериментатором или автоматически, сокращая время и уменьшая процент
возможных ошибок.
Важным преимуществом виртуальных лабораторных работ на сегодня
является использование их при дистанционном обучении, когда по каким-либо
причинам
нет
возможности
выполнять
эксперименты
в
лаборатории
университета.
Несмотря на существенные преимущества виртуальных лабораторий на
данный момент в учебном процессе они применяются довольно мало. Это
связано, в первую очередь, с дороговизной их разработки профессионалами.
209
Созданные
профессионалами
виртуальные
лабораторные
работы
относительно недороги, но удовлетворительны лишь при моделировании
узкого класса явлений
На
отделении
химии
кафедры
«Информационные
технологии,
математические и естественные науки» нами была предпринята попытка
создания виртуальной лабораторной работы на тему «Влияние различных
факторов на скорость химической реакции и на смещение химического
равновесия».
Мы определяли ряд условий, которым должна отвечать программа:
1)
пользователь должен получать подробную инструкцию; 2) программа должна
строго контролировать порядок выполнения работы; 3) пользователь должен
иметь возможность проверить результаты своей деятельности; 4) все реактивы
должны быть подписаны. Была выбрана программа 3Д Max и разработаны
инструкции для 6 опытов.
Данная лабораторная работа входит в программу изучения курса химии в
вузе и планируется к выполнению на лабораторных занятиях по химии. Она
может быть использована при работе с учащимися, пропустившими или
недопонявшими пройденный материал, т.к. виртуальный опыт можно
проводить многократно, а также для самостоятельного изучения.
Конечно, виртуальным лабораториям присущи некоторые недостатки.
Главным из них является отсутствие непосредственного контакта с объектом
исследования, приборами и аппаратурой. Опыт работы с
приборами необходим, поэтому
разумным решением будет
реальными
сочетание
использования реальных и виртуальных лабораторий в образовательном
процессе с учетом присущих им достоинств и недостатков.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Новые педагогические и информационные технологии в системе
образования: учебное пособие для студентов пед. вузов и системы повышения
квалификации пед. кадров / под ред. Е.С. Полат. М.: Академия, 2002.
2 Дорофеев М.В., Лущай М.Г., Нагин Н.А. Влияние взаимодействия
школьников с виртуальной лабораторией на познавательный интерес к
210
реальному химическому эксперименту // Вестник Московского городского
педагогического университета. - Москва, 2008. - №1. - С. 211-213.
УДК 622.3
ПЕРСПЕКТИВЫ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ В РОССИИ
С.В. Кондратьева (гр. ГРВ-05-11),
Р.Х. Игтисамова (доцент к.п.н.)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
В статье рассмотрены проблема повышения энергоэффективности в
различных
отраслях
промышленного
производства
РФ,
топливно-
энергетический баланс (ТЭБ) страны и показатели энергоемкости, обобщенные
международными финансовыми и энергетическими организациями. Приведены
технические решения повышения эффективности использования природного
газа в отдельных производствах газовой, электрогенерирующей, автомобильной
и других отраслей промышленности. Повышение энергоэффективности в
России потребует новых технических и организационных решений, прежде
всего с участием отраслевых энергетических институтов.
В последние годы в России сложилась тревожная ситуация с ростом
энергоемкости единицы внутреннего валового продукта (ВВП). В настоящее
время энергоемкость отечественной экономики превышает соответствующие
показатели развитых стран Запада в 2-3 раза. Энергосбережение превращается в
общенациональную приоритетную задачу, без решения которой невозможен
общий рост экономики России [1].
Российская Федерация занимает первое место в мире по запасам
природного газа, второе - по запасам угля и восьмое - по запасам нефти. При
этом она обладает еще одним существенным резервом - объемом энергии,
который можно сберечь, внедряя в энергопотребление современные эффективные методы и технику ее использования.
Именно поэтому 2 июня 2009 г. в г. Архангельске состоялось
расширенное
заседание
президиума
Государственного
совета
под
председательством президента Д.А. Медведева, посвященное повышению
211
отечественной энергоэффективности. В соответствии с этим заседанием 27
ноября 2009 г. Государственная Дума приняла Закон «Об энергосбережении и
повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в
отдельные законодательные акты Российской Федерации» (№ 261 -ФЗ).
Таблица 1 Энергопотребление в 10 крупнейших странах
Суммарное потребление энергии,
млн т н. э.
США
2340,29
КНР
1717,15
РФ
646,68
Индия
537,31
Япония
530,46
Германия
311,75
Франция
275,97
Канада
271,95
Великобритания
233,93
Южная Корея
213,77
Примечания. 1 Доклад Всемирного банка «Энергоэффективность в России:
скрытый резерв», 2008 г. 2 Данные Международного энергетического агентства
«Энергетический баланс», 2005 г.
Страна
В 2008 г. группой экспертов Всемирного банка был выпущен
специальный доклад «Энергоэффективность в России: скрытый резерв» [2].
Эффективность использования энергоресурсов принято оценивать удельной
величиной энергоемкости единицы ВВП. В таблице 1 приведены обобщенные
данные по 10 странам мира - крупнейшим потребителям энергии (в т н. э.). При
этом по теплоте сгорания соотношение т н. э/т у. т. = 44,8*106
кДж/29,3*106кДж=1,53.
РФ принадлежит третье место среди 10 стран, занимающих первые 10
мест по суммарному объему потребления энергии. При этом удельное
энергопотребление на единицу ВВП (энергоемкость) в РФ максимально: оно в
2,0-2,1 раза больше, чем в США, КНР и Южной Корее, и в 3 раза больше, чем в
Великобритании, Индии, Японии и Германии. Необходимы кардинальные меры
по изменению складывающейся энергетической и экономической ситуации,
требуются огромные технические и финансовые ресурсы. Крайне высокая
212
энергоемкость отечественной продукции обусловливает чрезмерные выбросы в
атмосферу вредных компонентов и парниковых газов.
Согласно прогнозным планам Энергетической комиссии ЕС, темпы
экономического роста по ЕС с 1996 по 2020 г. составят 2,2 %, а ежегодное
энергопотребление возрастет на 0,7 %. Вследствие разницы между этими двумя
показателями энергоемкость ВВП будет уменьшаться в среднем на 1,5 % в год.
За два десятилетия (1976-1996 гг.) энергоемкость продукции в странах ЕС
снизилась на 25 %, прогнозируется дальнейшее снижение этого параметра за
период 1996-2020 гг. еще на 30-35 %.
Отсюда следует, что стратегическая задача российской экономики
заключается в снижении энергоемкости ВВП по крайней мере на 40-50 % уже в
ближайшие годы. Несмотря на амбициозность таких темпов снижения
удельной энергоемкости продукции, она не достигает передового мирового
уровня.
Решение такой задачи возможно только на основе структурной
перестройки экономики, ориентированной в настоящее время на добывающие
отрасли.
Необходимо
развивать
наукоемкие
технологии,
позволяющие
обеспечить эффективное энергосбережение. Не менее важным средством
снижения удельной энергоемкости ВВП является энергосбережение путем
организационных и технологических мер.
С учетом энергоемкости российской продукции, в несколько раз
превышающей аналогичный параметр в развитых странах Запада, главное
внимание
должно
быть
уделено
существенному
повышению
энер-
гоэффективности.
ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС
В таблице 2 приведен топливно-энергетический баланс Российской
Федерации по состоянию на 2005 г. В трех отдельных разделах приведены
данные по производству различных видов топлива, первичных энергоносителей
и потребления энергии в промышленности, коммунально-бытовом секторе
(КБС) и транспорте [2].
213
Согласно обобщенным данным суммарное производство в стране топлив
и различных энергоносителей равно 1191,37 т н. э., в том числе около половины
их экспортируется (558,13 т н. э.). Первое место в объеме добычи органических
топлив принадлежит природному газу (517,13 т н. э. - 43 %), пока что
незначительно участие атомных электростанций (39,72 т н. э. - 3,3 %) и
возобновляемых источников (15,05 т н. э. -1,3 %). При этом основная роль в
возобновляемых источниках должна принадлежать гидроэлектростанциям.
В стране для производства первичных энергоносителей остается 653,62 т
н. э., т. е. 55 % от суммарного производства энергоносителей. При этом доля
природного газа (356,08 т н. э.) превышает половину объема оставшихся в
стране первичных энергоносителей, что подтверждает мысль о моногазовом
характере российского топливно-энергетического баланса (ТЭБ).
Прирост добычи и потребления природного газа в нашей стране
поглощается в основном электроэнергетикой, хотя в электроэнергетике замена
природным газом других видов топлив дает наименьший экономический
эффект.
Природный газ следует использовать на более квалифицированные
нужды. Самый высокий экономический эффект достигается у коммунальнобытовых
потребителей
сектор).
(коммунально-бытовой
Эффективно
использование природного газа в качестве химического сырья и топлива в
промышленных печах различных отраслей (металлургия, производство цемента
и др.).
Ситуацию можно изменить только более дорогими средствами: вместо
природного газа следует больше использовать уголь и ядерную энергию.
Наиболее реальна такая замена в электроэнергетике. Правда, это потребует
увеличения капитальных вложений, так как угольные и ядерные технологии в
2-3 раза более дорогие по инвестициям.
В таблице 2 приведены данные, соответственно, по производству
первичных
энергоносителей
и
использованию
их
в
промышленности,
коммунально-бытовом секторе и транспорте. После значительного экспорта
214
углеводородного сырья оставшиеся объемы природного газа (356,08 т н. э.),
нефти (220,00 т н. э.) и угля (105,52 т н. э.), а также объемы произведенной
тепловой (161,63 т н. э.) и электрической (81,98 т н. э.) энергий потребляются в
промышленности (124,68 т н. э.), коммунально-бытовом секторе (148,91 т н. э.)
и транспорте (94,40 т н. э.).
Таблица 2 - Топливно – энергетический баланс РФ, млн т н. э.
Производство и
потребление
энергии
Суммарное
производство,
в том числе
экспорт
Производство
первичной
энергии
Потребление
энергии,
В том числе:
промышленность
транспорт
Уголь
Нефтепродукты
Природный газ
Другие
виды
твердого
топлива
134,97
470,14
517,13
14,36
39,23
252,59
167,27
105,52
220,00
356,08
14,36
26,06
62,08
96,87
22,85
0,21
7,77
52,76
24,93
33,16
Источники энергии
АЭС
Возобновляемые
источники
39,72
Электрическая
энергия
Тепловая
энергия
15,05
1191,37
558,13
1,94
39,72
15,05
Всего
81,98
161,63
653,62
4,01
57,52
130,11
376,65
2,93
0,01
21,72
6,82
44,44
1,44
124,68
94,40
Большая величина потребляемой тепловой энергии (130,11 т н. э.)
объясняется
суровыми
климатическими
условиями
РФ
и
невысокой
эффективностью ее использования, а в распределении тепловой и электрической энергии (57,52 т н. э.) главенствующее место занимают коммунальнобытовой
сектор
и
промышленность.
Большая
часть
нефтепродуктов
потребляется транспортом (52,76 т н. э.).
Согласно данным таблицы 2 задача повышения энергоэффективности
должна решаться прежде всего при производстве электрической и тепловой
энергий, а также путем увеличения эффективности потребления энергии в
промышленности, коммунально-бытовом секторе и транспорте. При этом в
проблему транспорта включено также потребление энергии в протяженных
газо- и нефтепроводах.
Проблемы сферы энергосбережения, в той или иной мере решаемые в
ОАО «Газпромгаз» включают:
- отраслевое газосбережение;
215
-
замена
в
ряде
технологических
процессов
промежуточных
энергоносителей (экономия первичного топлива в 2-3 раза);
децентрализация
-
сельскохозяйственных
и
теплоснабжения
коммунально-бытовых
промышленных,
объектов
(экономия
первичного топлива на 30-40 %);
- разработка и выпуск современных газосберегающих и экологически
чистых горелочных устройств для различных сфер их использования;
- глубокая утилизация тепла отходящих продуктов сгорания топлива.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Макаров А.А. Системный анализ перспектив развития энергетики //Изв.
РАН. Энергетика. – 2003. – №1. – С. 42-49.
2 Доклад Всемирного банка «Энергоэффективность в России: скрытый
резерв» (Energy Efficiency in Russia: Untapped Reserves). – 2008 г.
УДК 681.03
ОТ НЕОКОРТЕКСА КРЫСЫ ДО ИСКУССТВЕННОГО РАЗУМА
С. Б. Макосина (гр. 10-11)
К.Т. Тынчеров (доцент)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
Компания “IBM” и исследователи из Швейцарского политехнического
института
в
Лозанне
впервые
предприняли
попытку
моделирования
человеческого мозга вплоть до молекулярного уровня.
Для моделирования мозга использован суперкомпьютер “Blue Brain”.
Организаторы проекта “Blue Brain” надеются, что создаваемая ими модель
позволит лучше понять некоторые аспекты работы человеческого разума, такие
как восприятие, память и, может быть, даже собственно сознание.
По мнению Генри Маркхама, директора Института мозга и разума
Швейцарской высшей политехнической школы в Лозанне (EPFL), “Blue Brain”
может стать первой в мире моделью, имитирующей деятельность головного
мозга и при этом обладающей достаточной вычислительной мощностью (а
216
пиковая мощность “Blue Gene” достигает 22,8 триллионов операций с
плавающей точкой в секунду), чтобы работать в режиме реального времени.
Помимо
демонстрации
процесса
«электрического
кодирования»
воспринимаемой мозгом окружающей его «реальности», Blue Brain может
оказать определенную помощь в выявлении «сбойных» участков мозга,
появление которых влечет за собой развитие психических расстройств, вроде
аутизма, шизофрении и различных депрессивных состояний.
Название суперкомпьютера является буквальным: каждый из его
микрочипов запрограммирован так, чтобы действовать точно так же, как и
реальный нейрон в реальном мозге. Поведение компьютера с высокой
точностью копирует события в клетках головного мозга. Это первая модель
мозга, которая была построена снизу вверх. Существует много моделей в этой
области, но эта – единственная, по мнению Маркрама, которая является
полностью биологически точной.
Первая фаза проекта, «фаза проверки выполнимости» завершена. Мнения
скептиков опровергнуты. Потребовалось меньше двух лет для компьютера
“Blue Brain”, чтобы точно смоделировать колонку Маунткастла, которая
является крошечной пластинкой мозга, содержащего приблизительно 10 000
нейронов с 30 миллионами синаптических связей между ними. Колонка была
построена и работает. Теперь группа должна промасштабировать её. Учёные из
группы “Blue Brain” уверены, что через несколько лет они завершат
моделирование всего мозга.
Маркрам
попробовал
обойти
«проблему
неизвестности»,
сосредоточившись на определенной секции мозга: колонка Маунткастла в
крысе
двухнедельного
возраста.
Колонка
Маунткастла
–
основная
вычислительная единица коры, дискретной схемы во плоти, 2 мм длиной и 0.5
мм в диаметре. Студенистая кора состоит из тысяч этих колонок – каждая с
очень точной целью, такой как обработка красного цвета или обнаружение
давления на участок кожи, и основной структуры, которая неизменна при росте
сложности организма, от мышей к мужчинам. Достоинство моделирования
217
схем
мозга грызунов состоит в том, что производимая модель может
непрерывно сравниваться с оригиналом нервной системы крысы. Учёный
должен был с помощью электроники скопировать работу схем и построить
цифровой двойник биологической машины.
Виртуальный
нейтрон
в
модели
изображается
как
обширное
морфологическое дерево из ветвей, полог которого настолько плотный, что
фактически непрозрачный. Дерево состоит из тысячи синаптических связей,
которыми он связан с другими нейронами. Если присмотреться, то можно
увидеть слабые линии, где дендриты (ветвящиеся отростки нервной клетки)
делятся на секции. В любой момент, суперкомпьютер моделирует химическую
деятельность в каждой из этих секций. Таким образом, один единственный
моделируемый нейрон является суммой работы 400 независимых моделей.
Но как заставить эти секции модели действовать в реальности? Нейроны
являются электрическими процессорами: они представляют информацию как
продолжительные взрывы напряжения, точно так же как кремниевый
микрочип. Нейроны управляют потоком электричества, открываясь и закрывая
различные
ионные
каналы,
специализированные
белки,
вложенные
в
клеточную мембрану.
В лаборатории Маркрама современное оборудование позволяет создать
управляемую
компьютером
одновременную
регистрацию
крошечных
электрических потоков, которые формируют основу нервных импульсов.
Анализируя генетические данные реальных нейронов крысы, ученые смогли
объединить эти детали в модель. Они получили возможность строить точную
карту ионных каналов, выясняя, какие типы клеток имеют какие виды ионных
каналов и в какой плотности. Это новое знание было тогда загружено в “Blue
Brain”, позволяя суперкомпьютеру точно моделировать любой нейрон где
угодно в колонке Маунткастла. Моделирование дошло до той точки, когда оно
даёт лучший результат, чем фактический эксперимент. Они получили те же
самые данные, но с меньшим количеством шумов и человеческих ошибок.
218
Другими словами, качество модели на выходе превысило качество входных
данных. Виртуальные нейроны более реальны, чем реальные.
Рисунок 1 - Моделируемый нейрон мозга крысы
На картинке показаны мембранные выросты на поверхности дендрита,
способные образовать синаптическое соединения с другими нейронами.
Пирамидальные клетки (называемые так из-за их треугольной формы)
составляют приблизительно 80 процентов массы коры головного мозга.
Любой мозг сделан из тех же самых основных частей. Сенсорная клетка в
морском слизняке работает точно так же, как корковый нейрон в человеческом
мозге. Эволюция только вводит новшества, а нейрон и так совершенен.
Теоретически это означало, что, как только команда Blue Brain создала
точную модель единственного нейрона, они смогли увеличить её, чтобы
получить трехмерную пластину мозга. Но это было только теорией. Никто не
знал точно, что случится, когда суперкомпьютер начнёт моделировать тысячи
мозговых клеток одновременно.
Прошло немного времени, прежде чем модель среагировала. Сразу после
нескольких электрических толчков искусственная нервная схема начала
действовать точно так же, как и реальная нервная схема. Кластеры связанных
нейронов начали синхронизироваться: клетки связывали друг друга. Различные
типы клеток повиновались их генетическим инструкциям. Ученые смогли
увидеть, что клеточные ткацкие станки заработали и затем остановились,
поскольку клетки привели себя к соответствующему образцу. Дендриты
219
обратились друг другу, как ветви, ищущие свет. Для команды Blue Brain, это
было крупным достижением. После многих лет усердной работы они наконец
были в состоянии наблюдать, что их виртуальный мозг развивается, синапс за
синапсом. Микрочипы превращали себя в мозг.
После этого началась тяжелая работа. Модель была только первым
черновиком. Команда начала кропотливый процесс редактирования. Сравнивая
поведение виртуальной схемы с экспериментальными исследованиями мозга
крысы,
ученые
смогли
проверить
правдоподобие
их
моделирования.
Постоянная проверка данных суперкомпьютера оптимизирует программное
обеспечение, чтобы сделать модель более реалистической.
Маркрам выдвинул гипотезу -
чтобы точно смоделировать триллион
синапсов в человеческом мозге, компьютер должен быть в состоянии
обработать приблизительно 500 петабайтов (=1024 терабайт= 2 50 байт) данных.
Это приблизительно в 200 раз больше той информации, что сохранена на всех
серверах Google. (Используя современную технологию, такой суперкомпьютер
занял бы несколько футбольных полей) Потребление энергии – другая
огромная проблема. Человеческий мозг требует приблизительно 25 ватт
электричества для работы. Моделирование мозга на суперкомпьютере с
существующими микрочипами повлекло бы ежегодный счет за электроэнергию
приблизительно на 3 миллиарда $. Группа считает, что если вычислительные
технологии будут продолжать развиваться в текущем ускоренном темпе и
эффективность энергопотребления увеличится, то она будет в состоянии
смоделировать человеческий мозг целиком на одной машине уже через десять
лет или даже меньше.
В настоящее время Маркрам и его команда имеют амбициозные планы.
Как только команда будет в состоянии моделировать полный мозг крысы, что
должно случиться в следующие два года, Маркрам загрузит моделирование в
автоматизированную крысу, так, чтобы мозг имел тело. Он уже договаривается
с японской компанией о строительстве механического животного.
220
Монтаж «Blue Brain» в роботе также позволит ему развиваться как
реальной крысе. Моделируемые клетки будут формироваться их собственными
чувствами, постоянно пересматривая их связи, основанные на событиях жизни
крысы.
В
конечном
счете
группа
хочет
получить
робота
немного
непредсказуемого, который делает не только то, что мы говорим ему делать.
Его цель состоит в том, чтобы построить виртуальные животные – робота
грызуна с собственным мнением.
Рисунок 2 - Фрагмент колонки Маунткастла крысы, представленной в
трех измерениях с помощью компьютерного моделирования. Большие клетки
(сомы) переходят в толстые аксоны и леса более тонких дендритов
По сути, нет ничего таинственного в мозге или в том, что он делает.
Сознание есть только массивное количество информации, обмениваемой
триллионами мозговых ячеек. Если мы сможем точно смоделировать эту
информацию, то непонятно, почему мы не были бы в состоянии произвести
сознательное мнение.
Нильс
Бор
однажды
сказал:
«Противоположность
правильного
высказывания – ложное высказывание. Но противоположностью глубокой
истины может быть другая глубокая истина». В этом затруднительное
положение проекта «Blue Brain». Если моделирование будет успешным, если
они смогут превратить стек кремниевых микрочипов в разумное существо, и
эпическая проблема сознания будет решена. Душа будет лишена ее тайн; мозг
потеряет свою тайну. Однако если проект потерпит неудачу, если программное
221
обеспечение будет не в состоянии чувствовать, или не сумеет решить парадокс
опыта тогда, может, будут достигнуты абсолютные ограничения неврологии.
Знание о мозге как и раньше останется не достаточным. Суперкомпьютер все
еще будет простой машиной. Ничто не появится из полной информации. Мы
останемся с тем, что никогда не сможем выяснить.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Blue Brain Project // http://ru.wikipedia.org/wiki/BBP.
2 Markram, H., 2006. The blue brain project. Nat Rev Neurosci. 7, 153—160.
3 Kozloski, J. et al., Identifying, tabulating, and analyzing contacts between
branched neuron morphologies, IBM Journal of Research and Development, Vol 52,
Number 1/2, 2008
4 Druckmann, S. et al., A Novel Multiple Objective Optimization Framework
for Constraining Conductance-Based Neuron Models by Experimental Data,
Frontiers in Neuroscience, Vol. 1, Issue 1, 2007
5 Anwar, H. et al., Capturing neuron mophological diversity. In Computational
modeling methods for neuroscientists. E. De Schutter (ed.), MIT Press
6 Hines, M. et al., 2008. Neuron splitting in compute-bound parallel network
simulations enables runtime scaling with twice as many processors, J. Comput.
Neurosci.
7 Тынчеров К.Т. Отказоустойчивые модулярные структуры в базисе
нейронных сетей. - СПб: Лань, 2007. – 246 с.
УДК 681.03
СОЗДАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ
ИНФОРМАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ «СТУДЕНТ»
И.Маматов (3Пр1),
С.Б.Светлякова (преподаватель)
(НОУ ОЭТ, г.Октябрьский)
В любом среднем специальном и высшем учебном заведении необходимо
хранить данные об абитуриентах, студентах, специальностях, группах. Учебная
часть собирает и анализирует данные об успеваемости, бухгалтерия – о
внесении оплаты за обучение.
АИС «Студент»
разработана
средствами
Visual Basic.Net с
использованием набора библиотек, входящих в .Net Framework, включающих
мощные средства по работе с формами, базами данных, графикой, а также с
222
использованием Microsoft SQL Server 2008. При создании АИС «Студент»
использован объектно-ориентированный подход[2].
Объектно-ориентированное
программирование
–
это
методология
программирования, которая основана на представлении программы в виде
совокупности
объектов,
каждый
из
которых
является
реализацией
определенного класса, а классы образуют иерархию, основанную на принципе
наследуемости. При этом объект характеризуется как совокупностью всех
своих свойств и их текущих значений, так и совокупностью допускаемых для
данного объекта действий.
АИС позволяет решать следующие задачи:
хранение данных в базе данных,
добавление новых данных,
обновление текущих данных,
удаление данных,
просмотр имеющихся записей,
поиск необходимой информации в базе данных,
фильтрация информации по заданным критериям.
При запуске приложения открывается окно входа в систему, где
пользователь должен ввести логин и пароль или зарегистрироваться в системе.
Имеется меню, при помощи которого можно передать данные в Excel,
настроить программу, а также просмотреть справку. Из пункта «Файл» меню
можно передать данные в Microsot Excel, настроить печать, сменить
пользователя, а также выйти из программы. В пункте меню «Правка» доступны
следующие действия: отмена добавления данных, вставка, копирование данных
из выделенного поля. Пункт меню «Настройки программы» позволяет
настроить программу: указать сведения об учебном заведении, путь к базе
данных и настроить параметры доступа[5].
В приложении используется база данных, логические связи которой
отражены в таблице 1.
223
Таблица 1 - Логические связи между таблицами базы данных «Студент»
Главная таблица
Подчиненная таблица
Тип связи
Студент
Пользователь
1:1
Студент
Сведения об оплате
1:М
Студент
Сведения об успеваемости
1:М
Абитуриент
Вступительные экзамены
1:М
Группа
Студент
1:М
Специальность
Студент
1:М
Специальность
Абитуриент
1:М
Специальность
Предмет
1:М
Таблица «Студент» используется для хранения данных о студентах.
Таблица содержит поля: идентификатор студента, фамилия, имя, отчество,
серия и номер паспорта, дата выдачи паспорта, гражданство, дата рождения,
место рождения, название учебного заведения, которое окончил студент,
документ
об
образовании,
год
окончания
учебного
заведения,
адрес
проживания, адрес регистрации, контактный телефон, фамилия, имя, отчество,
место работы и контактный телефон
родственника, сведения о воинской
службе, название, серия и номер
воинского документа, приписное
свидетельство и дата его выдачи, дата постановки на учет, пол, форма
обучения, специальность, статус, группа.
Таблица «Абитуриент» предназначена для хранения аналогичных данных
об абитуриентах. В случае, если абитуриент становится студентом, данные
автоматически передаются в таблицу «Студент».
Таблица
«Вступительные
экзамены»
предназначена
для
хранения
сведений о результатах вступительных испытаний и содержит данные:
идентификатор абитуриента, предмет, оценка.
Таблица «Группа» содержит сведения о всех группах учебного заведения:
название группы, специальность, год формирования группы, фамилия
классного руководителя.
224
Таблица «Пользователь» предназначена для хранения данных логина и
пароля пользователя.
Таблица «Предмет» предназначена для хранения данных о названии
дисциплины, специальности и о преподавателе, ведущем предмет.
Таблица «Сведения об оплате» содержит данные о внесенной оплате.
Таблица «Сведения об успеваемости» содержит сведения за месяц.
Таблица «Специальность» содержит сведения о специальностях: название
специальности, шифр специальности, срок обучения, стоимость обучения.
При запуске приложения открывается окно входа в систему, где
необходимо ввести логин и пароль. Зарегистрированный пользователь может
изменить свои данные. В пункте меню «Администрирование» настраиваются
параметры доступа к данным для каждого конкретного пользователя [4].
Имеется меню, содержащее пункты «Файл»,
«Правка», «Настройки
программы», «Справка». Из пункта «Файл» меню можно передать данные в MS
Excel, настроить печать, сменить пользователя, а также выйти из программы. В
пункте «Правка» доступны следующие действия:
отмена добавления данных,
вставка,
копирование данных из выделенного поля.
Пункт «Настройки программы» позволяет настроить программу: указать
сведения об учебном заведении, указать путь к базе данных и настроить
параметры доступа. В пункте «Справка» можно посмотреть справку и сведения
о программе.
Предусмотрена
возможность
фильтрации.
Параметры
фильтрации
настраиваются в отдельном окне. Имеется справка, позволяющая изучить
возможности данного приложения[1].
При использовании АИС «Студент» рекомендуемые требования к
аппаратной и программной части:
ОЗУ 1 Гб и выше;
Видеокарта 256 Мб и выше;
225
Процессор 2.0 ГГц и выше;
Операционная система Windows 7;
Microsoft SQL Server 2008;
.NET Framework 4.0.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Дунаев В.В. Базы данных. Язык SQL.-СПб.: БХВ-Петербург, 2006.–
288 с.
2 Постолит А. Visual Studio.net. Разработка приложений баз данных. СПБ.: БХВ – Петербург, 2003.
3 Долженков В., Мозговой М. Visual Baisc.net. Учебный курс. - СПБ.:
Питер, 2003.
4 Бьюли А. Изучаем Sql. - СПБ.: Символ – плюс, 2007.
5 Гарбер Г. Программирование на Visual basic и VBA в Excel. - М.: Солон
– пресс, 2007.
УДК 539.12
ПРОБЛЕМА СОЛНЕЧНЫХ НЕЙТРИНО
Л.Н. Миникаева (ГРВ-09-11),
Р.М. Муртазин (ст. преподаватель)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
Около четверти века нейтрино существовали только в формулах
теоретической физики. Впервые их зарегистрировали американские ученые
Ф. Райнес и К. Коуэн в экспериментах 1953 – 1956 гг., поместив сложную
экспериментальную установку под "град" нейтрино, источником которых был
мощный ядерный реактор. Уже первые эксперименты подтвердили свойства
этих частиц, предсказанные теорией. Нейтрино перестали быть мифом и теперь
являются полноправными элементарными частицами. Бурное развитие техники
физического эксперимента за последние несколько десятков лет сделало
возможными
эксперименты
по
регистрации
нейтрино,
рожденных
в
226
естественных условиях, возникла новая область науки – нейтринная
астрофизика. Первым объектом изучения стало наше Солнце.
Нейтрино обозначается буквой n, является электрически нейтральной
частицей со спином 1/2, то есть фермионом. Принадлежит к классу лептонов,
то есть к легким частицам. Возможно, нейтрино имеют нулевую массу. К
настоящему времени известно шесть лептонов, три из которых имеют
отрицательный заряд: электрон, мюон и t-лептон, и три соответствующих
аромата (сорта) нейтрино: электронное ne, мюонное nm и тау-нейтрино nt, а
также шесть антилептонов. Выдающийся физик академик Б. М. Понтекорво
теоретически предсказал существование двух сортов нейтрино – “электронных”
и ”мюонных”. Очень скоро это предсказание блестяще оправдалось на опыте.
Вскоре было открыто также тау-нейтрино. Понтекорво был также первым, кто
указал на важность нейтрино для изучения звездных и, в первую очередь,
солнечных недр.
Для решения проблемы дефицита солнечных нейтрино было предложено
множество гипотез. Часть из них затрагивает астрофизику процессов в недрах
Солнца, часть вводит понятие осцилляций нейтрино, часть затрагивает наши
представления о пространстве-времени и его материальности.
Астрофизические
гипотезы
базируются
на
более
интенсивном
перемешивании вещества недр Солнца и, соответственно, на уменьшении
количества
реакций,
сопровождающихся
рождением
высокоэнергичных
нейтрино. При этом для обеспечения наблюдаемой светимости Солнца в его
недрах должно происходить больше низкоэнергичных реакций (Данное
объяснение конфликтует с гелиосейсмологией) .
Физические гипотезы базируются на разных типах осцилляций нейтрино.
То есть нейтрино, испущенное в реакциях на Солнце, должны превратиться в
нечто другое, чтобы стать невидимками для земных нейтринных детекторов.
Существует несколько гипотез осцилляций нейтрино:
- превращение из электронного нейтрино в мюонное и тау-нейтрино;
227
- изменение спиральности нейтрино, то есть превращение нейтрино в
антинейтрино;
- превращение нейтрино определенного сорта в стерильное нейтрино;
- вакуумные осцилляции;
- распад нейтрино (противоречит наблюдениям по сверхновой 1987А).
Гипотезы о материальности пространства-времени изменяют само
представление о материи, энергии и ее источниках. Н.А. Козырев полагал, что
источником звездной энергии является переход причины в следствие или само
время. По Козыреву, время активно, пространство пассивно, а массивные
объекты поглощают время и превращают его в энергию. Если принять
энергетический выход от Солнца за 100%, то, согласно расчету, Солнце
потребляет 65,9% энергии за счет квантованного поглощения пространства и
лишь 34,1% остается на реакции синтеза в недрах Солнца.
В настоящее время имеются четыре серии экспериментальных данных по
регистрации различных групп солнечных нейтрино. В течение 30 лет ведутся
радиохимические эксперименты на основе реакции 37Cl + n→37Ar + e-.
Согласно теории, основной вклад в эту реакцию должны внести нейтрино от
распада 8В в редкой ветви протон-протонного цикла. Исследования по прямой
регистрации нейтрино от распада 8В с измерением энергии и направления
движения нейтрино выполняются в эксперименте KAMIOKANDE с 1987 года.
Радиохимические эксперименты по реакции 71Ga + n→71Ge + e- ведутся
последние несколько лет двумя группами ученых ряда стран. Важной
особенностью этой реакции является ее чувствительность в основном к первой
реакции протон-протонного цикла p + p → 2D + e+ + n. Темп этой реакции
определяет скорость энерговыделения в термоядерной печи Солнца в реальном
масштабе времени.
Возможность
объяснения
отрицательного
результата
опытов
по
обнаружению солнечных нейтрино состоит в пересмотрении основных
представлений о природе нейтрино. Так, например, существует гипотеза, что
нейтрино – нестабильная частица. Эта гипотеза требует признания у нейтрино
228
хотя и малой, но конечной массы покоя. Если предположить, что период
полураспада нейтрино меньше сотен секунд, то ясно, что образовавшиеся
нейтрино просто не дойдут до Земли. Разновидностью этого типа гипотез
является “гипотеза осцилляций”, предложенная Б. М. Понтекорво. Суть этой
гипотезы сводится к тому, что испущенные Солнцем “электронные” нейтрино
могут превращаться в “мюонные”, на которые детектор Дэвиса не реагирует.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Арбузов Б.А. Открытие самой тяжелой частицы // Соросовский
Образовательный Журнал. - 1996. - № 9. - С. 94-99.
2 Бокал Дж. Нейтринная астрофизика. - M.: Мир, 1993.
3 Герштейн С.С. Загадки солнечных нейтрино // Соросовский
Образовательный Журнал. - 1997. - № 8. - С. 79-85.
4 Михеев С.П., Смирнов А.Ю. Резонансные осцилляции нейтрино в
веществе.
5 Окунь Л.Б. Лептоны и кварки. - М.: Наука, 1982.
6 Окунь Л.Б. Физика элементарных частиц. - М.: Наука, 1988.
7.Шкловский А. Е. Звезды. Рождение, жизнь и смерть звезд. - М.: Наука,
1982.
8 http://www.pereplet.ru/obrazovanie/stsoros/189.html
9 http://darkenergy.narod.ru/
10 http://www.physics.upenn.edu/~www/neutrino/
11 http://cupp.oulu.fi/neutrino/nd-sol.html
УДК 622.3
ОСНОВНЫЕ ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ АСИНХРОННЫХ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ
М.С. Моисеев (МП-08-11),
Р.Х. Игтисамова (доцент)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
В настоящее время основным типом регулируемого электропривода
является частотно-регулируемый асинхронный электропривод – система
«полупроводниковый преобразователь частоты – асинхронный двигатель»
(ППЧ – АД). Однако наряду с этим электроприводом в некоторых случаях для
решения отдельных производственных задач и энергосбережения находит
применение
система
«тиристорный
преобразователь
напряжения
–
229
асинхронный двигатель» (ТПН – АД), обеспечивающая регулирование
напряжения первой гармоники напряжения, подводимого к статору.
В эксплуатации также находятся электроприводы на основе асинхронных
двигателей с фазовым ротором, регулируемые за счет изменения добавочных
сопротивлений в роторных цепях, так называемые системы реостатного
регулирования – «устройство реостатного регулирования – асинхронный
двигатель с фазовым ротором» (УРР – АДФР). Особенно много таких
электроприводов входит в состав подъемно-транспортных механизмов.
С
учётом
приведенных
выше
способов
и
систем
управления
асинхронными электроприводами можно наметить следующие направления
снижения потребления энергии АД.
Первое направление связано со снижением потерь в электроприводе при
выполнении им заданных технологических операций по заданным тахограммам
и с определенным режимом нагружения. Это электроприводы, работающие в
пускотормозных режимах или длительных режимах с медленно изменяющейся
нагрузкой (насосы, компрессоры и т.д.). В таких электроприводах за счет
снижения потерь электропривода в установившихся и переходных режимах
возможна значительная экономия электроэнергии. В кинематически связанных
электроприводах (многодвигательные приводы) равномерное деление нагрузок
между двигателями позволяет также минимизировать потери в них.
Второе направление связано с изменением технологического процесса на
основе
перехода
к
более
совершенным
способам
регулирования
электропривода и параметров этого технологического процесса. При этом
происходит снижение потребления энергии электроприводом. В качестве
примера
можно
привести
электроприводы
турбомеханизмов
(насосов,
турбокомпрессоров), поршневых насосов и компрессоров. При этом, как
правило,
эффект
не
ограничивается
экономией
электроэнергии
в
электроприводе, во многих случаях возможна экономия ресурсов (воды и
жидкого топлива и т.д.).
230
Для обоих названных направлений характерным является то, что в них
снижается потребление энергии именно в электроприводе: в первом случае за
счет снижения потерь энергии, во втором за счет использования менее
энергозатратного со стороны электропривода управления технологическим
процессом.
Можно назвать и третье направление, обеспечивающее реализацию
энергосберегающих технологий. Известно, что имеется ряд технологических
процессов, где электропривод сравнительно небольшой мощности управляет
потоком энергии, мощность которого в десятки и сотни раз превышает
мощность
электропривода.
От
совершенства
электропривода,
его
быстродействия и точности, степени автоматизации процесса во многом
зависит эффективное использование таких значительных объемов энергии.
Сформулируем пути энергосбережения в асинхронном электроприводе.
В рамках первого направления для снижения потерь энергии в
асинхронном электроприводе можно использовать следующие пути.
1
Обоснованный
выбор
установленной
мощности
двигателя,
соответствующей реальным потребностям управляемого механизма. Эта задача
связана с тем, что коэффициент загрузки многих двигателей составляет 50 % и
менее, что говорит либо о низкой квалификации разработчиков, либо о
несовершенстве использованной методики расчета мощности электропривода.
Очевидно, что двигатель заниженной мощности быстро выходит из строя из-за
перегрева, а двигатель с большим запасом мощности преобразует энергию
неэффективно, т.е. с высокими удельными потерями в самом двигателе из-за
низкого КПД и в питающей сети из-за низкого коэффициента мощности.
Поэтому первый путь заключается в совершенствовании методик выбора
мощности двигателя и проверки его по нагреванию, а также в повышении
квалификации разработчиков, проектировщиков и обслуживающего персонала.
На практике встречаются случаи, когда вышедший из строя двигатель
заменяется подходящим по высоте вала или его диаметру, а не по мощности.
Существующие методики выбора мощности двигателя и проверки его по
231
нагреванию могут рассматриваться лишь как первое приближение. Необходима
разработка более совершенных методик, основанных на точном учете режимов
работы электропривода, изменении его энергетических показателей, тепловых
процессов в двигателе, состояния изоляции и т.д. Разумеется, это предполагает
широкое
использование
вычислительной
техники
и
специального
программного обеспечения.
2 Переход на более экономичные двигатели, в которых за счет
увеличения массы активных материалов (железа и меди), применения более
совершенных материалов и технологий повышены номинальные значения КПД
и коэффициента мощности. Этот путь, несмотря на высокую стоимость таких
двигателей,
становится
очевидным,
если
учесть,
что,
по
данным
западноевропейских экспертов, стоимость электроэнергии, потребляемой
ежегодно средним двигателем, в 5 раз превосходит его стоимость. За время
службы двигателя, а это десятки лет, экономия энергии значительно превысит
капитальные затраты на такую модернизацию. Этот путь пока не получил
должного признания в отечественной практике.
3 Переход к более совершенной с энергетической точки зрения системе
электропривода. Потери энергии в переходных режимах заметно изменяются
при использовании реостатного регулирования, систем ТПН – АД и ППЧ – АД
с
минимальными
потерями
при
применении
частотно-регулируемых
электроприводов. Поэтому в рамках каждой из перечисленных систем имеются
более или менее удачные в энергетическом и технологическом плане варианты.
Задачей проектировщика является грамотный и всесторонне обоснованный
выбор конкретного технического решения.
4 Использование специальных технических средств, обеспечивающих
минимизацию потерь энергии в электроприводе. Так как значительная часть
асинхронных электроприводов работает в условиях медленно изменяющейся
нагрузки (электроприводы турбомеханизмов, конвейеров и т.д.), отклонение
нагрузки электропривода от номинальной ухудшает энергетические показатели
электропривода. В настоящее время к таким средствам можно отнести
232
устройства регулирования напряжения на двигателе в соответствии с уровнем
его нагрузки. Как правило, это либо специальные регуляторы напряжения на
основе ТПН, включаемые между сетью и статором двигателя, либо
преобразователи частоты, в которых предусмотрен так называемый режим
энергосбережения. В первом случае ТПН выполняет кроме функции
энергосбережения не менее важные функции управления режимами пуска и
торможения, иногда регулирует скорость или момент, осуществляет защиту,
диагностику, т. е. повышает технический уровень привода в целом. Во втором
случае режим энергосбережения рассматривается как дополнительная опция
преобразователя частоты и имеется лишь в некоторых выпускаемых типах
преобразователей. С учетом многофункциональности применения такие
устройства оказываются экономически целесообразными для приводов с
изменяющейся нагрузкой даже при их относительно высокой стоимости.
5 Совершенствование алгоритмов управления электроприводом в
системах ТПН – АД и ППЧ – АД на основе энергетических критериев оценки
его
качества,
т.е.
совершенствование
известных
решений,
разработка
эффективных технических средств для их осуществления и поиск новых
решений, оптимальных в энергетическом смысле.
В рамках второго направления снижения потребления энергии решающее
значение имеет переход от нерегулируемого электропривода к регулируемому
и повышение уровня автоматизации за счет включения в контур регулирования
ряда технологических параметров (давления, расхода, температуры и т.д.). Так
как
это
направление
связано
со
снижением
потребления
энергии
электроприводом за счет изменения технологического процесса, появляется
возможность регулировать ранее не регулировавшиеся технологические
параметры или изменять способ их регулирования.
Для третьего направления снижения потребления энергии характерны
совершенствование системы электропривода в сочетании с автоматизацией
технологического процесса и правильный выбор соответствующего по качеству
233
регулирования электропривода из уже имеющихся или разработка новых, более
качественных систем.
Заметим, что при реализации конкретных проектов выявляется, как
правило, не один, а несколько возможных путей энергосбережения, поэтому
для получения максимального эффекта необходим комплексный подход к
решению задачи энергосбережения в электроприводе.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. – М.:
Минэнерго РФ, 2001.
2 Данилов И.А. Общая электротехника с основами электроники. – М.:
Высшая школа, 2008.
УДК 53.08
СКИН-ЭФФЕКТ: МЕХАНИЗМ ВОЗНИКНОВЕНИЯ,
ВЛИЯНИЕ-ИСПОЛЬЗОВАНИЕ В ЭМ-ДИАГНОСТИКЕ НКТ
М. Моисеев (МП-08-11),
Р.Н. Сулейманов (доцент)
(Филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
Известно,
что
магнитно-индукционная
диагностика
металлических
(ферромагнитных) поверхностей (например, насосно-компрессорных труб –
НКТ) основана на выходе магнитных силовых линий в зоне дефектов
(рисунок 1).
Однако
при
использовании
высокочастотных
полей
неизбежно
возникновение так называемого скин-эффекта, то есть «выдавливание»
индукционного тока на поверхность проводника.
В работе установлены предельные частоты (в зависимости от диаметра
НКТ), позволяющие «видеть» отдельные дефекты, причем, эффективная длина
электромагнитной волны λ больше, чем 1.44 от характерного размера дефекта d
(диаметра сквозного отверстия или длины пропила – модели трещины):
λ = v/ f ≥ d,
234
где v – скорость волны в металле.
Рисунок 1 - Схема магнитно-индукционного метода диагностики дефектов
УДК 550.3
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ СКВАЖИННЫЕ ПРИБОРЫ
КАК СЛОЖНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
Е.А. Негуренко (МПВ-09-11)
А.М. Гильманова (доцент)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
Анализ библиографии геофизического приборостроения показывает
полное отсутствие системности подхода к решению этой проблемы. А
проблема такая стоит. И тем острее она становится, чем больше создается
комплексных программно-управляемых скважинных приборов и систем
управления и обработки геофизических данных без полного и системного учета
всех вопросов разработки и изготовления таких приборов, обеспечения
подготовки и проведения скважинных исследований, передачи информации от
каротажных станций по современным телекоммуникационным системам и
последующей обработки этой информации.
В первую очередь это касается проектирования самой скважинной
аппаратуры: будь она простой - аналоговой, или суперсовременной – цифровой,
программно-управляемой. Максимальную эффективность от использования
компьютеризованных технологий можно получить только при системном
подходе
к
разработке
скважинной
аппаратуры,
которую
необходимо
235
рассматривать в качестве основного оперативного исполнительного средства
(ОИС) сложной технической системы (СТС).
И, конечно, это касается проектирования максимально полной сложной
технической системы, понимаемой как полная совокупность, состоящая из всех
объектов, свойств и отношений, необходимых и достаточных для достижения
поставленной цели, и рассматриваемой в условиях ее функционирования в
замкнутом жизненном цикле; включающем все этапы, начиная с постановки
задачи проектирования СТС, собственно проектирование, изготовление и
заканчивая этапом эксплуатации СТС.
Принципы системного подхода проектирования, являющегося основой
методологии
создания
сложных
информационно-измерительных
систем,
рассмотрим на примере проектирования геофизической аппаратуры для
эффективного контроля технического состояния скважин. Под сложной
технической системой в данном случае рассматривается полная совокупность
необходимых
и
достаточных
средств,
объединяемых
для
достижения
поставленной цели (рисунок 1):
• основное оперативное исполнительное средство (ОИС), т.е. скважинная
аппаратура или комплекс приборов, предназначенных для решения задач
оценки технического состояния скважин;
• средства доставки и базирования (СДБ) - каротажные станции с
подъемником и каротажной лабораторией, необходимые, во-первых, для
доставки ОИС с базы исполнителя до объекта исследований заказчика, вовторых, для
доставки ОИС непосредственно до исследуемого интервала в
скважине в разных геолого-технических условиях;
• средство питания и управления (СПУ) – это программно-управляемые
источники
питания
скважинной
аппаратуры
и
наземные
цифровые
регистраторы;
• средство сбора, обработки и хранения информации (ССОХИ) -
цифровые регистраторы для приема информации от скважинной геофизической
аппаратуры и преобразования ее в цифровую форму для последующей записи
236
данных каротажа в память персонального компьютера с одновременным
визуальным оперативным контролем качества записанной информации, а также
геофизические пакеты программ типа «Geophysics Office», обеспечивающие
цифровую регистрацию данных измерений и сопутствующей информации для
дальнейшей обработки и интерпретации полученных геофизических данных с
целью решения поставленных задач.
•
средства обеспечения стабильности работы (СОСР) - поверочные и
калибровочные устройства для метрологического контроля измерений ОИС.
СТС
Средства
доставки
и
базирова
ния
(СДБ)
(програм
мноуправляемая
каротаж
ная
станция
Средства
питания
и управления
(СПУ)
(источни
к пита-
ния и
цифровой
регистра
тор
програм
Средства
сбора,
обработки и
хранения
информации
(ССОХИ)
(цифровой регистратор
с ПО по
управлен
ию и
Основное
оперативное
исполни
тельное
средство
(ОИС)
(комплексная
скважинная
Средства
обеспечения стабильност
и работы
(СОСР)
(метролог
ическое
обеспечен
ие: поверочные и
калибров
обработк
Рисунок 1 - Структурная блок-схема СТС
Рассмотрим основные признаки и дополнительные особенности сложных
технических систем (рисунок 2).
К сложным техническим системам относятся системы, которые обладают
следующими основными признаками:
• система допускает разбиение на подсистемы, изучение каждой из
которых с учетом влияния других подсистем в рамках поставленной задачи
имеет содержательный характер;
237
• система функционирует в условиях существенной неопределенности и
воздействие среды на нее обусловливает случайный характер изменения ее
параметров и структуры;
• система осуществляет целенаправленный выбор своего поведения, в том
числе в активном и интерактивном режиме.
Основные признаки
сложной технической
системы (СТС)
Система допус-кает
разбиение
на
подсистемы,
изучение каждой из
которых с учетом
влияния
других
подсис-тем в рамках
поставленной
задачи
имеет
содержательный
характер
Система
функционирует в
условиях
существенной
неопределенности и
воздействие среды на
нее обусловливает
случайный характер
изменения ее
параметров и
структуры
Система
осуществ-ляет
целенаправленный
выбор
своего поведения, в том
числе в активном
и
интерактивном режиме
Дополнительные
особенности СТС
Циркуляция в системе
больших информационных, энергетических и
вещественных
потоков,
интенсивный
обмен
этими потоками с внешней
средой
Сложная
иерархическая
структура
Возрастание
неопределенност
и в описании
системы
и
особенно
ее
взаимодействия
со средой
Рисунок 2 - Признаки сложной технической системы
В качестве дополнительных особенностей принадлежности систем к
сложным являются:
238
• циркуляция в системе больших информационных, энергетических и
вещественных потоков, интенсивный обмен этими потоками с внешней средой;
• сложная иерархическая структура;
• возрастание неопределенности в описании системы и особенно ее
взаимодействия со средой.
Как видим, необходимость у геофизических скважинных приборов во всех
перечисленных средствах позволяет причислить весь этот комплекс к сложным
техническим системам, с другой стороны, сам геофизический прибор при его
анализе с точки зрения рассмотренных основных признаков и дополнительных
особенностей с точк, как основное оперативное исполнительное средство
(ОИС) может также рассматриваться как сложная техническая система внутри
полной СТС, а создание ОИС должно проводиться на основе и с учетом всех
связей СТС.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Гильманова А.М. (ОАО НПП “ВНИИГИС”), Гуторов Ю.А. (ОФ
УГНТУ) Принципы построения аппаратурных комплексов на основе
различных модификаций малогабаритной аппаратуры АК //Научные проблемы
Волго-Уральского нефтегазового региона (техн. и естеств. аспекты): сб.науч.
тр.: в 2-х т. Т.1. - Уфа: УГНТУ, 2000. -С.6-9.
2 Гильманова А.М. Принципы оптимизации технологии создания
высокоточной аппаратуры для ГИС // Актуальные проблемы нефтегазового
дела: сб. науч. тр. Т.1. – Уфа: УГНТУ, 2006. - С.50-57.
3 Гильманова А.М. Метрологическое обеспечение аппаратуры АКЦ для
геофизических исследований скважин // Актуальные проблемы нефтегазового
дела: сб. науч. тр. Т.1. – Уфа: УГНТУ, 2006. - С.57-62.
4 Гуторов Ю.А. Акустический метод каротажа для контроля
технологического состояния обсаженных скважин нефтяных и газовых
месторождений: дис. на соискание д-ра техн. наук: 04.00.12. - Октябрьский,
1994.-287 с.
5 Зельцман П.А. Конструирование аппаратуры для геофизических
исследований скважин. М.: Недра, 1968. - С.71-74.
6 Ильичев А.В.,. Волков В.Д, Грущанский В.А. Эффективность
проектируемых элементов и сложных систем: учеб. пособие. - М.: Высшая
школа, 1982.-280 с.
7 Комаров В.Л., Лаптев В.В. Типизация геолого-технических требований
на разработку комплексной геофизической аппаратуры для исследования
нефтегазовых месторождений СССР / ВНИИНефтепромгеофизика. - Уфа,
1973.-С. 3-5.
239
8 Коровин В.М. Комплексные информационно-измерительные и
телекоммуникационные системы для геофизических исследований нефтяных и
газовых скважин. Диссертация. 2007. Код cпециальности ВАК 05.11.16,
25.00.10. - 291 с.
9 Краузе В. Конструирование приборов. В 2 кн. / пер. с нем. Пальянова
В.Н. - М.: Машиностроение, 1987.-654с
10 Кривко Н.Н., Шароварин В.Д., Широков В.Н. Промысловогеофизическая аппаратура и оборудование. - М.: Недра, 1976.-280с
11 МУ 41-06-017-82 Аппаратура акустического каротажа. Методы и
средства полевой калибровки: метод. Указания / Белоконь Д.В., Девятов А.Ф.,
Кузнецов В.В. - М.,1982. - 19 с.
12 Требования к аппаратуре акустического каротажа обсаженных
скважин /Осадчий А.П., Венслер Б.Е., Кузнецов О.Л.//Тр. ОНТИ, ВНИИЯГГ.М., - 1973. - Вып. 15. -С.26-29.
13 Требования к аппаратуре акустического каротажа обсаженных
скважин /Осадчий А.П., Венслер Б.Е., Кузнецов О.Л.//Тр. ОНТИ, ВНИИЯГГ.М., - 1973. - Вып. 15. - С.26-29.
УДК 537.6
ПОЕЗДА НА МАГНИТНОЙ ПОДУШКЕ
Г.Н.Нуриахметова (ГРВ-09-11)
Р.М.Муртазин (ст. преподаватель)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
Использование электромагнетизма играет ведущую роль во многих
отраслях науки и техники. С электромагнетизмом связывают развитие
энергетики,
транспорта,
вычислительной
техники,
физики
плазмы,
термоядерного синтеза и т.д. Магнитные разведка, дефектоскопия, магнитные
линзы и магнитная запись информации, магнитная обработка воды, поезда на
магнитной подушке – вот далеко не полный перечень перспективных областей
промышленного
применения
магнитного
поля.
Неотъемлемой
частью
компьютерного томографа, без которого невозможна современная медицинская
диагностика, является также источник магнитного поля.
К. Э. Циолковский считал, что при очень высоких скоростях движения
транспорта «никакие колеса не могут быть пригодны». Один из эффективных
заменителей колес — магнитная подушка. Суть ее можно понять из
простейшего опыта: попробуйте приложить друг к другу одноименными
240
полюсами два магнита. Они будут взаимно отталкиваться. Если ряд мощных
магнитов поместить, например, под полотном железной дороги и в вагонах
поезда, можно добиться того, что поезд как бы повиснет над дорогой. Явление,
которое положено в основу создания магнитной подушки, называется
левитацией. При этом поезд приводится в движение линейным двигателем Если
теперь привести в движение «висящий поезд», то он быстро помчит от одной
станции к другой.Такой проект магнитного поезда был предложен еще в 1911 г.
профессором Томского политехнического института Б. П. Вейнбергом.
Магнитоплан, или маглев (от англ. magnetic levitation - магнитная
левитация), — это поезд на магнитном подвесе, движимый и управляемый
силой электромагнитного поля. Такой состав, в отличие от традиционных
поездов, в процессе движения не касается поверхности рельса. Так как между
поездом и поверхностью движения существует зазор, трение исключается, и
единственной тормозящей силой является аэродинамическое сопротивление.
Относится к монорельсовому транспорту.
Скорость, достижимая маглевом, сравнима со скоростью самолёта и
позволяет составить конкуренцию воздушному транспорту на ближне- и
среднемагистральных направлениях (до 1000 км). Хотя сама идея такого
транспорта не нова, экономические и технические ограничения не позволили ей
развернуться в полной мере: для публичного использования технология
воплощалась всего несколько раз.
Как устроен такой поезд?
Поезд-вагон как бы сидит верхом на эстакаде, охватывая ее с боков. На
ней с обеих сторон снизу тянутся горизонтальные стальные пластины "феррорельсы". На дне вагона как раз под ними расположены мощные несущие
электромагниты. Как только в них подается ток, возникают силы притяжения, и
состав зависает над эстакадой.
241
Рисунок 1 – Схема поезда на магнитной подушке
Такая подвеска по своей сути неустойчива. Если почему-либо ток в
несущих электромагнитах уменьшится, то ослабнут силы притяжения и состав
может опуститься на эстакаду. Наоборот, при возможном увеличении тока
силы притяжения возрастут, что тоже может привести к остановке движения.
Рисунок 2 – Технология поезда на магнитной подушке
На данный момент существует 3 основных технологии магнитного
подвеса поездов:
1 На сверхпроводящих магнитах (электродинамическая подвеска, EDS).
2 На электромагнитах (электромагнитная подвеска, EMS).
3 На постоянных магнитах; это новая и потенциально самая экономичная
система.
Состав левитирует за счёт отталкивания одинаковых магнитных полюсов
и,
наоборот,
притягивания
противоположных
полюсов.
Движение
осуществляется линейным двигателем, расположенным либо на поезде, либо на
пути, либо и там, и там. Серьёзной проблемой проектирования является
большой вес достаточно мощных магнитов, поскольку требуется сильное
магнитное поле для поддержания в воздухе массивного состава.
242
По теореме Ирншоу (S. Earnshaw, иногда пишут Эрншоу), статичные
поля,
создаваемые
магнитами,
одними
нестабильны,
только
в
электромагнитами
отличие
от
полей
и
постоянными
диамагнетиков
и
сверхпроводящих магнитов. Существуют системы стабилизации: датчики
постоянно замеряют расстояние от поезда до пути и соответственно ему
меняется напряжение на электромагнитах. Наиболее активные разработки
маглев ведут Германия и Япония.
Достоинства
•
Теоретически самая высокая скорость из тех, которые можно получить на
общедоступном (не спортивном) наземном транспорте.
•
Огромные
перспективы
по
достижению
скоростей,
многократно
превышающие скорости, используемые в реактивной авиации при уменьшении
аэродинамического сопротивления путем помещения состава в туннель с
глубоким вакуумом
•
Низкий шум.
Недостатки
•
Высокая
стоимость
создания
и
обслуживания
колеи
(стоимость
постройки одного километра маглев-колеи сопоставима с проходкой километра
тоннеля метро закрытым способом).
•
Вес магнитов, высокое потребление электроэнергии.
•
Создаваемое магнитной подвеской электромагнитное поле может
оказаться вредным для поездных бригад и/или окрестных жителей. Даже
тяговые трансформаторы, применяемые на электрифицированных переменным
током железных дорогах, вредны для машинистов, но в данном случае
напряжённость поля получается на порядок больше. Также, возможно, линии
маглева будут недоступны для людей, использующих кардиостимуляторы.
•
Рельсовые пути стандартной ширины, перестроенные под скоростное
движение, остаются доступными для обычных пассажирских и пригородных
поездов. Путь маглева ни для чего другого не пригоден; потребуются
дополнительные пути для низкоскоростного сообщения.
243
Таким образом, поезд на магнитной подушке, несмотря на своё короткое
существование, уже является неотъемлемой частью нашего мира.
Для
него
характерны
такие
качества,
как
высокая
скорость,
экологичность, безопасность, надежность и много других качеств, отличающих
его от тепловых и электропоездов. К сожалению, в России пока нет поездов на
магнитной подушке, но я надеюсь, что в скором времени в России будет
достаточное количество магнитных магистралей.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Иванов-Смоленский А. В. Электромагнитные силы и преобразование
энергии в электрических машинах. – М.: Высшая Школа, 1989
2 Мани Л. Транспорт, энергетика и будущее / пер. с англ. – М.: Мир, 1987.
3 http://ru.wikipedia.org/wiki/Маглев
4 http://elementy.ru/trefil/21093
5 http://ok.ya1.ru/funny/interesno/69167-vysokoskorostnye-poezda-namagnitnoj-podushke-20.html
6 http://www.bibliotekar.ru/enc-Tehnika-2/10.htm
7 http://www.us0kx.info/х магистралей.
УДК 681.03
НЕЙРОСЕТЕВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В АСУТП –
ЗАВТРАШНИЙ ДЕНЬ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ
М.Ю.Товдеряков (ГР-10-11),
К.Т.Тынчеров (доцент)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском)
Основным
источником
углеводородного
сырья
и
основным
энергоносителем в России является нефть. Нефть и газ обеспечивают около
25% внутреннего валового продукта России, они являются главными статьями
нашего экспорта, давая более половины его доходов.
Эффективность
работы
современного
нефтегазодобывающего
предприятия во многом зависит от того, каким образом построена его система
управления. В свою очередь, эффективно работающую систему управления,
невозможно
создать
без
использования
вычислительных
структур,
выполняющих цифровую обработку сигналов (ЦОС) с высокой надежностью и
244
в реальном масштабе времени. Современный этап развития вычислительной
техники характеризуется развитием нейросетевых технологий, которым по
силам решение подобных задач [1].
Понятие «нейронная сеть» впервые было сформулировано в 1943 году
Маккалоком и Питтсом в их фундаментальной статье о логическом исчислении
идей и нервной активности. Сегодня нейросетевые технологии применяются в
экономике и бизнесе, в автоматизации производства, авионике, медицине,
геологоразведке и ряде других сфер деятельности человека. Искусственные
нейронные сети (ИНС) предназначены для решения многих задач, в том числе
задачи моделирования сложных систем и нелинейного анализа данных,
которые наиболее актуальны в нефтегазовом деле (анализ геофизических
данных, моделирование гидроразрыва пласта и др.).
Нейронные сети не программируются в привычном смысле этого слова,
они обучаются. Возможность обучения — одно из главных преимуществ
нейронных сетей перед традиционными алгоритмами. Технически обучение
заключается в нахождении коэффициентов связей между нейронами [2]. В
процессе обучения нейронная сеть способна выявлять сложные зависимости
между входными данными и выходными, а также выполнять обобщение. Это
значит, что в случае успешного обучения сеть сможет вернуть верный
результат на основании данных, которые отсутствовали в обучающей выборке,
а также неполных и/или «зашумленных», частично искаженных данных.
Для того чтобы нейрокомпьютер решал требуемую задачу, его НС
должна пройти соответствующее обучение этой задаче, которое заключается в
настройке коэффициентов межнейронных связей на совокупность входных
образов этой задачи. Такое множество состоит из обучающих пар, в которых
каждому эталонному значению входного образа соответствует желаемое
значение выходного образа. Упрощенная структура искусственного нейрона
представлена на рисунке 1.
На вход искусственного нейрона поступает некоторое множество
сигналов x1, x2, …, xn, каждый из которых является выходом другого нейрона.
245
Каждый вход умножается на соответствующий вес w1, w2, …, wn, аналогичный
синаптической силе, и все произведения суммируются, определяя уровень
активации нейрона [3].
1 – Нейроны, выходные
сигналы которых
поступают на вход
данному;
2 – Сумматор входных
сигналов;
3 – Вычислитель
передаточной функции;
4 – Нейроны, на входы
кторых подается
выходной сигнал
данного;
5 - wi- веса входных
сигналов (синапсы).
Рисунок 1 - Схема искусственного нейрона
n
S = ∑ xi ⋅ wi
i
Информационные
технологии,
широко
внедряемые
в
нефтегазодобывающие компании, позволяют коренным образом пересмотреть
подходы к проблемам надежности, диагностирования и прогнозирования как
для отдельных объектов (скважины, насосы, трубопроводы, энергетическое
оборудование),
так
и
для
всего
комплекса
оборудования
добычи,
представляющего сложную взаимосвязанную систему. Новые технологии
позволили преодолеть одну из существенных трудностей, ограничивающих
достоверность статистических оценок и математических моделей нефтегазовых
технологических процессов, а именно, недостаточность объема и невысокую
точность данных промышленной эксплуатации [4].
Нейронная сеть во многих случаях дает хорошие прогнозы, однако самым
существенным ее недостатком является невозможность проследить логический
процесс построения прогноза, или, иначе говоря, сеть не способна объяснить,
почему решение будет именно такое.
246
Тем не менее именно благодаря внедрению искусственных нейронных
сетей можно обеспечить требуемые уровни производительности и надежности
современных
нефтегазопромысловых
систем
и
регулирующих
их
вычислительных систем.
Нейросетевые
методы
[5]
позволяют
организовать
параллельные
вычисления, автоматически генерируя в нейросетевом вычислительном базисе
адаптивные модели объектов нефтегазодобычи, параметры которых могут быть
найдены на основе неполных и противоречивых данных реального времени с
использованием известных алгоритмов обучения нейронных сетей.
В
настоящее
время
созданы
универсальные
пакеты
программ,
реализующие весь набор нейросетевых методов анализа данных, например
пакет «STATISTICA Neural Networks» – нейро-сетевой пакет фирмы “StatSoft”.
Основу
интеллектуальной
системы
контроля
и
управления
технологическими процессами добычи нефти на нефтепромысле (рисунок 2)
составляют существующие системы автоматизации и телемеханизации,
состоящие из программно технических модулей (ПТМ). В рамках концепции
интеллектуального нейрокомпьютеринга выделены два специализированных
нейросетевых
анализатора
-
анализатор
состояния
группы
подключенных к групповой замерной установке – ГЗУ (Ах)
скважин,
и анализатор
состояния дожимной насосной станции – ДНС (Ау), а также интегрирующий
анализатор (АХУ), согласующий их функции [6].
247
Рисунок 2 - Типизация структуры автоматизированного производства
Анализатор состояния группы скважин специализируется на обработке
сигналов, поступающих от счетчика активной энергии Е, потребляемой
группой скважин, датчика номера (№) скважины, стоящей на замере на ГЗУ, и
расходомера Q№, показывающего величину дебита этой скважины. Он
определяет номер (№) скважины, которая должна быть поставлена на замер вне
очереди, и период времени накопления продукции в скважине ТНl, д=1,Т при
периодическом способе ее эксплуатации [6].
Анализатор состояния ДНС обрабатывает сигналы, поступающие с
датчика уровня жидкости Н в емкости ДНС, датчиков состояния PST1 и PST2
(«стоит» - «работает») насосных агрегатов НА1 и НА2 соответственно, а также
со счетчиками жидкости V, поступающей с ДНС. Он также определяет
требуемые состояния PST1* и PST2* насосных агрегатов НА1 и НА2 [6].
248
Опыт использования нейросетевых технологий в инженерных сетях (ИС)
реального времени позволяет рассматривать проблематику их разработки,
эффективности функционирования и надежности в области систематического
анализа и практических приложений [7].
Сложности, присущие традиционному подходу к синтезу таких систем в
значительной
степени
могут
быть
преодолены
за
счет
применения
нейросетевых технологий [7]. Рациональное использование ИНС позволяет
обеспечить гибкость и способность адаптироваться к изменяющимся внешним
условиям. При этом сохраняется устойчиво высокое качество работы и
реализуется недосягаемый ранее уровень вычислительной мощности.
Подобные схемы контроля и управления объектами нефтегазодобычи
(рисунок 2) наглядно демонстрируют большие возможности использования
нейросетевых технологий в ИС анализа и прогноза. Эти возможности
базируются на принципиально новых алгоритмах решения сложных задач
динамики в рамках нейросетевого логического базиса. Характерные черты ИНС
— параллельность, распределенность, адаптивность (способность к обучению)
позволяют автономно «изучать» свойства исследуемого оборудования на
основе результатов измерений. Накапливая подобного рода информацию,
можно организовать процесс обучения таким образом, чтобы принять лучшее
решение в условиях неполноты и неопределенности исходной информации.
Резюмируя всё сказанное выше, можно утверждать о работоспособности
и эффективности использования нейросетевых технологий. Параллелизм и
возможность
нелинейного
преобразования
информации
открывают
перспективы практической реализации ИНС в задачах анализа сложных
динамических систем, в частности, технических систем нефтегазовой отрасли.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1
Тынчеров
К.Т.
О
целесообразности
реализации
нейросетевых
вычислений в базисе непозиционной системы счисления в вычетах, 2011. – 1 с.
2 http://ru.wikipedia.org/wiki
249
3 Тынчеров К.Т. Метод цифровой обработки сигналов в нейросетевом
базисе модулярных вычислений, 2009 – 2 с.
4 Байков П.Р., Смородов Е.А., Ахмадуллин К.Р. Методы анализа
надежности и эффективности систем добычи и транспорта углеводородного
сырья, 2003. – 7 с.
5 Зозуля Ю.И., Жильцов А.А., Кабальнов Ю.С. Системная интеграция
нейросетевых анализаторов при диагностике состояния инженерных сетей. –
Уфа: Вестник УГАТУ, 2009. – 26 с.
6 Зозуля Ю.И. Структурно-функциональная организация нейронных
сетей в промышленных системах обработки информации применительно к
инженерным сетям нефтегазодобычи. - http://dibase.ru, 2009. – 5 с.
7 http://library.mephi.ru/data/scientific-sessions/2002/Lec_Neuro_1/114.html.
УДК 511
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЦЕН НА НЕФТЬ
МЕТОДОМ НАИМЕНЬШИХ КВАДРАТОВ
М.Ю. Товдеряков (ГР-10-11),
Г.Р. Игтисамова (доцент)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
Траектория цены на нефть – это своего рода кардиограмма, отражающая
неровный ритм развития глобального энергетического хозяйства. Последние
три десятилетия к изображенным на ней зубцам и впадинам приковано внимние
деловых кругов, специалистов и рядовых потребителей. Многие из них дорого
бы заплатили за прибор, способный заблаговременно оповещать о резких
изменениях цены нефти, если бы такой существовал.
При всей сложности прогнозирования цен нефти, определение, по
крайней мере, направлений их динамики является посильной задачей, «уроки
будущего все же учить можно». Этому посвящается данная исследовательская
работа, в основе которой лежит математический анализ данных ряда времени и
выявление математической функции, которая могла бы описать, пусть даже
250
приблизительно, динамику цен на нефть в определённый период времени в
будущем.
Рисунок 1
Прогнозирование цен на нефть – это сложный процесс, при котором
учитываются всевозможные факторы, влияющие на величину цены; да и сам
план данного прогнозирования представляет собой совокупность некоторых
прогнозов (схема), которые необходимы для полной картины развития цен в
перспективе. Поэтому разработкой таких прогнозов занимаются специалисты,
учитываются мнения экспертов. Я же в своей работе проведу лишь
ретроспективный анализ цен на нефть без учёта влияния социальноэкономических и экологических факторов.
Общие положения
Выдвигается гипотеза, что динамику изменения цен на нефть можно
задать
некоторой
функцией,
которая
выявляется
путём
анализа
ретроспективной информации. После нахождения этой функции мы сможем с
той или иной степенью вероятности прогнозировать дальнейшее изменение
цены на нефть. При этом сразу отметим, что точный прогноз получить
практически
невозможно,
т.к.,
во-первых,
вырабатываемая
при
прогнозировании перспективная информация носит вероятностный характер и
имеет определенную достоверность в границах доверительного интервала, вовторых – в своей работе я не учитываю влияния многих переменных факторов,
а только провожу зависимость цены от единственной переменной времени t,
251
опираясь на ретроспективную информацию. Анализируя эту информацию, я
могу выявить качественную картину поведения цены на нефть в прошлом,
определить тенденцию её развития. После анализа условий возникновения
выявленной тенденции делается вывод о правомочности продолжения (экстраполяции) этой тенденции на будущие состояния объекта, после чего
производятся
соответствующие
количественные
расчеты,
позволяющие
установить численные характеристики прогнозного состояния объекта.
Сбор информации
При прогнозировании входными являются потоки информации о
прошлом (ретроспективная информация), выходными – потоки информации о
будущем (перспективная информация).
Источниками информации по динамике цен на нефть марки “Brent”
служили ЗАО «ММВБ», Finmarket.ru. Из открытого интернет-ресурса мной
были собраны сведения уровней цен в период с 7 января 2000 года по 13 апреля
(включительно) текущего года с интервалом в 24 часа – это 4115 дней. Данные
занесены и упорядочены в электронной таблице программы MS EXCEL 2010.
Предварительная обработка информации
Мы имеем неполные данные по столбцу ЦЕНА, т.е. не каждому значению
t (столбец ДАТА) соответствует заполненная ячейка цены y(t). Заполним их с
использованием функции интерполяции — в вычислительной математике
способ нахождения промежуточных значений величины по имеющемуся
дискретному набору известных значений. К настоящему времени существует
множество
различных
способов
интерполяции.
Используем
линейную
интерполяцию, которая задаётся формулой
.
Теперь получаем полные данные, использование которых даст наиболее
точный прогноз.
252
Определение вида прогнозной модели
Зависимость f(t) выявляется с помощью процедуры экстраполяции (вид
аппроксимации) тенденций исследуемого процесса, заключающейся в подборе
теоретической кривой, адекватно описывающей процесс изменения показателя.
Экстраполяция ряда выполняется с помощью математических функций,
которые подбираются под эмпирическую совокупность статистических данных.
Эта функция позволяет получить расчетные значения уровней ряда, т. е.
значения, которые наблюдались бы при полном совпадении теоретической
кривой с фактическими значениями ряда.
Экстраполяция тенденции временного ряда осуществляется в 2 этапа:
1) выбор типа кривой, форма которой соответствует характеру тенденции
временного ряда;
2) определение численных значений параметров кривой.
Выбор типа кривой – основной этап при экстраполяции тенденций ряда.
Это
достаточно
трудоемкий
функциональных
зависимостей
процесс,
ибо
перебор
осуществляется
в
различных
обширном
видов
классе
аналитических функций.
В MS Excel аппроксимация экспериментальных данных осуществляется
путем построения их точечного графика с последующим подбором подходящей
аппроксимирующей функции (линии тренда). Я рассмотрел линейный,
логарифмический, степенной, экспоненциальный тренды и полиноминальный
тренд 6-й степени.
Степень близости аппроксимации экспериментальных данных выбранной
функцией оценивается коэффициентом детерминации (R2). Таким образом,
если есть несколько подходящих вариантов типов аппроксимирующих
функций, можно выбрать функцию с большим коэффициентом детерминации
(стремящимся к 1).
Сравним значения R2 по разным уравнениям трендов:
полиноминальный 6-й степени – R2 = 0,7908 (для неполных
данных), R2 = 0,7991 (для полных интерполированных данных);
253
степенной – R2 = 0,7679;
экспоненциальный – R2 = 0,7664;
линейный – R2 = 0,0053;
логарифмический – R2 = 0,005.
Мы видим, что исходные данные лучше всего описывает полином 6-й
степени. Следовательно, в рассматриваемом примере для расчета прогнозных
значений цены на нефть следует использовать полиноминальное уравнение,
выведенное на точечном графике:
Обработка временных рядов методом наименьших квадратов
При экстраполяции тенденций ряда задача состоит в том, чтобы
определить параметры выбранной функции a0, a1, а2 и т. д. Для определения
этих параметров применяют метод наименьших квадратов. Excel использует
метод наименьших квадратов автоматически. То есть Excel строит тренд с
условием, что сумма квадратов расстояний от реальных точек до линии тренда
минимальна для всех линий данного типа.
Сущность
метода
наименьших
квадратов
(МНК)
минимизации суммы квадратов случайных отклонений
значении временного ряда от тренда f(t)
(1)
заключается
t
в
фактических
254
Для полиноминальной зависимости условие (1) запишется в виде (2)
Необходимым условием осуществления минимума функции является
равенство нулю частных производных этой функции по параметрам а0, а1, …,
a6. То есть получаем систему уравнений:
Решив эту систему, получим параметры а0, а1, …, a6 функции f(t).
Экстраполяция выполненной с помощью МНК тенденции изменений
показателя на прогнозный период предполагает, что вес наблюдения (уровни
временного ряда) равнозначны для прогноза. Для учета различного "веса"
информации в различные моменты времени применяют метод наименьших
квадратов с весами (МНКВ), который нельзя реализовать в среде MS EXCEL
автоматически.
Думаю, следующее исследование будет посвящено этому
методу…
Расчётный этап
С помощью полученных зависимостей, в которые подставляем численные
значения параметров, влияющих на исследуемый показатель, рассчитываем
прогноз. В нашем случае глубина прогнозирования небольшая – один месяц
(14.04.2011 - 13.05.2011), т.к. достоверность и точность вырабатываемой при
прогнозировании перспективной информации уменьшаются с увеличением
глубины прогнозирования. MS EXCEL автоматически высчитывает прогнозные
255
значения цены на нефть, стоит только ввести предполагаемую функцию в
область ячейки.
Верификация прогноза
Сопоставим прогнозные значения цены с реальными. Для этого построим
график динамики реальной цены жидкого топлива и линию полиноминального
тренда на момент прогноза:
Как мы видим, значения реальной цены на нефть недалеки от
прогнозируемых
и
находятся
в
границах
доверительного
интервала.
Следовательно, полученная нами функция правильно определяет направление
динамики цен на нефть; гипотеза, выдвинутая нами, принимается.
Конечно, на том же графике видно, что после 3.05.2011 реальные цены
значительно ниже прогнозируемых, но это связано, прежде всего, с социальнополитической обстановкой (нефть дешевеет после заявления США об
уничтожении Усамы бен Ладена), спрогнозировать которую не представляется
возможным.
Выводы
Новости об изменениях цены на нефть для всего мира имеют огромное
значение. Для стран - потребителей основного энергетического ресурса от того,
сколько стоит баррель нефти, зависят темпы развития экономики, как
256
национальной, так и мировой. Для стран - поставщиков нефти, особенно таких
зависимых от уровня доходности нефтедобычи, как Россия, количество
«нефтяных»
денег
в
немалой
степени
обеспечивает
наполнение
государственного бюджета и стабильность экономической системы. Поэтому за
новостями о динамике цен на нефть следят с таким же интересом и волнением,
как за сводками с фронтов.
Общая динамика цен на нефть предсказуема, и это доказывает данная
исследовательская работа. На конкретном примере мы убедились, что при всей
сложности прогнозирования цены жидкого топлива, определение, по крайней
мере, направлений её динамики является посильной задачей.
Ещё раз отметим, что в данной работе прогноз цен на нефть проводится
только на основе статико-математического анализа данных ряда времени без
учёта влияния многих переменных факторов. К тому же при построении линии
тренда используется метод наименьших квадратов, который недостаточно
полно и правильно определяет направление динамики цены на «черное золото».
Поэтому в будущем мне хотелось бы провести исследование уже с учётом
различных факторов и использованием несколько иных методов. Например,
при прогнозировании роста или падения цены на нефть часто используется
волновая теория Элиота, а также коэффициенты Фибоначчи.
Всё же прогнозы даже с относительно небольшой степенью достоверности позволяют уменьшить неопределенность знаний о будущем,
следовательно, уменьшить риск прогнозов и плановых решений, а также ущерб
от их неоптимальности за пределами планового или прогнозного периода.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Петросов А.А. Стратегическое планирование и прогнозирование.
2 Елисеева И.И. Практикум по эконометрике.
3 http://news.yandex.ru/quotes/1006.html (динамика цен на нефть)
4 http://www.priceforoil.ru/
5 Кандаурова Г.А. Прогнозирование и планирование экономики.
6 http://www.statsoft.ru/home/textbook/modules/sttimser.html
257
УДК 681.3
ОСОБЕННОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ НЕЙРОВЫЧИСЛЕНИЙ В АСУТП
НЕФТЕГАЗОВЫХ КОМПЛЕКСОВ
Ф.Ф.Фазлыев (ГР-10)
К.Т.Тынчеров (доцент)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
Современные
информационные
технологии
открывают
широкие
возможности для использования методов, основанных на знаниях, при
обработке и интерпретации неполных и противоречивых данных реального
времени о состоянии ИС. Применение этих методов связано с накоплением и
использованием дополнительных априорных и опытных данных о нарушениях
в работе ИС, имеющих детерминированный или случайный характер [1].
Одним
из
перспективных
методов
являются
нейровычисления
(нейрокомпьютинг).
Нейровычисления (нейрокомпьютинг) - это технология создания систем
обработки информации (например, нейронных сетей), которые способны
автономно генерировать методы, правила и алгоритмы обработки в виде
адаптивного
ответа
информационной
в
условиях
среде.
функционирования
Нейрокомпьютинг
в
конкретной
представляет
собой
фундаментально новый подход, а рассматриваемые в рамках этого подхода
системы обработки информации существенно отличаются от упомянутых ранее
систем
и
методов.
Данная
технология
охватывает
параллельные,
распределенные, адаптивные системы обработки информации, способные
«учиться» обрабатывать информацию, действуя в информационной среде.
Таким образом, нейрокомпьютинг можно рассматривать как перспективную
альтернативу программируемым вычислениям, по крайней мере, в тех
областях, где его удается применять. Одной из таких областей является
АСУТП. [2]
Для организации нейровычислений в АСУТП прежде всего нужно знать
структуру системы, которая представляет собой программно-аппаратный
258
комплекс и в котором задачи контроля и управления технологическим
процессом и оборудованием решаются на следующих уровнях:
1
Датчики
и
исполнительные
механизмы,
обеспечивающие
преобразование технологических параметров в информационные сигналы и
сигналов управления в управляющие воздействия.
2 Программируемые логические контроллеры, обеспечивающие сбор и
первичную обработку информации, выполнение алгоритмов управления
технологическими процессами, обмен данными с вышестоящим уровнем
управления и реализация команд вышестоящего уровня.
3 АРМ оператора и специалистов, обеспечивающее функции человекомашинного интерфейса (сбор и отображение информации, дистанционное
управление процессом, ведение архива данных и др.).
4 Промышленный сервер, обеспечивающий накопление и сохранение
данных с полным временным разрешением и предоставляющий по запросу
клиентских приложений как оперативную информацию (реального времени),
так и архивную, конфигурационную, данные о событиях, сводки и прочую
сопутствующую информацию для последующего анализа работы установки и в
штатных режимах, и при аварийных ситуациях [3].
Применение
нейровычислений
на
этих
уровнях
определяется
следующим:
• необходимостью повышения надежности функционирования средств
АСУТП, снижения риска принятия некорректных решений специалистами при
управлении технологическими процессами, при аварийных и предаварийных
ситуациях, при ошибочных действиях операторов;
• необходимостью сокращения времени на диагностику состояния
программно-технических
средств
АСУТП,
включая
каналы
передачи
информации; обеспечения своевременности планирования и выполнения
профилактических работ, планово-предупредительных ремонтов оборудования
АСУТП и информационно-измерительных систем (ИИС)
259
• необходимостью достижения полного соответствия измеренных
показателей, характеризующих технологический процесс в распределенной
системе управления по добыче нефти, и данных, используемых при принятии
решений диспетчерами, специалистами различных служб. ЦИТС и др.;
• вводом в действие ГОСТ Р 8.615-2005 [1] и необходимостью усиления
системы контроля за измерениями в добыче нефти, качеством функционирования АСУТП нефтегазодобычи, включая ИИС. АГЗУ "Спутник" и
нефтепромысловые объекты добычи, подготовки и транспортировки нефти;
• необходимостью в соответствии с Р 50.2.052-2006 информационного
обеспечения работ по мониторингу АСУТП, организации внутреннего и внешнего аудита (технологического, экологического, метрологического, техникоэкономического и пр.) [4].
Информационные структуры, которые в первую очередь входят в область
нейрокомпьютинга - это нейронные сети, хотя иногда рассматриваются и
другие классы адаптивных структур обработки информации: обучающиеся
автоматы;
генетические
обучающиеся
системы;
системы
запоминания
информации, адаптирующиеся к конкретным данным; имитационные системы,
работающие
по
принципу
«отжига»;
ассоциативные
системы
памяти;
обучающиеся системы, построенные на принципах нечеткой логики.
Модельная нейронная сеть (artificial neural network) - это параллельная
система обработки информации, состоящая из обрабатывающих элементов
(нейронов), которые локально выполняют операции над поступающими
сигналами и могут обладать локальной памятью. Элементы связаны друг с
другом
однонаправленными
обрабатывающий
элемент
каналами
имеет
передачи
единственный
сигналов.
Каждый
выход,
иногда
разветвляющийся на несколько каналов (связей), по каждому из которых
передается
один
и
тот
же
выходной
(результирующий)
сигнал
обрабатывающего элемента. Правила образования результирующего сигнала
(правила обработки информации внутри элемента) могут варьироваться в
широких пределах, важно лишь, чтобы обработка была локальной. Это
260
означает, что обработка должна зависеть от текущих значений входных
сигналов, поступающих на элемент через связи и от значений, хранящихся в
локальной памяти элемента [2].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Зозуля Ю.И., Назипов Д.Ф., Ахметзянов Р.Р., Жильцов А.А.
Неросетевые технологии в решении задач анализа и диагностики состояния
инженерных сетей // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной
промышленности. - 2007. - № 4 - С.25.
2 http://www.osp.ru/os/1998/04/179534/
3 http://www.nefteavtomatika.ru/Publication127_13_68.aspx
4 Кизина И.Д., Гурин П.Г., Файзуллин Н.Н., Алабужев В.А. Мониторинг
АСУТП в Нефтяной компании. Проблемы и первоочередные программноинформационные решения // Автоматизация, телемеханизация и связь в
нефтяной промышленности. -2007. - № 4. –С.32.
УДК 531
КОРРЕКТНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ТРЕНИЯ
СКОЛЬЖЕНИЯ МЕТОДОМ НАКЛОННОЙ ПЛОСКОСТИ
Д. Фетисов (МП-10-11),
Р.Н.Сулейманов (доцент)
(Филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
Известен способ определения коэффициента трения скольжения между
двумя поверхностями, заключающийся в определении «угла страгивания» с
наклонной поверхности. Однако известно, что в этом методе остается
неопределенность, связанная с характером коэффициента трения покоя,
который может превышать коэффициент трения скольжения, что приводит к
завышению его значения.
Нами разработан метод определения коэффициента трения скольжения,
лишенный этого недостатка, т.к. определение ведется при углах, заведомо
превышающих угол страгивания (рисунок 1).
Рассмотрим движение тела, пущенного с некоторой начальной скоростью
вверх по наклонной плоскости (коэффициент трения скольжения между этим
материалами нас интересует).
261
Тогда
тело,
пройдя
вверх
некоторый
путь,
останавливается
и
соскальзывает вниз, при этом пройденные пути вверх и вниз равны.
Рисунок 1 - Схема сил (экспликация – в тексте)
Рассмотрим динамику движения. Из 2 закона Ньютона следует
N + mg + Fтрi = ma i ,
где индексы I = 1, 2 (для движения вверх и вниз, соответственно: при этом
направление силы трения меняется на противоположное, а силы тяжести и
нормальной реакции опоры - неизменны).
И после несложных алгебраических преобразований получаем:
t 22 − t12
µ = 2 2 tgα .
t 2 + t1
Таким образом, из последней формулы видно, что определение
коэффициента трения скольжения сводится к определению времен движения
вверх-вниз и угла наклона плоскости к горизонту.
УДК 620.91:662.987. 504.052: 504.062.2
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СОЛНЕЧНЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ В БАШКОРТОСТАНЕ
Хабутдинов Д.Г. (ГР-08-11), Усманова Ф.Г. (доцент)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
Учитывая, что нефти и природного газа человечеству хватит на несколько
десятков лет, а угля и источников атомной энергии по разным подсчетам на
срок от 100 до 300 лет, можно сказать, что человечество стоит на пороге
262
энергетического кризиса, и поэтому сейчас переход от тепловой энергетики к
альтернативной очень актуален [1].
Альтернативная энергетика основана на использовании возобновляемых
источников энергии, использующих энергию Солнца, ветра, приливов и
отливов, морских волн, внутреннего тепла планеты.
Рассмотрим один из видов альтернативных источников применительно к
нашей местности - энергию Солнца. Теоретически Солнце можно считать
ведущим экологически чистым источником. По утверждениям специалистов,
гелиоэнергетика могла бы одна покрыть все мыслимые потребности
человечества в энергии на тысячи лет вперед. Полное количество солнечной
энергии, поступающей на поверхность Земли за неделю, превышает энергию
всех мировых запасов нефти, газа, угля и урана.
Пример
получения
электричества
при
помощи
солнечной
электростанции. Для наглядности возьмем солнечную электростанцию фирмы
«Корпорация XXII» HS-1440/5000. В состав станции входит: 8 солнечных
модулей, контроллер заряда, инвертор, 8 аккумуляторов, комплект кабеля,
температурный датчик АКБ, комплект креплений для солнечных модулей,
автомат защиты. Среднегодовое значение выдаваемой электроэнергии в день
равно 5600 Вт·ч/день (для города Краснодара). Этого достаточно для семьи из
четырех человек, семья в среднем тратит 5340 Вт·ч/день. Но цена такой
электростанции составляет 646 353рубля! Даже если учесть, что будет полная
автономия, что выглядит сомнительным, и не принимая во внимание, что
Октябрьский находится на 9 градусов севернее Краснодара, то такая станция
все равно не окупится. Расходы одной семьи из четырех человек в месяц в
среднем 305 рублей, в год 3660. Теоретически такая станция начнет приносить
прибыль инвестору через 176 лет, но срок эксплуатации ее порядка 30 лет.
Следовательно, при сегодняшних высоких ценах использование солнечных
модулей экономически нерентабельно. Но с развитием технологий в будущем
цены на солнечные фотоэлементы будут снижаться. В 1990-2005 годах цены на
фотоэлементы снижались в среднем на 4 % в год [2].
263
Рассмотрим другое применение солнечной энергии – солнечный
коллектор. В отличие от солнечных батарей, производящих непосредственно
электричество,
солнечный
коллектор
производит
нагрев
материала-
теплоносителя.
Солнечные коллекторы применяются для отопления промышленных и
бытовых
помещений,
для
горячего
водоснабжения
производственных
процессов и бытовых нужд. Наибольшее количество производственных
процессов, в которых используется тёплая и горячая вода (30-90 °C), проходит
в пищевой и текстильной промышленности, которые таким образом имеют
самый высокий потенциал для использования солнечных коллекторов. В
Европе в 2000 году общая площадь солнечных коллекторов составляла 14,89
млн м², а во всём мире – 71,341 млн м². Солнечные коллекторы могут
использоваться в установках для опреснения морской воды. По оценкам
Германского аэрокосмического центра (DLR) к 2030 году себестоимость
опреснённой воды снизится до 40 евроцентов за кубический метр воды.
Для расчета экономической целесообразности применения коллекторов
для обеспечения горячего водоснабжения в нашем регионе, прежде всего
нужно знать, какова
инсоляция в наших широтах. Иначе говоря, степень
облученности солнечным светом земной поверхности.
Таблица 1 - Среднемесячная инсоляция на горизонтальной поверхности
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
0,7619 1,6142 3,081 4,383 5,431 5,832 5,672 4,490
Сентябрь
Август
Июль
Июнь
Май
Апрель
Март
февраль
Январь
(кВт/м2/день)
3,042
1,623
0,924
0,630
В месяцы с марта по сентябрь инсоляция максимальна (в зависимости от
состояния атмосферы и времени года). Далее рассмотрим, сколько нужно
энергии для нагрева воды до определенной температуры.
264
Теплоемкость воды равна 4200 Дж/кг·град. Соотношение между
тепловыми Ваттами и Джоулями таково: 1 Ватт = 3600 Дж. То есть на
нагревание 1 кг воды (1 литра) на один градус требуется примерно 1,16 Вт.
Для удобства в расчетах примем, что площадь нашего коллектора равна
1 м2. В январе инсоляция равна 0,7619 кВт/м2 или 761,9 Вт/м2 в день. Теперь
рассчитаем сколько литров воды нагреет коллектор за один час:
.
Это значит, что солнечный коллектор нагреет за 1 час :
10 литров воды до температуры 66 °С или
100 литров до 6,6 °С.
В системе горячего водоснабжения температура 60-80 °С, то есть 10
литров в январе можно разогреть. Аналогично рассчитывается и для других
месяцев. Ниже в таблице 2 приведены данные о количестве воды в литрах,
которое можно нагреть до 70 °С за один час коллектором площадью 1 м2.
Таблица 2
Месяц
Количество литров воды, нагретой до 70 °С
Январь
10 (до 66 °С)
Февраль
22,5
Март
41
Апрель
57,4
Май
75,21
Июнь
80,3
Июль
78,42
Август
59,56
Сентябрь
41,6
Октябрь
22,5
Ноябрь
13,5
Декабрь
—
265
В декабре использовать коллектор не представляется возможным, из-за
недостаточной инсоляции он не способен нагреть 10 литров воды за час, тогда
как 10 литров - это минимальный объем, при котором имеет смысл использовать
его.
Кроме того, здесь не учитываются все теплопотери коллектора. Ведь по
мере его разогревания он начинает излучать много конвекционного тепла.
Для того чтобы определить продолжительность работы и количество
воды,
которое
коллектор
способен
разогреть,
необходимо
знать
продолжительность светлого времени суток. Она приведена в таблице 3*
Таблица 3 - Продолжительность светлого времени суток
Месяц
Январь
Продолжительность светлого времени
суток в часах
7,9541
Февраль
9,8111
Март
11,834
Апрель
14,006
Май
16,042
Июнь
17,148
Июль
16,644
Август
14,918
Сентябрь
12,725
Октябрь
10,502
Ноябрь
8,5615
Декабрь
7,4145
Теперь вычислим, сколько воды он нагреет за световой день, n –
количество литров.
n = Количество литров нагретое до 70 °С * Продолжительность светлого времени
суток
___________________________________________________
* http://bashkortostan-meteo.ru/tujmazy/pivot/solar-geometry
266
Таблица 4 - Расчет количества воды нагреваемой за световой день
Месяц
Количество
литров
нагретое за
световой день
79,5
Удовлетворение
потребностей в
горячей воде одного
человека при
площади коллектора
1 м2 в (%)
52,3
Удовлетворение
потребностей в
горячей воде семьи из
четырех человек при
площади коллектора
2,3 м2 в (%)
29,9
Январь
Февраль
220,7
145,1
83,21
Март
485,2
319,2
182,9
Апрель
803,94
528,9
302,7
Май
1206,5
793,75
454,9
Июнь
1376,98
905,9
519,18
Июль
1305,22
858,69
492,13
Август
888,5
584,5
335
Сентябрь
525,36
345,63
198,08
Октябрь
236,29
155,45
89,09
Ноябрь
113,43
74,62
42,76
Декабрь
—
—
—
Рисунок 1 - Удовлетворение потребностей в горячей воде семьи из
четырех человек при площади коллектора 2,3 м2 в (%)
267
Из таблицы 4 и рисунка 1 видно, что семья из четырех человек 7 месяцев
в году может обойтись без иных источников горячего водоснабжения, то есть
частичная автономия.
На конкретном коллекторе «Viessmann Vitosol 100-F» рассчитаем, за
какое время он окупится, цена около 34500 рублей, площадь 2,3 м2 [4]. Годовая
стоимость горячего водоснабжения для семьи из четырех человек 7500 рублей
(623,64 руб./мес), сам подогрев стоит 2765рублей (395,24 руб./мес). Учитывая,
что полностью отказаться от подогрева иными источниками можно только 7
месяцев в году, за год использования коллектора будет сэкономлено 2765
рублей. Таким образом, коллектор полностью себя окупит через 12,47 лет, при
неизменных ценах на услуги ЖКХ.
Для того чтобы отказаться от центрального горячего водоснабжения, в
систему можно интегрировать или электрические тены, или обогревать вместе с
газовой колонкой. Смешанный обогрев позволит полностью удовлетворить
потребности в горячей воде.
Следует сказать о недостатках:
- зависимость от погодных и климатических условий (ограничение
использования в пасмурную погоду);
- дороги в производстве.
Итак, исследовав применимость гелиостатов к городу Октябрьскому,
стало ясно, что даже в нашем, далеко не очень солнечном месте, применение их
эффективно и экономически целесообразно.
В связи с ограниченностью топливных ресурсов на Земле, а также
экспоненциальным нарастанием катастрофических изменений в атмосфере и
биосфере планеты существующая традиционная энергетика представляется
тупиковой; для эволюционного развития общества необходимо немедленно
начать постепенный переход на альтернативные источники энергии. Мне
кажется в ближайшем будущем во всем мире, в том числе и в России, начнется
активное использование возобновляемых источников энергии, и начинать надо
с себя, так что задумайтесь, что наше поколение оставит своим детям и внукам!
268
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 http://www.bestreferat.ru/referat-61732.html - «Альтернативные источники
энергии».
2 www.corporation22.com – «Автономная солнечная электростанция HSS1440/5000».
3 http://bashkortostan-meteo.ru/tujmazy/pivot/solar-panels - «Параметры для
калибровки солнечных панелей и солнечных нагревателей».
4 viessmann-rus.ru/product/solar/vitosol_100f/ - «Солнечный коллектор
Viessmann Vitosol 100-F (гелиоустановки)».
УДК 622.276
СОЗДАНИЕ СОВРЕМЕННЫХ САЙТОВ
В.Р. Халфин (гр. БГР-10-12),
М.В. Горюнова (ст.преподаватель)
(филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
При создании сайта одними из главных условий его работоспособности
являются дизайн и наполнение информацией. Основной целью в дизайне сайта
является создание формы, способной донести до посетителя сайта эффективно
и максимально доступно информацию об услугах многих учебных заведений.
Также при создании сайта необходима последовательность действий, с чего
нужно начинать конструировать сайт:
1 Нужно определиться с доменным именем для Вашего сайта (Домен это имя Вашего сайта, которое отображается в строке браузера при переходе на
сайт).
2 Необходимо найти приемлемый для Вашего сайта хостинг (Хостинг это площадка в Интернете для размещения сайтов).
3 Создаёте сайт и размещаете его на сервер, предоставленный Вам Вашим
хостером.
Пример главной страницы сайта научной работы по информатике
представлен на рисунке 1.
269
Домен - должен быть лаконичным и обыгрывать название Вашего сайта.
Хостинг - должен быть функциональным, надежным и стабильным. Сайт
должен быть максимально грамотно оптимизирован под все существующие
поисковые системы. Необходимо как можно чаще обновлять содержимое сайта,
можно завести ленту новостей на главной странице.
Сайт может быть сконструирован как угодно. Например, главная
страница может состоять из 9 разделов меню, а эти разделы в свою очередь
могут состоять из подразделов и т.д.
Создавая сайт, вы как хотите можете расположить ту или иную
информацию.
Рисунок 1 - Главная страница сайта по информатике
270
Обычно Web-страница имеет «чердак» (определенное место в самом
начале страницы, в котором указывается главная тема страницы) и «подвал»
(определенное место внизу страницы, в котором обычно указывается
контактная информация). Информация, содержащаяся на «чердаке» и в
«подвале» web-страницы должна присутствовать на экране всегда. Также, для
перехода к определенным разделам информации, web-страница может
содержать главное меню, которое может располагаться как по горизонтали, так
и по вертикали.
На рисунке 1 показана
web-страница, имеющая «чердак», в котором
написано Информатика и «подвал», в котором, как и положено, размещена
контактная информация для студентов.
В данном случае мы можем видеть распределения пунктов меню в
вертикальном направлении (в конкретном случае их 9):
− основы информатики;
− основные устройства ЭВМ;
− Операционные системы;
− текстовые редакторы;
− электронные таблицы;
− базы данных;
− компьютерные сети;
− безопасность;
− глоссарий.
Щелкнув мышью на любом пункте меню, мы заходим в требуемый
раздел сайта, который может включать в себя: схемы, рисунки, лекции,
дополнительный познавательный материал, таблицы, возможность перехода на
следующий пункт или к предыдущему пункту. В тексте каждого пункта могут
встречаться слова, выделенные цветом – это основные понятия, которые имеют
определенное толкование в курсе информатики. Список всех таких слов и их
определений можно найти в разделе Глоссарий. Перейти в него можно или
271
выбрав этот раздел в меню, или щелкнув на любом выделенном слове в тексте
раздела.
Написанный текст сайта должен привлечь посетителя. А также он
предусматривает немалое количество моментов, которые должны быть
соблюдены. Все разработанные элементы сайта необходимо свести к вебстандартам, что осуществляется в процессе верстки. Верстка – это создание
HTML-документа, соответствующего выбранному дизайну, с использованием
правил форматирования HTML и CSS. Следующий этап это проектирование
необходимых
функциональных
модулей,
расширяющих
стандартные
возможности CMS. Программируются требуемые модули, дополнительные
возможности (например, флэш-меню, калькулятор), осуществляется интеграция
дизайна с CMS и функциональными решениями. Завершающим этапом
разработки сайта является его тестирование и размещение в Интернет. Перед
началом эксплуатации сайт должен пройти через многочисленные проверки и
тесты.
Также существует так называемая адресация на сетевом уровне. Это
применяется в целях однозначной идентификации хостов (компьютеров,
серверов и т.д.) в сетях Интернет и интранет используется IP-адресация. IPадрес представляет собой адрес сетевого уровня, который независим от адреса
канального уровня (например, от адреса сетевого адаптера.) Каждый IP-адрес
должен быть глобально уникальным в межсетевой среде Интернета.
Чтобы связать интранет с Интернетом, необходимо оперировать с
адресами трёх типов: общими(public), частными (private) и производными.
Завершающий этап разработки сайта - это SEO-подготовка.
Параллельно с собственно разработкой сайта осуществляется базовая
SEO-подготовка,
то
есть
начальные
мероприятия,
направленные
на
оптимизацию и продвижение сайта.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Ломов А. HTML, CSS, скрипты: практика создания сайтов.- СПб.: BHV,
2005. 394с.
272
2. WEB-мастер (Александр Никитин)
3. Разработка сайтов и размещение его в Интернете.
4. http://sitem.ru/
УДК 511
АЛГЕБРА И ТЕОРИЯ ЧИСЕЛ
В.Р.Халфин (БГР 10-12),
Ф.К.Усманова (ст.преподаватель)
(Филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском)
«Если бы ни число и его природа, ничто
существующее нельзя было бы постичь им
само по себе, ни в его отношениях к другим
вещам. Мощь чисел проявляется во всех
деяниях и помыслах людей, во всех
ремеслах и в музыке»
Пифагореец Филолай, 5 в. до н. э.
Число понимается и принимается (многими) античными мыслителями как
первая сущность, определяющая все многообразные внутрикосмические связи
мира, основанного на мере и числе, соразмерного (симметричного) и
гармоничного. Каким же мыслителям свойственен такой взгляд? Среди
греческих мыслителей прежде всего пифагорейцы, а вслед за ними и академики
обращали особое внимание на роль числа в познании и конституировании мира:
«Числу все вещи подобны», - утверждает Пифагор. Не следует, однако,
понимать это утверждение так, как истолковывает его Аристотель, а именно,
что все вещи состоят из числа, поскольку число допустимо лишь мыслить, но
нельзя искать среди вещей. Как поясняет просвещенная Теано, «и многие
эллины, как мне известно, думают, будто Пифагор говорил, что все рождается
из числа. Но это учение вызывает недоумение: каким образом то, что даже не
существует, мыслится порождающим? Между тем он говорил, что все
возникает не из числа, а согласно числу, так как в числе – первый порядок, по
273
причастности которому и в счислимых вещах устанавливается нечто первое,
второе и т. д.»
Таким образом, число выступает как принцип познания и порождения,
ибо позволяет нечто различать, мыслить как определенное, вносить предел в
мир и мысль. Поэтому число – первое из сущего, чистое бытие, - как таковое
оно есть нечто божественное: «…Природа числа, - говорит Филолай, познавательна, предводительна и учительна для всех во всем непонятном и
неизвестном. В самом деле, никому не была бы ясна ни одна из вещей – ни в их
отношении к самим себе, ни в их отношении к другому, если бы не было числа
и его сущности». Число есть чистое идеальное бытие, первый образ
безобразного Блага и первый прообраз всего существующего. Поэтому число –
наиболее достоверное и истинное, первое во всей иерархии сущего, начало
космоса.
Число играет первенствующую роль и в так называемом неписанном, или
эзотерическом, учении Платона, незафиксированном в текстах самого Платона
и дошедшем до нас лишь в реконструированном виде из отдельных
свидетельств его учеников и последователей. Согласно этому учению, следы
которого мы находим у Аристотеля, его ближайшего ученика Теофраста и
позднеантичных неоплатоников, в основе всего лежит единица – начало
тождественности, принцип формы и неопределенная двоица – принцип
инаковости, или материи, которыми и порождается вся иерархия сущего –
эйдосы и числа, души и геометрические объекты, физические тела. Принцип
числа оказывается тем основанием, на котором покоится (более позднее)
античное
миросозерцание
с
его
обостренным
переживанием
бытия,
присутствующего в космосе, но не смешанного с ним.
Также число является одним из основных понятий математики. Понятие
числа развивалось в тесной связи с изучением величин; эта связь сохраняется и
теперь. Во всех разделах современной математики приходится рассматривать
разные величины и пользоваться числами.
Существует большое количество определений понятию «число».
274
Первое научное определение числа дал Эвклид в своих «Началах»,
которое он, очевидно, унаследовал от своего соотечественника Эвдокса
Книдского (около 408 – около 355 гг. до н. э.): «Единица есть то, в
соответствии, с чем каждая из существующих вещей называется одной. Число
есть множество, сложенное из единиц». Так определял понятие числа и русский
математик Магницкий в своей «Арифметике» (1703 г.).
Еще раньше Эвклида Аристотель дал такое определение: «Число есть
множество, которое измеряется с помощью единиц».
Со слов греческого философа Ямвлиха, еще Фалес Милетский –
родоначальник греческой стихийно-материалистической философии – учил,
что «число есть система единиц». Это определение было известно и Пифагору.
В своей «Общей арифметике» (1707 г.) великий английский физик,
механик, астроном и математик Исаак Ньютон пишет: «Под числом мы
подразумеваем не столько множество единиц, сколько абстрактное отношение
какой-нибудь величины к другой величине такого же рода, взятой за единицу.
Число бывает трех видов: целое, дробное и иррациональное. Целое число есть
то,
что
измеряется
единицей;
дробное
–
кратной
частью
единицы,
иррациональное – число, не соизмеримое с единицей».
Не все знают, что в математике, как и в физике, были свои кризисы происходила ломка классических представлений и замена их новыми. В
математике было три кризиса. Первый из них возник в 5 веке до н.э. (Это был
первый кризис не только для математики, но и вообще первый кризис в науке в
целом). В то время считалось, что «все есть число». Постарайтесь вспомнить из
курса математики: что привело древнегреческих ученых в шок? Что
способствовало пересмотру их представлений? (Древнегреческие ученые
считали, что каждая вещь может быть охарактеризована положительным целым
или дробным числом, которое «выражает сущность» этой вещи. Геометрия
строилась
на
базе
арифметики.
В
шок
ученых
повергло
открытие
несоизмеримых отрезков. Оказалось, что реальный прямолинейный отрезокдиагональ квадрата со стороной, равной единицы, - лишен числового образа
275
(непредставим в виде дробного числа - вообще числа в их понимании этого
слова). Это внесло диссонанс в гармонию, которую видели греки
в
окружающем мире. Трудно представить то изумление и ту растерянность,
которые охватили древний мир. В результате математики были вынуждены
отказаться от принципа «все есть число» и строить математику на основе
геометрии. Строгая теория иррациональных действительных чисел, которая бы
могла спасти представления древнегреческих математиков, сформировалось
лишь в XVII –XIX веках.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Клюйков С.Ф. Числа и познание мира. – Мариуполь: Полиграфический
центр газеты «ИнформМеню», 1997. – 112 с.
2 Бородин О.І. Істория розвитку поняття про число і системи числення. –
Київ: Радянська школа. - 1968.- 115 с.
3 Выгодский М.Я. Справочник по элементарной математике. – Москва:
Государственное издательство физико-математической литературы. - 1960. –
368 с.
4 Рывкин А.А., Рывкин А.З., Хренов Л.С. Справочник по математике для
техникумов. 3-е издание. – М.: Высшая школа, 1975. – 554 с.
5 Гейзер Г.И. История математики в школе. Пособие для учителей. – М.:
Просвещение, 1981. – 239 с.
276
СОДЕРЖАНИЕ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
СЕКЦИЯ «РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ»
Габзалилова А.Х. О НЕКОТОРЫХ АСПЕКТАХ ПРОВОДКИ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН…………………………………………...
Габзалилова А.Х., Гуторов А.Ю. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
МИХАЙЛОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО НК «БАШНЕФТЬ»
НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ………………………………
Габзалилова А.Х., Зайнуллин А.Ф. О НЕКОТОРЫХ ОШИБКАХ ПРИ
РАСЧЕТАХ БУРИЛЬНЫХ И НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ КОЛОНН ДЛЯ
НАКЛОННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН………………………
Гафиятуллина Л.М., Навалихина Н.М. СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ
ОСНАЩЕНИЯ НЕФТЕРПОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ОРЭ И ОРЗ…………………………………………….
Гафиятуллина
Л.М.,
Тынчеров
К.Т.
УСТРОЙСТВО
ДЛЯ
СЕЛЕКТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ
ДОБЫЧЕЙ В НЕФТЯНЫХ
СКВАЖИНАХ…………………………………………………………………
Гуторов А.А., Тимербаева Г.Р. ОЦЕНКА КАЧЕСТВА МОСКОВСКОЙ
РОДНИКОЙ ВОДЫ………………………………………………………..
Данилова Е.А., Гуторов Ю.А. К ВОПРОСУ О ПРИРОДЕ ЗОН
ТРЕЩИННОВАТОСТИ
В
КАРБОНАТНЫХ
КОЛЛЕКТОРАХ
ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА В ПРЕДЕЛАХ ОРЕНБУРЖЬЯ…………
Исхаков У.Р., Гуторов Ю.А. О МЕРАХ ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ
УЭЦН ПРИ ВЫСОКОМ ГАЗОСОДЕРЖАНИИ ПРОДУКЦИИ………….
Корябкин В.В., Шакиров А.А., Гуторов Ю.А. К ВОПРОСУ О
ВОЗМОЖНОСТИ ОЦЕНКИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО ПОЛОЖЕНИЯ
ЗАБОЯ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ «РВ-ПЛАСТ»……………...
Муратшин Д.Р., Гуторов Ю.А. АНАЛИЗ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ДО И ПОСЛЕ
ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА………………………………
Сатретдинова
А.А.,
Митрофанова
В.В.
РЕЗУЛЬТАТЫ
ИССЛЕДОВАНИЯ КАРСТОВЫХ ОБРАЗОВАНИЙ В ОКРЕСТНОСТЯХ
Г.ОКТЯБРЬСКОГО ЭКСПЕДИЦИЕЙ КРУЖКА «ЮНЫЙ ГЕОЛОГ»……
Ханипова А.Р., Гуторов А.Ю. АНАЛИЗ ФАКТОРОВ ВЛИЯЮЩИХ НА
ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
ВЫНГАПУРОВСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ОАО
НК
«ГАЗПРОМНЕФТЬ»…………………………………………………………..
Ханипова А.Р., Гуторов А.Ю.АНАЛИЗ ФАКТОРОВ ВЛИЯЮЩИХ НА
ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
МУРАВЛЕНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО НК «ГАЗПРОМНЕФТЬ»
3
7
22
26
34
38
41
47
49
52
58
66
74
277
14
15
16
17
18
19
Ханипова А.Р., Гуторов А.Ю. АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА
ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
СУТОРМИНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
ОАО
НК
«ГАЗПРОМНЕФТЬ»………………………………………………………….
Хасанов М.Н., Гуторов Ю.А. ОСОБЕННОСТИ И СОСТОЯНИЕ
РАЗРАБОТКИ ПОВХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАПАДНОЙ
СИБИРИ………………………………………………………………………..
Храмова
В.В., Митрофанова В.В. ШИХАНЫ БАШКИРИИ УНИКАЛЬНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ПРИРОДЫ
НУЖДАЮЩИЕСЯ В ОХРАНЕ СО СТОРОНЫ ГОСУДАРСТВА……….
Шафикова Л.И., Ахметов А.Я., Сулейманов Р.Н. АНАЛИЗ ФАКТОРОВ
ВЛИЯЮЩИХ НА ВЕЛИЧИНУ КПД НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ
РАЗЛИЧНОГО
НАЗНАЧЕНИЯ
ПРИМЕНЯЕМЫХ
В
НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ…………………………
Шафикова Л.И., Ахметов А.Я., Сулейманов Р.Н. РЕЗУЛЬТАТЫ
АНАЛИЗА ДАННЫХ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ НАСОСНЫХ
АГРЕГАТОВ РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ ……………………………..
Юсупова Л.Ф., Гуторов А.Ю. К ВОПРОСУ ОБ ИСТОЧНИКАХ
ПРОИСХОЖДЕНИЯ И ПУТЯХ МИГРАЦИИ НЕФТИ ПРИ
ФОРМИРОВАНИИ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
НА
ТЕРРИТОРИИ
РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН………………………………………………..
83
92
101
106
125
136
СЕКЦИЯ «МЕХАНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЯ»
1
2
3
4
5
6
7
8
Ахмадулин А.Г., Шакуров Н.Г. ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДА КОНТРОЛЯ
КАЧЕСТВА ОБРАБОТКИ ПО ГЕОМЕТРИЧЕСКИМ И ФИЗИКОМЕХАНИЧЕСКИМ ПАРАМЕТРАМ СТРУЖКИ…………………………..
Бадыков А.В., Ягафарова Х.Н. ТЕОРИЯ ФИЗИЧЕСКОГО ВАКУУМА….
Галимова Г.С., Ермоленко Ф.И. ПРИНЦИП ДАЛАМБЕРА И
УРАВНЕНИЕ
ДИНАМИКИ
ОТНОСИТЕЛЬНОГО
ДВИЖЕНИЯ
МАТЕРИАЛЬНОЙ ТОЧКИ…………………………………………………..
Гвоздиков Д.И., Кадетов А.В., Прокофьев А.А., Колосов Б.В.
СВОЙСТВА
ГАЗОВ
И
ЖИДКОСТЕЙ.
РАСЧЕТ
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ МЕТАНА, УГЛЕКИСЛОГО
ГАЗА, ВОДЫ И ВОДЯНОГО ПАРА………………………………………..
Гусейнова Е.Л. ОРГАНИЗАЦИЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ
СТУДЕНТОВ В ТЕХНИЧЕСКОМ ВУЗЕ……………………………………
Казаков К.А., Воробьева Т.Л. АНАЛИЗ РАЦИОНАЛЬНОГО
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
РАЗЛИЧНЫХ
ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫХ
МАТЕРИАЛОВ……………………………………………………………….
Мусин Т.И.,
Ермоленко Ф.И. ЭВОЛЮЦИЯ ПРОСТРАНСТВА
МЕХАНИКИ НЬЮТОНА…………………………………………………….
Новоселова Д.В., Гусейнова Е.Л .ВНЕДРЕНИЕ ДИСТАНЦИОННОГО
ОБУЧЕНИЯ В ТЕХНИЧЕСКОМ ВУЗЕ……………………………………..
146
148
152
157
160
167
168
173
278
9
10
11
Сидоров Г.С., Ягафарова Х.Н. ОСНОВЫ ТЕОРИИ СТРУН……………… 175
Сираев Э.К, Ермоленко Ф.И. ОЦЕНКА ПОЛОЖЕНИЯ ЦЕНТРА УДАРА
ВРАЩАЮЩЕГОСЯ ТЕЛА ПРИНЦИПОМ ДАЛАМБЕРА……………….. 178
Якубов
Ш.З.,
Шакуров
Н.Г.
ПРИМЕНЕНИЕ
МЕТОДОВ
НАНОТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ПОВЕРХНОСТНОГО УПРОЧНЕНИЯ
ДЕТАЛЕЙ МАШИН………………………………………………………….. 181
СЕКЦИЯ «ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ,
МАТЕМАТИЧЕСКИЕ И ЕСТЕСТВЕННЫЕ НАУКИ»
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Агафонов Д., Сулейманов Р.Н. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ
ВЯЗКОСТИ СЫПУЧИХ ТЕЛ………………………………………………..
Д. Аськаев, С.Б. Светлякова СОЗДАНИЕ ИГРОВОГО ПРИЛОЖЕНИЯ
СРЕДСТВАМИ VISUAL BASIC……………………………………………..
Ахмадуллин
А.,
Моисеев
М.,
Сулейманов
Р.Н.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ОЦЕНКА КРИТЕРИЕВ ОБНАРУЖЕНИЯ
ДЕФЕКТОВ В ВИДЕ ПРОДОЛЬНЫХ И ПОПЕРЕЧНЫХ ТРЕЩИН В
НКТ…………………………………………………………………………….
Ахмадуллин А., Сулейманов Р.Н. РАЗРАБОТКА ПАРАМЕТРОВ И
КОНСТРУКЦИИИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ И ВОЗБУЖДАЮЩЕЙ КАТУШКИ
ДЛЯ МАГНИТНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ НКТ…………………………….
Бадретдинова А.И., Тынчеров К.Т. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР
НЕЙРОСЕТЕВЫХ ПРОЦЕССОРОВ ЦОС………………………………….
Бегишев
Р.,
Забавин
Д.,
Светлякова
С.Б.
СОЗДАНИЕ
АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ
ИНФОРМАЦИОННОЙ
СИСТЕМЫ
«РЕЕСТР КОРПОРАТИВНЫХ SIM-КАРТ»………………………………..
Дарьин В.А., Ларин П.А. ОБСАДНАЯ КОЛОННА С ВИНТОВОЙ
ОСЕВОЙ ЛИНИЕЙ…………………………………………………………..
Зайнуллина Р.Р., Шакирова А.И., Ихсанова Ф.А. ПРИВЛЕЧЕНИЕ
МАТЕМАТИЧЕСКОГО АППАРАТА К РЕШЕНИЮ ПРИКЛАДНЫХ
ЗАДАЧ
С
ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
КОМПЬЮТЕРНОЙ
МАТЕМАТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ MATHEMATICA……………………..
Зарипова Д.М., Зайлалова В.Р. ВИРТУАЛЬНАЯ ЛАБОРАТОРИЯ ПО
ХИМИИ………………………………………………………………………..
Кондратьева
С.В.,
Игтисамова
Р.Х.
ПЕРСПЕКТИВЫ
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ В РОССИИ………………………………………...
Макосина С.Б., Тынчеров К.Т. ОТ НЕОКОРТЕКСА КРЫСЫ ДО
ИСКУССТВЕННОГО РАЗУМА……………………………………………..
Маматов И. , Светлякова С.Б. СОЗДАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ
ИНФОРМАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ «СТУДЕНТ»…………………………
Миникаева Л.Н., Муртазин Р.М. ПРОБЛЕМА СОЛНЕЧНЫХ
НЕЙТРИНО……………………………………………………………………
Моисеев М.С., Игтисамова Р.Х. ОСНОВНЫЕ ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ
АСИНХРОННЫХ
ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ………………………………………………………..
185
186
190
191
192
197
200
204
207
210
215
221
225
228
279
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Моисеев М, Сулейманов Р.Н.
СКИН-ЭФФЕКТ: МЕХАНИЗМ
ВОЗНИКНОВЕНИЯ,
ВЛИЯНИЕ-ИСПОЛЬЗОВАНИЕ
В
ЭМДИАГНОСТИКЕ НКТ………………………………………………………...
Негуренко Е.А., Гильманова А.М. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ СКВАЖИННЫЕ
ПРИБОРЫ КАК СЛОЖНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ………………
Нуриахметова Г.Н., Муртазин Р.М. ПОЕЗДА НА МАГНИТНОЙ
ПОДУШКЕ…………………………………………………………………….
Товдеряков М.Ю., Тынчеров К.Т. НЕЙРОСЕТЕВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В
АСУТП – ЗАВТРАШНИЙ ДЕНЬ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ…………
Товдеряков М.Ю., Игтисамова Г.Р. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЦЕН НА
НЕФТЬ МЕТОДОМ НАИМЕНЬШИХ КВАДРАТОВ……………………
Фазлыев Ф.Ф., Тынчеров К.Т. ОСОБЕННОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ
НЕЙРОВЫЧИСЛЕНИЙ В АСУТП НЕФТЕГАЗОВЫХ КОМПЛЕКСОВ...
Д. Фетисов, Р.Н.Сулейманов
КОРРЕКТНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ
КОЭФФИЦИЕНТА
ТРЕНИЯ
СКОЛЬЖЕНИЯ
МЕТОДОМ
НАКЛОННОЙ ПЛОСКОСТИ ……………………………………………….
Хабутдинов
Д.Г.,
Усманова
Ф.Г.
ЭФФЕКТИВНОСТЬ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
СОЛНЕЧНЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ
В
БАШКОРТОСТАНЕ…………………………………………………………..
Халфин В.Р., Горюнова М.В. СОЗДАНИЕ СОВРЕМЕННЫХ САЙТОВ…
Халфин
В.Р.,
Усманова
Ф.К.
АЛГЕБРА
И
ТЕОРИЯ
ЧИСЕЛ…………………………………………………………………………
233
234
239
243
249
257
260
261
268
272
280
Научное издание
МАТЕРИАЛЫ 38-Й
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ КОНФЕРЕНЦИИ
МОЛОДЫХ УЧЁНЫХ, АСПИРАНТОВ И СТУДЕНТОВ
Том 2
Редактор Исхакова Н.В.
Подписано в печать 03.10.2011. Бумага офсетная №2. Формат 60х84 1/16.
Гарнитура «Таймс». Печать трафаретная.
Усл. печ. л.. 17,56. Уч.-изд. л. 15,61
Тираж 250 экз. Заказ 7718.
Издательство Уфимского государственного нефтяного
технического университета
Адрес издательства:
450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1
281
282