3 (28.08.2015 г.) - Тюменский государственный нефтегазовый

75 лет ГЕННАДИЮ АНДРЕЕВИЧУ КУЛЯБИНУ
Геннадий Андреевич Кулябин родился 12 июня 1936 г. в семье служащих
в г. Нальчике Кабардино-Балкарии. В 1946–1952 гг. – воспитанник Архызского детского дома. В 1954–1956 гг. служил в рядах Советской Армии,
впоследствии лейтенант; затем работал на газопромысле в Ставропольском крае, тогда же окончил 10 классов.
В 1959 г. поступил в Грозненский нефтяной институт (специальность
«Разработка нефтяных и газовых месторождений», квалификация «горный инженер»); в то же время год работал на нефтепромысле.
После окончания института (1964 г.) направлен на работу в Вахскую
нефтегазоразведочную экспедицию (Тюменская область).
В 1968–2011 гг. – аспирант, научный сотрудник, ассистент, доцент и
профессор Тюменского индустриального института (в настоящее время
Тюменский государственный нефтегазовый университет). В 1972 г. защитил кандидатскую диссертацию, в 2002 г. – докторскую.
Основные научные направления Г. А. Кулябина: технология бурения
скважин, работа долот при разрушении горных пород и гидравлических
забойных двигателей с новыми моделями их технико-технологических характеристик, исследование вибраций бурильного инструмента и принципов перемещения энергии в системах. На разработанном стенде в форме
гидроимпульсного давления изучен начальный этап преобразования энергии
в системах, в частности, в потоке жидкости внутри бурильного инструмента.
В результате исследований Геннадий Андреевич получил 12 авторских
свидетельств и патентов. Им разработаны: основы методики проектирования эффективных параметров режима бурения скважин с гидравлическими забойными двигателями; роторно-шпиндельный способ бурения
скважин с соответствующими устройствами, два из которых испытаны
в условиях Тюменской области и Татарстане с существенным экономическим эффектом; устройство для обеспечения необходимой осевой нагрузки на забой скважин.
Кулябин Г. А. – автор 130 научных работ, в том числе трех учебных пособий для инженеров-буровиков, трех монографий. Подготовил к защите
диссертационных работ 6 докторов и кандидатов наук; под его руководством обучены более 3000 инженеров-буровиков. Более 15 лет работает в
диссертационном совете ТюмГНГУ.
Работа Геннадия Андреевича высоко оценена. Он ветеран труда, почетный нефтяник, награжден знаком за хорошую работу в СССР, почетный работник ТюмГНГУ, имеет более 10 почетных грамот.
Поздравляем Геннадия Андреевича с юбилеем, желаем крепкого здоровья
и новых творческих успехов.
Ректорат ТюмГНГУ
Сотрудники кафедры
«Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ
Коллеги
Выпускники-буровики ТюмГНГУ
Редакция журнала
«Известия высших учебных заведений. Нефть и газ.»
№ 3, 2011
Нефть и газ
1



НЕФТЬ















  









Ãëàâíûé ðåäàêòîð В.В. Новосёлов










 

  
2
Нефть и газ
№ 3, 2011
  









.





N EFT’
Published by Tyumen State Oiland Gas Universitysince 1997


- 

















№ 3, 2011
Нефть и газ
3
Editor-in-Chief V.V. Novoselov

























ʼ .
4
Нефть и газ
№ 3, 2011
Содержание
Content
Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа
Geology, prospecting and exploration of oil and gas fields
Губарьков А. А., Алешин Г. А., Идрисов И. Р., Кириллов А. В.
Мониторинг экзогенных геологических процессов на магистральном газопроводе
«Заполярное - Новый-Уренгой»
7
Gubarkov A. A., Idrisov I. R., Aleshin G. A., Kirillov A. V. Monitoring of exogenous geological
processes on the main gas pipeline «Zapolarnoye – Novy Urengoi».
Забоева А. А., Предеин А. С., Никитин И. С. Декластеризация исходных данных при
построении и контроле качества трехмерных геологических моделей
14
Zaboeva A. A., Predein A. S., Nikitin I. S. Declustering of initial well data for creation and quality control of 3D geological models
Маклакова Е. А. Определение динамических характеристик пород-коллекторов
ачимовской толщи
20
Maklakova E. A. Determination of dynamic characteristics of reservoir rocks
Бурение скважин и разработка месторождений
Drilling of wells and fields development
Ковшов В. Д., Сидоров М. Е., Светлакова С. В.
Динамометрирование, моделирование и диагностирование состояния глубинной штанговой насосной установки
25
Kovshov V. D., Sidorov M. E., Svetlakova S. V. Dynamometry, modeling and diagnosis of sucker
rod pumps condition
Бочаров О. Б., Телегин И. Г.
Анализ влияния гравитационных сил на распределение водонасыщенности вблизи
нефтяных скважин
30
Bocharov O. B., Telegin I. G. Analysis of gravity forces influence on water saturation distribution
near the oil wells
Апасов Т. К., Салиенко Н. Н., Апасов Р. Т., Апасов Г. Т.
Оценка эффективности и факторный анализ волновой технологии по Хохряковскому
месторождению
36
Apasov T. K., Salienko N. N., Apasov R. T., Apasov G. T. Estimation of performance and factor
analysis of wave technology for Khohryakovskoye field
Сорокин А. В., Сорокин В. Д. Сорокина М. Р.
Образование зон нефти с различными физико-химическими свойствами при разработке
залежи
41
Sorokin A. V., Sorokin V. D., Sorokina M. R. Formation of zones of petroleum with various physical-and-chemical properties in the process of the deposit development
Паникаровский Е. В., Паникаровский В. В.
Определение продуктивности сложнопостроенных коллекторов
47
Panikarovsky E. V., Panikarovsky V. V. Determination of productivity of reservoirs with
a complex structure
Поздняков И. В.
Анализ моделей гиперупругого материала с использованием данных одного деформированного состояния
52
Pozdnyakov I. V. Analysis of hyperelastic material models using the data of a single state of strain
№ 3, 2011
Нефть и газ
5
Кустышев Д. А.
Методика определения технологических параметров освоения скважин
Kustyshev D. A. Procedure for determination of the fields development process parameters
58
Чеботников В. А.
Анализ опытно-промышленного использования греющих кабелей на месторождениях
ООО «Нарьянмарнефтегаз»
62
Chebotnikov V. A. Analysis of experimental and industrial use of heating cables in the fields
of «Naryanmarneftegaz, Ltd.»
Проектирование, сооружение и эксплуатация систем
трубопроводного транспорта
Designing, construction and operation of pipeline transport system
Новоселов В. В., Сызранцев В. Н., Голофаст С. Л.
Мониторинг коэффициента запаса прочности трубопровода в эксплуатации
66
Syzrantsev V. N., Novoselov V. V., Golofast S. T. Safety factor monitoring of the pipeline under
operation
Хасанов Р. Р., Янышев Р. С., Султанмагомедов С. М. Планирование эксперимента «исследование напряженно-деформированного состояния тройников»
73
Khasanov R. R., Yanyshev R. S., Sultanmagomedov S. M. Planning of the experiment for investigation of T-joints deflected mode.
Березнёв А. В. Влияние внутреннего гидростатического давления на частоты свободных колебаний криволинейного участка трубопровода
77
Bereznev A. V. Effect of inner hydrostatic pressure on free frequencies of the pipeline curved
section
Химия и технология переработки нефти и газа
Chemistry and technology of oil and gas processing
Сагаченко Т. А., Голушкова Е. Б., Чешкова. Т. В.
Преобразование азоторганических оснований при катагенитическом созревании современного осадка
81
Sagachenko T. A., Golushkova E. B., Cheshkova T. V. Transformation of nitrogenous organic
bases at recent sediment catagenetic maturation
Магарил Е. Р., Магарил Р. З., Чендарев А. В., Корзун Н. В.
Влияние нагарообразования на экологическую безопасность эксплуатации автомобилей
с бензиновыми двигателями
85
Magaril E. R., Magaril R. Z., Chendarev A. V., Korzun N. V. Theoretical study of carbon deposit
influence on environmental safety of motor cars with gasoline engines
Лурье М. А., Шмидт Ф. К.
Серосодержание и металлоносность нефтей как генетические характеристики
Lurie M. A., Schmidt F. K. Sulfur- and metal content of oils as genetic characteristics
89
Полищук Б. О., Мезина Т. В.
Закономерности
атмосферного
старения
модифицированного
триацетата
целлюлозы
93
Polischuk B. O., Mazina T. V. Regularities of atmospheric aging of modified cellulose triacetate
6
Нефть и газ
№ 3, 2011
Машины, оборудование и обустройство промыслов
Machinery, equipment and field construction
Перевощиков С. И.
Параметрическая диагностика технического состояния центробежных нагнетателей
природного газа
97
Perevoschikov S. I. Parametric diagnostics of technical state of centrifugal superchargers
of natural gas
Замятин В. М., Грачев С. В., Гриненко М. А., Московских О. П., Мушников В. С.,
Зайцева Н. А.
Рациональное легирование и модифицирование алюминиевых сплавов на основе систем
Al-Cu-Mg-Mn и Al-Zn-Mg-Cu
104
Zamyatin B. M., Grachev S. V., Grinenko M. A.,Moskovskikh O. P.,Mushnikov V. S., Zaitseva N. A.
Efficient alloying and modification of aluminum alloys based on systems Al-Cu-Mg-Mn and Al-ZnMg-Cu
Кузнецов А. С., Данилов О. Ф.
Формирование оборотного фонда узлов и механизмов подъемных установок
110
Kuznetsov A. S., Danilov O. F. Formation of revolving fund and mechanisms of pulling units
Информационные технологии
Information technologies
Белобородова Н. А.
Автоматизированные технологии поддержки принятия решения в управлении
городом
113
Beloborodova N. A. Automated technologies of decision-making support in the city governance
Рефераты
Abstracts
№ 3, 2011
121
Нефть и газ
7
Геология, поиски и разведка
месторождений нефти и газа
УДК 556.52: 624.139
МОНИТОРИНГ ЭКЗОГЕННЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
НА МАГИСТРАЛЬНОМ ГАЗОПРОВОДЕ «ЗАПОЛЯРНОЕ - НОВЫЙ-УРЕНГОЙ»
А. А. Губарьков, Г. А. Алешин, И. Р. Идрисов, А. В. Кириллов
(Тюменский государственный нефтегазовый университет,
ЗАО «Научно-производственный центр «СибГео»)
Ключевые слова: экзогенные геологические процессы, криогенные процессы, многолетнемерзлые
породы, мониторинг, магистральный газопровод
Key words: exogenous geological processes, cryogenic processes, perennial frozen ground permafrost, monitoring, the main gas pipeline
Многолетний мониторинг и короткопериодные исследования экзогенных геологических
процессов (ЭГП) на газопроводах Севера Западной Сибири начаты в начале 70-х годов
прошлого века. Наиболее продолжительный ряд наблюдений осуществлен в северной тайге
и лесотундре Пур-Тазовского междуречья [1].
Мониторинг на газопроводе «Надым-Пунга» проводится более 30 лет и заключается в
наблюдении за заболачиванием, термокарстом и многолетним пучением грунтов [2]. В связи с большой протяженностью магистральных газопроводов, широко применяются дистанционные методы исследований [3]. Однако ряд важных характеристик ЭГП невозможно
определить с использованием только дистанционных методов. В этой связи возникает необходимость проведения натурных наземных наблюдений для выявления особенностей возникновения и развития ЭГП. По результатам исследований ЭГП на Севере Западной Сибири установлены основные причины возникновения, характеристики и признаки процессов,
их динамика, образуемые ими парагенетические комплексы, составлена региональная классификация [4].
В начале 2000-х годов началось строительство газопроводов в северо-восточных районах Севера Западной Сибири. К ним относится магистральный газопровод (МГ) «Заполярное - Новый-Уренгой». Ввод в эксплуатацию трех ниток МГ происходил с 2001 по 2004 гг.
Газопровод проложен в северной части лесотундры и территориально относится к двум
геокриологическим областям [5]. Северная часть газопровода проходит в северной ПурТазовской геокриологической области, южная – в Пуртазовской. Обследованный участок
газопровода расположен в зоне сплошного распространения многолетнемерзлых пород,
температура которых повышается с севера на юг от -4…-3°С до -3…-2°С.
По степени увлажнения или дренированности, а следовательно, по видам ЭГП, вся территория исследований МГ делится на северную и южную части. Северная часть обследованной территории МГ более увлажнена, заболочена, подвержена затоплению в весеннее
время и подтоплению в межень летом и осенью. В северной части расположено много озер
термокарстового происхождения. Южный участок в большей степени расчленен овражнобалочной сетью, постоянными водотоками и в меньшей степени, чем северный, подвержен
термокарсту и просадкам грунтов.
Уже на стадии строительства проявлялась активизация ряда ЭГП, таких как эрозия, термоэрозия, затопление и подтопление, солифлюкция, оползание грунтов, сезонное и многолетнее пучение, дефляция.
Для исследования и предотвращения их негативного влияния на протяжении 2003 2006 гг. проводился мониторинг, который основывался на применении наземных и дистанционных методов сбора первичной информации, согласно существующим методикам
[6,7,8]. Натурные наземные наблюдения включали режимные измерения и наблюдения, а
также маршрутные исследования. Дистанционные методы заключались в дешифрировании
средне- и крупномасштабных космо- и аэрофотоснимков.
Основными факторами, определяющими возникновение и развитие экзогенных геологических и криогенных процессов, являются климатические условия, сплошное развитие
многолетнемерзлых пород, переувлажнение территории, слабая расчлененность рельефа,
8
Нефть и газ
№ 3, 2011
теплофизические и физико-механические свойства пород, широкое распространение мохового и торфяного покровов.
Материалы аэрофотосъемки, выполненной в 2003 г., и наземные наблюдения, выполненные в 2002-2006 гг., показали, что в естественных условиях в районе МГ «Заполярное –
Уренгой» развиты следующие экзогенные геологические процессы: линейная (овражная)
эрозия, сезонное и многолетнее пучение, термокарст, заболачивание, морозобойное растрескивание, речная эрозия и аккумуляция. Большинство процессов имеют весьма небольшие скорости развития. В период проведения мониторинга (2006 г.) активных процессов,
кроме термоабразии берегов на отдельных термокарстовых озерах, зафиксировано не было.
По результатам многолетних исследований выявлен ряд непосредственных и опосредованных факторов, оказывающих влияние на исходные (естественные фоновые) ландшафты
и геокриологические условия в результате выполнения работ по строительству системы
магистральных газопроводов.
Факторы воздействия условно можно разделить на три группы. Во-первых, факторы
непосредственного влияния, связанные с механическими формами воздействия. К ним относятся следующие: нарушение и уничтожение растительного и почвенного покровов, изъятие грунтов в карьерах, перемещение больших объемов грунтов при отсыпках вала трубопровода и технологических проездов, планирование уклонов поверхности при прокладке
трубопровода в местах перехода через крутые склоны, разуплотнение грунтов в процессе
обратной засыпки траншеи.
Во-вторых, факторы опосредованного влияния, связанные с изменением гидрологического и гидрогеологического режима территории. К ним относятся: изменения режима
увлажнения с формированием более увлажненных поверхностей на высоких подпруженных
уровнях и менее увлажненных на нижележащих уровнях относительно валика газопровода,
формирование техногенных водоёмов из-за нарушения естественного гидрологического и
гидрогеологического режимов, заболачивания на участках переувлажнения, формирования
техногенно обусловленных гидрогенных таликов в результате теплового воздействия подпрудных водоемов.
В-третьих, факторы опосредованного влияния, связанные с изменением тепловых потоков. Изменение температурного режима сезонно-талого слоя по всей длине ниток газопровода с частично или полностью уничтоженным почвенно-растительным покровом, значительное увеличение глубины сезонно-талого слоя на всех элементах рельефа и в различных
ландшафтах с частично или полностью уничтоженным почвенно-растительным покровом.
Результаты мониторинга экзогенных геологических процессов. В результате мониторинга 2006 г. на трех нитках магистрального газопровода «Заполярное-Уренгой» общей
протяженностью 180 км выявлено 717 участков активизации опасных ЭГП в пределах
насыпи над валиками МГ и на технологических проездах. Из общего количества ЭГП, выявленных на газопроводе, более 97% относится к гидрологическим (эрозия, затопление и
подтопление) или к термогидрогенным (термоэрозия) процессам. Суммарное количество и
долевое распределение основных групп ЭГП по ниткам газопровода приведено в таблице.
Суммарное и долевое распределение экзогенных геологических процессов
на магистральном газопроводе «Заполярное – Новый-Уренгой» в 2006 г.
Количество проявлений
Вид и форма проявления ЭГП
Размыв вала
Подмыв вала
Размыв тех. проезда
Затопление и подтопление
Термокарст и просадки
Русловые процессы
Оползание
Дефляция
Аккумуляция
Термоденудация
Тоннельная термоэрозия
№ 3, 2011
1 нитка
105
18
33
27
25
1
2
1
3
2
2
2 нитка
95
20
23
79
11
1
1
1
-
Нефть и газ
3 нитка
96
6
56
97
5
1
1
-
Итого
296
44
112
203
41
3
3
1
5
2
2
9
Основное негативное влияние данной группы процессов заключается в сквозных размывах и боковых подмывах валика МГ эрозионными и термоэрозионными процессами.
Серьезное негативное влияние на МГ оказывают процессы затопления и подтопления, которые затрудняют проезд вдоль МГ и его обслуживание. Грунты валика МГ, находящиеся в
постоянно подтопленном состоянии, подвержены оседанию, просадкам, оползанию и течению. При повышенном увлажнении происходит сезонное и многолетнее пучение грунтов,
что приводит к повышенному напряжению трубы с направляющей давления вверх к поверхности грунтов, вплоть до выпучивания газопровода на поверхность. При размыве грунтов в результате эрозии и термоэрозии труба МГ оказывается частично или полностью на
дневной поверхности, что не предусмотрено технологией эксплуатации газопровода. При
тоннельном стоке воды и размыве грунтов под трубой МГ происходит провисание газопровода, что также выявлено при исследованиях ЭГП. Особую опасность в таких случаях представляет нагрузка на трубу, которая создается давлением валика высотой до 3-4 м на провисшую трубу МГ.
По результатам исследований в 2006 г. выявлены активные ЭГП, связанные со строительством магистрального газопровода: линейная эрозия и термоэрозия (оврагообразование), тоннельная термоэрозия, затопление, подтопление, термоэрозия и эрозия в руслах рек,
криогенные оползни скольжения, термоденудация. Кроме наиболее активной группы процессов, отмечены морозобойное и полигональное растрескивание грунтов, медленная
(аморфная) солифлюкция, криотурбация (пятна-медальоны), наледеобразование и масштабная площадная аккумуляция как составная часть процесса линейной эрозии (оврагообразования).
В естественных (ненарушенных) природных условиях большинство из перечисленных
процессов не активны или не типичны для подзон северной тайги и лесотундры, чему способствует наличие почвенно-растительного покрова почти на всех элементах рельефа и
отсутствие крупных ледяных включений в поверхностных отложениях. Строительство системы газопроводов значительно преобразило природную среду в полосе отвода земель МГ,
что послужило причиной резкой активизации отдельных ЭГП.
Линейная (овражная) эрозия и термоэрозия. Прокладка магистральных газопроводов с
отсыпкой вала МГ и технологических проездов изменили условия поверхностного и подземного стока. При уничтожении почвенно-растительного покрова незащищенные грунты
подвергаются воздействию поверхностного стока, особенно на выпуклых склонах со средними уклонами, где энергия поверхностного потока в значительной мере возрастает. Интенсивный размыв грунтов наблюдается на склонах, имеющих крутизну 4-6° и более. На
большей части склонов в полосе строительства МГ образовались различные эрозионные
(линейные) формы рельефа. Размеры эрозионных промоин и оврагов имеют длину до 250300 м, ширину – 2,5-7,0 м, глубину - 1,0-4,0 м.
По результатам мониторинга 2003-2004 гг. длина одного из оврагов увеличилась с 30 до
100 м. Его глубина в 2004 г. достигала 4 м. Результаты наблюдений 2006 г. показали, что
длина оврага увеличилась до 255 м, ширина составляла 2,7-7,4 м, а глубина напротив –
уменьшилась до 0,8-2,3 м, то есть, длина оврага увеличилась в 2,5 раза, а глубина уменьшилась не менее чем на треть. Уменьшение глубины произошло из-за отложения продуктов
выноса с более высоких уровней в верховье оврага на более низкие уровни в средней, нижней и устьевой частях оврага. При глубине 4,0 м резко возросла активность криогенных
процессов, таких как термоденудация, при которой большое развитие получили процессы
на бортах оврага, что способствовало уменьшению его глубины. Максимальный прирост
оврагов за период режимных наблюдений (два месяца 2006 г.) составил 11-18 м. Это значительно ниже средних многолетних показателей прироста техногенных оврагов за период
проведения мониторинга (2003-2004 гг.).
Положение трассы газопровода по отношению к склону определяет тип эрозионного
воздействия на валик МГ и технологический проезд. При подпруживании стока происходят
размывы вала, при стоке вдоль МГ образуются подмывы вала и размывы технологического
проезда. В 2003-2004 гг. образование линейных размывов вдоль МГ происходило очень
активно. Выявлены участки с 7-10 параллельными относительно друг друга промоинами на
одном склоне. В 2006 г. такого количества промоин ни на одном склоне не отмечено. Максимальное количество промоин не превышало 4, то есть по колеям двух транспортных
средств.
Абсолютное большинство эрозионных и термоэрозионных процессов представлено в
форме размывов вала (298). Размывы технологического проезда представлены 112 проявле-
10
Нефть и газ
№ 3, 2011
ниями, подмывы вала составляют 44 проявления. Размывы вала превосходят подмывы вала
и размывы технологического проезда почти в два раза. Из этого можно заключить, что относительно валика газопровода движение поверхностных вод происходит преимущественно
в поперечном направлении. Согласно продольным уклонам поверхности газопровод проложен преимущественно на участках перехода через долины рек. На первой и второй нитках
размывы вала имеют множество проявлений относительно всех других ЭГП. На третьей
нитке газопровода количество размывов вала, затопления и подтопления имеют близкое
или равное количество проявлений, что связано с меньшим сроком эксплуатации, относительно первой и второй ниток МГ.
Затопление и подтопление. Затопление и подтопление широко распространенный и хорошо выявляемый визуально и дистанционными методами процесс. Их пространственная
приуроченность имеет выраженную взаимосвязь с уровнем развития гидрографической
сети территории. На северном, менее дренированном участке, зафиксировано 70% участков
затопления и подтопления на всех трех нитках МГ.
Изменение рельефа поверхности в результате отсыпки вала МГ и отсыпка технологических проездов изменили условия стока воды. Подпруживание поверхностного стока привело к появлению новых участков затопления в весеннее время и подтопления в летнеосеннюю межень.
По материалам мониторинга в 2004 г. количество участков подтопления значительно
возросло по сравнению с 2003 г. В 2006 г. на некоторых участках подтопления, выявленных
в 2004 г., водоемов не наблюдалось совсем или наблюдались меньшие по площади. В ряде
случаев в результате частичного сброса воды на месте крупных подпрудных водоемов образовались несколько небольших по площади остаточных водоемов.
Обследование газопровода, проведенное в 2003 г., показало, что в теле отсыпки газопровода грунт был рыхлый и имел комковатую структуру. Достаточно часто происходила
фильтрация поверхностных вод через насыпной грунт и поглощение этих вод траншеей.
Затем вода протекала в виде подповерхностного стока по траншее вдоль газопровода. В
теле насыпи отмечались многочисленные воронкообразные углубления, которые были частично без воды, но со следами стока под поверхность валика в траншею МГ. Другая часть
воронок в траншее была заполнена водой до краев, что свидетельствует о постепенном прекращении интенсивного поглощения и стока воды вдоль газопровода в период строительства и начала эксплуатации МГ. За прошедший с 2001 по 2004 гг. период грунт в траншеях
слежался и приобрел монолитную структуру. Фильтрация поверхностных вод по траншеям
прекратилась, и поверхностные воды стали полностью концентрироваться вдоль валиков
ниток газопровода.
В 2004 г. новые участки подтопления протяженностью от 40 до 250 м зафиксировали на
плоских, слабодренированных поверхностях. Однако значительная часть участков подтопления осталась приблизительно в тех же контурах, что и в ходе обследования, проведенного
в 2003 году. Увеличение числа зон подтопления на этапе строительства и начальной эксплуатации объясняется непрерывностью по длине и проектной (максимальной) высотой
валика МГ после строительства, что препятствует стоку воды.
В 2006 г. на части бывших участков подтопления выявлена эрозия и сквозные размывы
и подмывы валиков МГ, размывы технологического проезда, что сопровождалось сбросом
воды из подпрудных водоемов.
На основании проведенных в 2006 г. исследований выявлено, что участки подтопления,
образовавшиеся в начальный период эксплуатации, в последующие годы могут частично
дренироваться сквозными размывами вала МГ, продольными (относительно вала МГ) подмывами вала и размывами технологического проезда.
Можно заключить, что период строительства начального и основного периодов эксплуатации имеют особенности изменения площадей затопления и подтопления. В период строительства происходит разуплотнение грунтов, которые при укладке в траншею имеют множество пустот и полостей. За счет этого поглощается часть вод снеготаяния и дождевой
воды, что уменьшает уровень поверхностных вод и несколько сокращает площади затопления и подтопления. В последующем в начальный период эксплуатации заполняются подпруженные отрицательные формы рельефа, площади водных поверхностей достигают максимально возможных размеров. В период основной эксплуатации происходит некоторое
уменьшение площадей водной поверхности на отдельных участках, прилегающих к МГ.
При переполнении водоемов водами половодья происходит их прорыв из подпруженных
участков, которые создает вал МГ. В каждом случае происходит размыв валика на различ-
№ 3, 2011
Нефть и газ
11
ную глубину и ширину в зависимости от его высоты, уклона поверхности, а также объема и
скорости воды.
Затопления и подтопления МГ превышают количество выявленных участков с термокарстом и просадками в 5 раз. По ниткам газопровода существует прямая зависимость между сроком эксплуатации и процессами термокарста, просадок и обратная зависимость между сроком эксплуатации, процессами затопления и подтопления. С увеличением срока эксплуатации происходит возрастание количества проявлений термокарста и просадок от 5 на
3 нитке (построена в 2004 г.) до 25 на 1 нитке (построена в 2001 г.). Одновременно с увеличением срока эксплуатации происходит уменьшение количества участков затопления и подтопления с 97 на 3 нитке до 27 на 1 нитке. Можно заключить, что с ростом количества техногенно обусловленной эрозионной сети уменьшается количество участков затопления и
подтопления, что, в свою очередь, приводит к увеличению отрицательных форм рельефа, не
заполненных водой.
Термокарст. Возникновение термокарста связано с вытаиванием различных типов подземных льдов и образованием отрицательных форм рельефа. Грунты сезонно-талого слоя в
пределах исследуемой территории МГ в большинстве случаев сложены супесчаносуглинистым составом и обладают низкой фильтрационной способностью. Все это приводит к повышенному увлажнению и обводнению горизонтальных и субгоризонтальных поверхностей и развитию термокарста на значительной площади. Термокарстовые формы в
северной части месторождения, как правило, мелкие, что указывает на небольшую льдистость отложений. Даже самые крупные по площади озера имеют глубину, не превышающую 2,0-2,5 м. Рост таких озер в ширину происходит из-за увеличения глубины оттаивания
на территориях, непосредственно примыкающих к озерной котловине. При наличии сильнольдистых грунтов по берегам озера, происходит их вытаивание и увеличение площади
озера.
Строительство системы газопроводов на льдистых многолетнемерзлых породах вызывает активизацию термокарста. В первую очередь этому процессу подвержены те участки
трасс трубопроводов, где произошло обводнение поверхности при замедлении поверхностного стока. Процесс образования термокарстовых форм достаточно длительный, поэтому на
основании рекогносцировочных исследований территории на стадии строительства и
начального периода эксплуатации не представляется возможным сделать однозначное заключение об активизации термокарста на том или ином участке газопровода. С большей
долей достоверности можно утверждать, что в период строительства, начального и основного периодов эксплуатации имеются особенности в развитии площадей затопления и подтопления, которые способны активизировать термокарст. Наблюдения за термокарстом
показали, что одна из характеристик активности процесса – термоабразионное отступание
берегов в естественных условиях максимально составило 0,5 м за период наблюдений (2
месяца). Это несколько выше средних показателей термоабразии для северной тайги, где
средняя многолетняя скорость составляет 0,1-0,2 м/год. Однако на большинстве озер термоабразия отсутствовала.
Заболачивание. Основной причиной заболачивания вдоль ниток МГ является переувлажнение поверхности, зарастание водоемов болотной растительностью, образование
торфа в прибрежной зоне, постепенное уменьшение зеркала водной поверхности водоемов.
Заболачивание на переувлажненных участках происходит вследствие замедленного стока
или близкого уровня грунтовых вод, являясь самым масштабным из всех процессов на территории размещения системы газопроводов. Воздействие этого процесса охватывает значительные площади, особенно в северной части и в понижениях поверхностей южного отрезка
исследуемого участка МГ. В условиях быстро меняющейся ситуации с образованием и
спуском подпрудных образований вдоль МГ, достоверно определить заболачивание можно
при многолетнем ряде натурных наблюдений, с привлечением дистанционных данных.
Более обоснованно при проведении рекогносцировочных наблюдений можно говорить о
затоплении и подтоплении, которые тесно связаны с заболачиванием.
Началу процесса заболачивания, кроме техногенного подтопления поверхности, также
способствует развитие термокарстовых образований. Появление неглубоких блюдцеобразных понижений в рельефе сопровождается повышением влажности верхней части отложений и, при дальнейшем развитии процесса, образованием небольшого слоя воды на поверхности. Однако невысокая льдистость мерзлых отложений, залегающих непосредственно под
слоем сезонного оттаивания, приводит к быстрому прекращению термокарста. В таких понижениях, как правило, начинает развиваться болото. Кроме того, болота типичны для
12
Нефть и газ
№ 3, 2011
днищ, спущенных или заросших термокарстовых озер и формируют хасыреи. По мере
накопления торфа на болотах начинает развиваться процесс сезонного и многолетнего пучения грунтов.
Русловые процессы. Выделяют два вида русловой эрозии – глубинную и боковую. На
большей части водных потоков, пересекаемых нитками МГ, наблюдается слабо выраженная
глубинная и боковая эрозии. Повышение эрозионной активности потоков на участках переходов через них газопроводов отмечается в течение первых 1-2 лет после строительства.
Следует учитывать, что во время весенних половодий малой обеспеченности, интенсивность размыва может возрасти. Глубинной, а иногда и боковой эрозии подвергаются незакрепленные участки насыпи на берегу водотоков. Наиболее крупным водотоком, который
пересекает МГ, является р. Нгарка-Хадытаяха. Действие речной эрозии в её долине проявляется в слабом размыве отдельных участков дна реки, транспортировке и аккумуляции
грунта ниже по течению реки. Слабое проявление процесса боковой эрозии отмечается
только на крутых меандрах р. Нгарка-Хадытаяха во время половодья. Размыву подвергаются самые нижние участки обрывистых склонов. В случаях на участках перехода ниток газопровода через русло реки отмечается повышенное действие русловой эрозии. Эрозионному
размыву подвергается часть валика МГ в местах заглубления дюкера в дно реки у уреза
воды. Кроме того, строительство газопроводов сопровождалось перемещением больших
масс грунта вниз по склону для уменьшения их крутизны. Поступивший в русло реки рыхлый грунт подвергся интенсивному размыву водным потоком. Дополнительным источником поступления грунта в русло реки является эрозионная сеть, сформировавшаяся в полосах строительства всех трех ниток МГ. В устьевых частях оврагов образуются конусы выноса, которые регулярно размываются речными водными потоками.
Термоабразия. При проведении мониторинга ЭГП в 2006 г. установлено, что на отдельных озерах отмечается термоабразия, состоящая из процессов разрушения берега и подводного берегового склона, сложенных многолетнемерзлыми грунтами. Разрушение происходит под тепловым и механическим воздействием водных масс водоема. При этом надводная
часть разрушается за счет воздействия воздуха и солнечной радиации, то есть за счет термоденудации. На скорость разрушения подводного склона влияет интенсивность термокарста в конкретно рассматриваемом водоеме. Активные процессы термоабразии берегов
наблюдаются на различных по площади озерах. Максимальное отступание берегов в 2006 г.
не превышало 0,5 м, длина термоабразионных участков изменяется от нескольких метров до
нескольких десятков метров вдоль береговой линии. Однако на большинстве озер термоабразионного разрушения берегов не происходило.
Осадка и оползание грунтов. Образование зон подтопления вдоль газопровода спровоцировало нарушения: осадки, просадки и оползание насыпного грунта, что зафиксировали
при обследовании МГ в 2004-2006 гг. Наблюдения, проведенные на оползневых участках,
показали, что морфометрические параметры оползней изменяются в небольшом диапазоне.
Наиболее изменчива длина оползней, которая варьирует от 6 до 23 м. Ширина оползневых
тел изменяется от 1,9 до 5,4 м. Менее всего изменяется мощность тела оползня, которая
составляет 0,25-0,3 м.
В 2006 г. на одном из участков, прилегающих к газопроводу, измерены морфометрические параметры термоденудационного цирка. Ведущим процессом при горизонтальном
перемещении грунтов в нем являлось криогенное течение грунтов. На площади активизации
термоденудации с 11 июня по 20 августа 2006 г. объем грунтов, переработанных термоцирком, увеличился с 522 до 961 м3, что свидетельствует о высокой динамике комплекса деструктивных процессов при техногенных воздействиях.
Выводы
 Анализ материалов мониторинга показывает, что большинство ЭГП в начальный период эксплуатации МГ представлено двумя группами процессов. К первой группе относятся
процессы водной эрозии и термоэрозии, которые проявляются в виде размывов и подмывов
валика МГ, а также размывов технологического проезда. Вторая группа процессов связана с
образованием отрицательных форм рельефа, которые периодически затапливаются или
постоянно находятся в подтопленном состоянии.
 Размывы валика имеют достаточно равномерное распределение вдоль МГ, в среднем на 10 км газопровода приходится 16-18 размывов. Размывы технологического проезда
максимально развиты на участках МГ там, где поверхность наиболее расчленена овражнобалочной сетью. На этих же участках выявлены процессы термоденудации, то есть активно
развиваются парагенетически связанные криогенные склоновые процессы.
№ 3, 2011
Нефть и газ
13
Их возникновение связано с техногенным воздействием на сильнольдистые многолетнемерзлые породы.
 Максимальные темпы сезонного прироста овражной эрозии в 2006 г. составили 18 м
за два месяца. Это достаточно большая скорость роста оврагов, но уступающая максимальным значениям, которые в 2003-2004 гг. в среднем были 50-70 м за каждый летний период.
Самый большой прирост оврагов за один год достигал 150-200 м в год, что является максимальным темпом развития линейной эрозии для Севера Западной Сибири.
 Установлено, что эрозионные процессы наиболее активны в первые два-три года после воздействия на исходные (фоновые) ландшафты, в последующие годы их активность
уменьшается не менее чем на 1-2 порядка.
 Периоды строительства, начального и основного периодов эксплуатации имеют особенности развития площадей затопления и подтопления. Динамика процессов затопления и
подтопления состоит из трех этапов: первый – первоначального наполнения и поглощение
части вод пустотами и полостями грунтов траншеи и валика; второй – достижения максимального уровня вод и полного заполнения отрицательных форм рельефа водами половодья
и дождевыми вдоль валика газопровода; третий – уменьшение площадей затопления и подтопления на участках, где происходит сброс части или всего объема вод в подпрудных техногенных водоемах в результате поперечных размывов вала и размывов технологического
проезда вдоль газопровода.
Список литературы
1. Антропогенные изменения экосистем Западно-Сибирской газоносной провинции / Ред.
Н. Г. Москаленко.- М.; РАСХН, 2006. - 358 с.
2. Пономарева О. Е. Развитие экзогенных геологических процессов при техногенезе (на примере
Надымского района Тюменской области): Автореф. дис…канд. геол.-минерал. наук. - Тюмень. 2006. 20 с.
3. Корниенко С. Г. Оценка современных трансформаций окружающей среды территории Уренгойского ГКМ по данным космической съемки // Газовая промышленность: Экология в газовой промышленности. Спецвыпуск. - № 619, - 2008. - С. 9-13.
4. Вейсман Л. И. Обобщенная классификация криогенных процессов и явлений // Криогенные процессы. - М.: Наука, 1978. - С. 3-9.
5. Трофимов В. Т., Баулин В. В., Васильчук Ю. К. Геокриологическое районирование ЗападноСибирской плиты // Геокриология СССР. Западная Сибирь. - М.: Недра, 1989. - С. 159-162.
6. Верещака Т. В., Зверев А. Т., Сладкопевцев С. А., Судакова С. С. Визуальные методы дешифрирования. - М.: Недра, 1990. - 341 с.
7. Выржиковский В. К., Плащев А. В., Чекмарев В. А. Экспедиционные гидрологические исследования - Л.: Гидрометеорологическое изд-во, 1970. - 279 с.
8. Гравис Г. Ф., Гречищев С. Е., Невечеря В. Л. и др. Методические рекомендации по стационарному изучению криогенных физико-геологических процессов. - М.: Недра, 1979. - 72 с.
Сведения об авторах
Губарьков Анатолий Анатольевич, старший научный сотрудник, Субарктический научноучебный полигон ТюмГНГУ-ТюмНЦ СО РАН, Тюменский государственный нефтегазовый университет, e-mail: agubarkov@mail.ru
Идрисов Ильдар Рустамович, начальник отдела экологического отдела и аудита, ЗАО
«Научно-производственный центр «СибГео»
Алешин Герман Александрович, начальник департамента, ЗАО «Научно-производственный
центр «СибГео»
Кириллов Александр Владимирович, заместитель директора по экологии, ЗАО
«Научно-производственный центр «СибГео»
Gubarkov A. A., senior scientific worker, Subarctic scientific-and-training ground of the Research Center
of Tyumen State Oil and Gas University, SB RAS,agubarkov@mail.ru.
Idrisov I. R., Head of Ecological and Audit Department, ZAO Research-and-Production Center «SibGeo»
Aleshin G. A., Head of Department at Research-and-Production Center «SibGeo».
Kirillov A. N., Deputy Director in Ecology, Research-and-Production Center «SibGeo»
_____________________________________________________________________________________
14
Нефть и газ
№ 3, 2011
УДК 622.276.1/4:55
ДЕКЛАСТЕРИЗАЦИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ПРИ ПОСТРОЕНИИ
И КОНТРОЛЕ КАЧЕСТВА ТРЕХМЕРНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ
А. А. Забоева, А. С. Предеин, И.С. Никитин
(Тюменский государственный нефтегазовый университет, ООО «Тюменский нефтяной
научный центр», ROXAR)
Ключевые слова: трехмерное геологическое моделирование, контроль качества,
декластеризация, модель литологии, геолого-статистический разрез
Key words: 3D geological modeling, quality control, declustering, lithology model,
vertical proportional curves
Трехмерное геологическое моделирование стало неотъемлемой частью производственного процесса в нефтегазовых компаниях сравнительно недавно. В настоящее время почти
ни один нормативный документ по подсчету запасов углеводородов, созданию и корректировке систем разработки месторождения не может быть создан без постояннодействующей
геолого-технологической модели (ПДГТМ), базирующейся на трехмерной геологической
основе. В связи с этим возникает проблема повышения качества построения геологической
модели и контроля результатов этих построений.
Особое внимание следует уделять скважинным данным, причем не только их полноте и
качеству, но и равномерности распределения по площади исследуемого участка [1]. Как
правило, скважинные данные редко являются равномерно распределенными в пределах
всей области построения трехмерной геологической модели, что в большинстве случаев
связано с разной плотностью разбуренности участка работ. Обычная практика – размещать
эксплуатационный фонд скважин в зонах наибольших нефтенасыщенных толщин, при этом
краевые части залежи и водонасыщенная часть пласта вскрыты редкой сеткой скважин.
Когда же скважины размещены не по регулярной сети, то использование всего множества
скважинных данных дает смещенную оценку статистических характеристик моделируемых
параметров (ГСР, гистограммы, средние значения).
Именно эти статистические характеристики будут в дальнейшем использоваться в качестве априорной информации для настройки алгоритмов моделирования кубов литологии и
фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС, в частности, пористости) в виде трендов различного рода. Кроме того, на каждом из этапов моделирования эти характеристики используются в роли эталонов для проверки качества результатов проведенных построений [2].
Возникает проблема учета неравномерности распределения скважинных данных на
участке моделирования при создании трехмерных геологических моделей и дальнейшем
контроле их качества.
Для решения данной проблемы в работе предложен метод декластеризации исходных
данных. Декластеризация ячеек применяется в качестве весового инструмента, который
можно использовать для корректировки выборочных статистических данных для повышения точности рассчитываемых эффективных объемов. Метод декластеризации позволяет
придавать весовые значения известным точкам, повышая их для точек, которые одиночны,
снижая вес точек, имеющих большую плотность. Пренебрежение декластеризацией может
привести к построению геологических моделей, содержащих систематическую ошибку.
Поэтому наиболее распространенные стохастические методы построения трехмерных полей
литологии основаны на статистическом методе интерполяции – крайгинге, в который заложен процесс декластеризации исходных данных.
С другой стороны, привлечение в качестве тренда геолого-статистического разреза
(ГСР), построенного по скважинным данным стандартным методом, то есть без учета декластеризации исходных данных, при создании, например, куба литологии, повлечет искажение общего объема коллектора в итоговой модели, даже не смотря на то, что выбранный
стохастический метод моделирования будет производить декластеризацию исходных скважинных данных. Кроме того, возникает проблема проверки качества куба литологии сопоставлением ГСР-ов, построенных по скважинным данным и модельному кубу [2].
Авторами предложена методика создания декластеризованного ГСР, который рекомендуется использовать в качестве тренда при построении куба литологии, в случае неравномерного размещения скважинных данных.
Стандартная методика построения скважинного ГСР предполагает задание равных весовых коэффициентов для всех скважин, участвующих в анализе. Предложена методика диф-
№ 3, 2011
Нефть и газ
15
ференцированной оценки влияния каждой отдельной скважины на модель в целом на основе степени разбуренности участка работ, при этом скважинам, расположенным на участках
с высокой плотностью разбуренности, присваиваются меньшие веса, а скважинам, расположенным по территории разреженно, присваиваются большие веса. Таким образом, полученный вес влияния по скважинам используется для создания декластеризованного ГСР.
В настоящее время разработано два основных метода декластеризации исходных данных:
 декластеризация по ячейкам;
 полигональный метод декластеризации (или метод полигонов Вороного) [3].
При использовании метода декластеризации по ячейкам, каждой ячейке присваивается
вес, обратно пропорциональный количеству точек наблюдения, попадающих в эту ячейку.
Другая схема предложена в полигональном методе, а именно: для каждой опорной точки полигон определяется таким образом, чтобы все точки, попадающие внутрь этого полигона, были бы ближе к этой точке, чем к любой другой опорной точке. Решение задачи сводится к тому, чтобы присвоить каждой опорной точке вес, пропорциональный площади,
которую занимает, соответствующий ей полигон. Проблема этого метода состоит в том, что
для краевых точек трудно корректно определить значения весов. Краевым точкам могут
быть присвоены завышенные значения весов, так как в этом случае полигон может распространяться до границы области исследования. Несмотря на этот недостаток, метод полигональной декластеризации использовался авторами для расчета весов влияния скважин при
создании декластеризованного ГСР.
Предложенная методика создавалась и отрабатывалась на трехмерной геологической
модели пласта нижнемеловых отложений одного из месторождений Западной Сибири. Участок работ неравномерно разбурен 280 скважинами (рис. 1).
Участок III
Участок II
Участок I
- зона глинизации пласта
- линии разломов
- внешний контур ВНК
1111
- скважины
Рис. 1. Схема расположения скважин на участке работ
На первоначальном этапе работ, для выявления проблем, связанных с неравномерностью разбуривания участка моделирования, построен модельный куб литологии на основе
исходных данных стохастическими методами без задания трендов изменения песчанистости. При проверке качества полученного куба обнаружено, что сопоставление скважинного
и модельного ГСР дает неудовлетворительный результат (рис. 2 а, б).
16
Нефть и газ
№ 3, 2011
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
1
6
11
16
21
26
31
36
41
46
а
51
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0
0.5
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
1
1
6
6
11
11
16
16
21
21
26
26
31
31
36
36
41
41
46
46
б
51
0
0.1
0.2
0.3
0.4
в
51
0
0.5
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
1
1
6
6
11
11
16
16
21
21
26
26
31
31
36
36
41
41
46
46
г
51
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
1
д
51
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
1
6
6
11
11
16
16
21
21
26
26
31
31
36
36
41
41
46
46
е
51
51
ж
Рис. 2. Геолого-статистические разрезы параметра литологии:
а – стандартный по скважинным данным, б – по модельному кубу литологии, построенному
без привлечения трендов изменения песчанистости, в – по модельному кубу литологии, построенному с привлечением 1D тренда изменения песчанистости – стандартного скважинного ГСР, г –
декластеризованный по методу полигонов Вороного по скважинным данным,
д – по модельному кубу литологии, построенному с привлечением 1D тренда изменения песчанистости – декластеризованного по методу полигонов Вороного ГСР, е – декластеризованный по методу последовательного осреднения скважинных данных, ж – по модельному кубу литологии, построенному с привлечением 1D тренда изменения песчанистости – декластеризованного ГСР, построенного
по методу последовательного осреднения скважинных данных
На следующем этапе построили второй вариант куба литологии на основе исходных
данных стохастическими методами с заданием стандартного скважинного ГСР в качестве
одномерного тренда изменения песчанистости. Анализируя ГСР, снятый с полученного
куба литологии, можно сделать вывод о том, что привлечение одномерного тренда привело
к увеличению общей доли коллектора и некоторому перераспределению его по разрезу (см.
рис. 2а, в). Однако удовлетворительной сходимости модельного и скважинного ГСР вновь
не получено.
№ 3, 2011
Нефть и газ
17
Для выявления причин видимых расхождений модельного и скважинного ГСР проведен
анализ отдельно по каждому участку пласта. Условно в плане весь пласт разделен зоной
глинизации на три участка (рис. 3). Участок I – занимает 34% площади коллектора пласта,
вскрыт 10% скважин, участвующими в моделировании, характеризуется наиболее неравномерным размещением скважин. На участке не охарактеризованы скважинными данными
обширные краевые зоны. Участок II – занимает 61% площади коллектора пласта,
вскрыт70% скважин, которые размещены на участке не равномерно. Скважинными данными на этом участке также не охарактеризована краевая часть и значительные межкустовые
области. Участок III самый маленький – его площадь составляет 5% от площади коллектора,
вскрыт 6% скважин, размещенными на участке равномерно. Для каждого из описанных
выше участков был построен отдельный ГСР по кубу литологии и по скважинам, пробуренным на этом участке.
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1
6
6
11
11
16
16
21
21
26
26
31
31
36
36
41
41
46
46
1а
51
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1б
51
0
1
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1
1
5
6
9
11
13
16
17
21
21
25
26
29
31
33
36
37
41
41
45
46
2а
51
0
0.2
0.4
0.6
0.8
53
1
1
0
6
6
11
16
16
21
21
26
26
31
31
36
36
41
51
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1
11
46
2б
49
41
3а
46
3б
51
Рис. 3. Геолого-статистические разрезы параметра литологии по отдельным
участкам объекта моделирования:
цифра в индексе рисунка соответствует номеру рассматриваемого участка,
а – по скважинным данным, б – по модельному кубу литологии
Анализируя полученные результаты, видим, что сходимость ГСР больше для тех участков, где скважины размещены наиболее равномерно по площади, относительно исследуемого объекта, наилучшая сходимость ГСР получена для участка III (см. рис. 3). Становится
очевидным, что при построении литологической модели для всего участка моделирования,
с привлечением ГСР в качестве тренда, необходимо провести декластеризацию исходных
данных.
Построение декластеризованного ГСР проводилось в три этапа.
18
Нефть и газ
№ 3, 2011
1. На начальном этапе построена зональная карта методом ближайшего соседа (Nearest
Neighbor, представленный в программном продукте Surfer), при этом в качестве картируемого параметра задавался номер скважины (рис. 4).
1111
- скважины
Рис. 4. Зональная карта
2. На основе полученной карты для каждой скважины определен вес ее влияния, как
отношение площади участка, образованного этой скважиной на зональной карте к общей
площади области картирования.
3. Рассчитанные для каждой скважины веса влияния использовались для получения
«взвешенной» кривой литологии, на основе которой получен декластеризованный ГСР (см.
рис. 2 г).
Полученный декластеризованный ГСР использовался в качестве одномерного тренда
изменения песчанистости при создании третьего вариант куба литологии, при прочих неизменных настройках стохастического алгоритма моделирования. Сравнительный анализ
декластеризованного и модельного ГСР-ов показал значительно лучшую сходимость (см.
рис. 2 г, д). На обоих ГСР четко прослеживаются все циклы осадконакопления несмотря на
общее уменьшение доли коллектора, наблюдаемое на модельном ГСР, соотношение коллектора между отдельными слоями в модели отвечает распределению, наблюдаемому на
скважинном ГСР. Отсюда вывод, что привлечение декластеризованного ГСР в качестве
тренда при создании куба литологии позволит повысить его точность и степень соответствия исходным скважинным данным. Кроме того, использование декластеризованного ГСР
даст возможность наиболее адекватно оценить качество литологической модели.
Предложенная выше методика создания декластеризованного ГСР является трудоемкой
и времязатратной, что значительно снижает ее значимость в рамках выполнения производственных задач в условиях постоянного дефицита времени. Поэтому была создана IPL программа в оболочке программного продукта IRAP RMS, позволяющая получать требуемый
ГСР. Обратив внимание на недостаток декластеризации по методу полигонов Вороного, а
именно: завышение удельного веса краевых скважин, метод работы данной программы
скорректирован. Программа основана на алгоритме последовательного осреднения, который позволяет получить декластеризованные скважинные данные нахождением скважин с
минимальным межскважинным расстоянием и последовательным их осреднением. При
осреднении создается фиктивная скважина на середине расстояния, при этом осредненные
скважины исключаются из массива, а вновь созданные фиктивные точки используются в
дальнейшем процессе осреднения наравне с исходными скважинами. Последовательное
осреднение продолжается до момента равномерной плотности распределения точек наблю-
№ 3, 2011
Нефть и газ
19
дения (рис. 5). По этим точкам среднеарифметическим осреднением создается декластеризованный ГСР (см. рис. 2 е).
– зона глинизации пласта
– скважины
– фиктивные точки, создаваемые при последовательном
осреднении скважинных данных
Рис. 5. Схема расположения скважин и фиктивных точек на заключительной стадии
последовательного осреднения
ГСР, полученный последовательным скважинным осреднением, отличается от ГСР, построенного полигональным методом, относительным снижением песчанистости в целом и
некоторым перераспределением доли коллектора между отдельными слоями в нижней части разреза. Связано это с уменьшением влияния краевых скважин, которые имеют значительный вес при создании ГСР по методу полигонов Вороного. Как и в предыдущих случаях, полученный уточненный ГСР использовался в качестве одномерного тренда изменения
песчанистости при построении куба литологии. ГСР с полученного куба характеризуется
высокой степенью сходимости с трендовым, что доказывает эффективность применения
метода последовательного осреднения скважинных данных при проведении декластеризации исходных данных.
Необходимость применения декластеризации становится наглядной при сравнении ГСР
по кубам литологии, построенных с привлечением одномерных трендов изменения песчанистости в виде стандартного ГСР и декластеризованного ГСР, построенного методом последовательного осреднения скважинных данных (см. рис. 2 в, ж). Можно наблюдать завышение песчанистости в первом случае вдвое и более для некоторых слоев геологической
модели. Это в конечном итоге приводит к необоснованному увеличению объемов коллекторов в модели и как результат – к неверной оценке запасов углеводородов.
Применение декластеризации исходных данных при построении трехмерных геологических моделей, во-первых, позволит значительно повысить их точность, во-вторых, даст
возможность адекватной оценки качества результата моделирования. Это позволяет утверждать, что проведение декластеризации исходных данных должно стать неотъемлемой частью процесса создания трехмерных геологических моделей.
Однако создание декластеризованного ГСР целесообразно лишь для участков моделирования, характеризующихся неравномерным распределением по площади исходных скважинных данных. В случае равномерного разбуривания, согласно статистическому анализу,
различия между стандартным и декластеризованным ГСР не существенны. Необходимо
дифференцированно подходить к вопросу необходимости проведения декластеризации в
зависимости от полноты исходных данных и плотности их распределения по площади исследуемого участка.
20
Нефть и газ
№ 3, 2011
Список литературы
1. Закревский К. Е., Майсюк Д. М., Сыртланов В. Р. Оценка качества 3D моделей – М.: ООО
«ИПЦ “Маска”», 2008 – 272 с.
2. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов – Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. – 400 с.
3. Руководство пользователя ArcGIS 9. Geostatistical Analyst.
Сведения об авторах
Забоева Александра Александровна, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 89123847431, e-mail: ShelushenkoAlex@mail.ru
Предеин Александр Сергеевич, эксперт, ООО «Центр экспертной поддержки и технического
развития», ТНК-BP, тел.: 89224843613, e-mail: ASPredein@tnk-bp.com
Никитин Иван Сергеевич, геолог, ROXAR, тел.: 89091897447, e-mail: Ivan.Nikitin@roxar.com
Zaboeva A.A., graduate student, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 89123847431, e-mail:
ShelushenkoAlex@mail.ru
Predein A.S., expert, «Center of expert support and technical development», TNK-BP, phone:
89224843613, e-mail: ASPredein@tnk-bp.com
Nikitin I.S., geologist, ROXAR, phone: тел.: 89091897447, e-mail: Ivan.Nikitin@roxar.com
_____________________________________________________________________________________
УДК 549.551
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК
ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ
Е. А. Маклакова
(Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Ключевые слова: порода-коллектор, пористость, проницаемость
Key words: reservoir rock, porosity, permeability
Отложения ачимовской толщи содержат достаточное количество углеводородного сырья, необходимого для того, чтобы рассматривать эти отложения как одни из основных.
Фациальная характеристика ачимовских отложений существенно отличается от характеристик пластов, расположенных стратиграфически ниже и выше. Основными его коллекторами являются алеврито-песчаные отложения, чередующиеся с непроницаемыми и слабо проницаемыми глинисто-алевритовыми породами, занимающими в составе пласта больший
его объем.
Породы-коллекторы ачимовской толщи характеризуются высокой литологической неоднородностью и отсутствием согласованности между пористостью и проницаемостью.
Поскольку в типовом комплексе геофизических исследований скважин (ГИС) отсутствуют
методы для прямого определения величины абсолютной проницаемости, то попытки рассчитать проницаемость через пористость, используя традиционную логарифмическую зависимость, оказались безуспешны.
Для решения данной проблемы при анализе и прогнозе фильтрационно-емкостных
свойств (ФЕС) ачимовских отложений предложена концепция гидравлических типов коллектора [1, 2], позволяющая в разрезе скважины выделить и классифицировать породы с
близкими характеристиками порового пространства.
Данный подход предполагает существование нескольких характерных типов коллекторов, сформировавшихся в подобных седиментационных и диагенетических условиях, имеющих близкие геометрию пор и физико-химические свойства породы. Для каждого из таких
типов коллектора существуют характерные взаимосвязи между статическими (пористость,
распределение пор по размерам) и динамическими параметрами (абсолютная и фазовые
проницаемости, функция капиллярного давления).
Гидравлическая единица коллектора определяется как представительный элементарный
объем породы, внутри которого геологические и петрофизические свойства, влияющие на
течение жидкости, взаимно согласованы и предсказуемо отличны от других коллекторов.
Пространственная распространенность гидравлических единиц коллектора может или
совпадать или не совпадать с литологическими и фациальными зонами распространения
пород-коллекторов, поскольку фильтрационно-емкостные свойства терригенных пород
определяются седиментационными условиями и влиянием последующих диагенетических
процессов. Во многих случаях один тип коллектора может образоваться в различных фаци-
№ 3, 2011
Нефть и газ
21
альных условиях и наоборот, в пределах одной фации присутствуют несколько гидравлических типов коллектора.
Основными задачами метода гидравлических единиц являются:
 классификация типов пород, связанных петрофизических параметров и зависимостей
по экспериментальным измерениям на образцах керна;
 прогноз типа коллектора по данным ГИС в скважинах без отбора керна.
Традиционный подход, используемый для прогноза проницаемости по ГИС, основан на
зависимости вида ln Кпр = a + b·Кп по данным керна (рис. 1), которая применяется для расчета проницаемости по открытой пористости, определенной по ГИС, хотя не известно физической причины, по которой логарифм проницаемости должен линейно зависеть от пористости. При использовании этого подхода необходимо учитывать изменчивость коэффициентов уравнения в зависимости от литотипа пород и условий осадконакопления. Методы,
основанные на регрессии, преднамеренно игнорируют наблюдаемый разброс экспериментальных данных и предсказывают сглаженное распределение проницаемости.
Другая группа традиционно используемых методов основана на корреляции проницаемости с различными методами ГИС (ПС, двойной разностный параметр, сопротивление и
др.), что в некоторых случаях имеет физическую основу. Однако данные методы, как правило, имеют ограниченную применимость, поскольку получены для конкретных геологических объектов и сильно подвержены влиянию внешних факторов и условиям записи каротажа [3, 4].
Рис. 1. Зависимость Кпркерн - Кпкерн пластов Ач
Более оправданным является прогноз с позиции классификации коллекторов на основе
гидравлических единиц потока. Классификация гидравлических единиц основана на представлении о пористой среде как о пучке капилляров. Это допущение позволяет получить
уравнение для определения проницаемости модели идеальной породы с учетом уравнения
Дарси и Пуазейля:
Кпр 
r2
Кп эф ,
8
(1)
где Кпр – проницаемость, мкм2, r – радиус пор, мк, Кпэф – эффективная пористость, доли.
Это простое соотношение показывает, что фактор пропорциональности между пористостью и проницаемостью определяется характеристиками порового пространства – радиусом
и формой (8 для цилиндрических пор). Для реалистичной пористой среды получили модифицированное соотношение (3), используя средний гидравлический радиус пор, выраженный через удельную поверхность пор и фактор извилистости поровых каналов:
22
Нефть и газ
№ 3, 2011
Кпр 
Кп 3
1
,
2
(1  Кп) FS 2 S gv 2
(2)
где Fs – параметр формы, τ – параметр извилистости, Sgv – площадь поверхности пор на
единицу объёма, мкм-1.
Группа FSΤ2 известна как константа Козени и являлась основным ограничением в
предыдущих попытках использовать уравнение (3) для расчета проницаемости, поскольку
фактические значения FSτ2 неизвестны для конкретных пород, величина удельной поверхности породы Sgv не учитывалась в константе Козени.
В качестве альтернативы константе Козени подход гидравлических единиц коллектора
использует индикатор гидравлического типа коллектора FZI (Flow Zone Indicator) (3), который включает основные параметры геометрии порового пространства и является ключевой характеристикой для классификации пород. Дополнительным вспомогательным параметром является индекс качества коллектора RQI (Reservoir Quality Index) (4), который
характеризует средний гидравлический радиус поровых каналов и представляет аналог
«комплексного параметра», используемого в отечественной практике:
1
,
(3)
FZI 
FsS gv
Кпр ,
(4)
Кп
где 0,0314 – коэффициент для промысловой системы единиц (мД). В сокращенном виде
уравнение (2) выглядит как
RQI  0.0314
RQI  Кп норм  FZI ,
(5)
где
Кп норм 
Кп .
1  Кп
(6)
Используя уравнения (3), (4), (6), параметры FZI и RQI могут быть рассчитаны по значениям пористости и проницаемости, определенными по образцам керна в опорной скважине (рис. 2).
Рис. 2. Распределение индикатора гидравлического типа коллектора
Это распределение можно разбить на семь основных групп, которые будут представлять
отдельные гидравлические единицы, характеризующиеся некоторыми средними значениями FZI [5, 6].
№ 3, 2011
Нефть и газ
23
После разделения на основные группы, зависимость Кпр=f(Кп) приобретает вид (рис. 3),
где определить Кпр можно с большей вероятностью.
Рис. 3. Зависимость Кпркерн - Кпкерн пластов Ач по 7 основным
группам пород-коллекторов
При сопоставлении проницаемости, расcчитанной по стандартной методике и через
гидравлические единицы коллектора с керновыми данными, получены следующие результаты (рис. 4, 5).
Рис. 4. Сопоставление проницаемости, рассчитанной по стандартной
методике с керновыми данными
Прогноз проницаемости с учетом гидравлических единиц дает более тесную
корреляционную связь, а значит и более точный прогноз (см. рис. 4 -5).
После того, как стало известно число основных гидравлических единиц коллктора, их
характеристики и граничные значения FZI, можно определить распределение типов
коллектора в разрезе каждой скважины. Для прогноза типа коллектора в интервалах без
отбора керна необходимо найти связь между типом коллектора или FZI и данными
доступных методов ГИС.
Например, это может быть осуществлено по показаниям радиоактивного каротажа и
метода ПС, поскольку FZI имеет хорошую корреляцию с естественно гамма- и
электрохимической активностью пород [3]. При этом необходимо использовать имеющие
значения FZI по керну в качестве эталона.
24
Нефть и газ
№ 3, 2011
Неплохие результаты получены при сопоставлении
GZ1/RS) [5, 6].
зависимостей FZI=f(Кп, ∆Т,
Рис. 5. Сопоставление проницаемости, рассчитанной через гидравлические
единицы коллектора с керновыми данными
Выводы
1. При интерпретации ГИС и прогнозе проницаемости применение классификации
коллекторов с учетом гидравлических единиц коллектора дает более надежные результаты.
2. Каждый тип породы связан с петрофизическими и литологическими свойствами.
3. В результате разделений коллекторов на основные группы уточняется
петрофизическая модель ачимовских отложений, что сказывается на уточнении подсчетных
параметров и выявлении связей ГИС-керн.
Список литературы
1. Amaefule, J. O, Altunbay, M., Tiab, D, Kersey, D. G., and Keelan, D. K, 1993, Enhanced Reservoir Description: Using core and log data to identify Hydraulic (Flow) Units and predict permeability in uncored intervals/wells, SPE 26436, presented at 68th Ann. Tech. Conf. And Exhibit., Houston, Tx.
2. Ebanks, W. J., 1987, The Flow Unit Concept – An Integrated Approach to Reservoir Description for
Engineering Projects, Proc., AAPG Annual Convention.
3. Hearst J. R., Nelson P. H., Paillet F. L. Well Logging for Physical Properties. J. Wiley & Sons, Ltd.
Chichester, England. 2002. – 483 p.
4. Итенберг С. С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. - М.: Недра.
1987. – 375 с.
5. Меркулов В. П., Посысоев А. А. Оценка пластовых свойств и оперативный анализ каротажных
диаграмм. - Томск, 2004. – 113 с.
6. Меркулов В. П., Краснощекова Л. А. Исследование пространственной литологопетрофизической неоднородности продуктивных коллекторов месторождений нефти и газа. Изв.
ТПУ,т. 305, вып. 6. - Томск 2002. – С. 296 – 304.
Сведения об авторе
Маклакова Екатерина Александровна, научный сотрудник лаборатории геологического моделирования научно-исследовательского отдела геологии и подсчета запасов ТО «СургутНИПИнефть»,
тел.: 687-349
Maklakova E.A., scientific worker, Laboratory of Geological Modeling, Research Department for Geology and Reserves Estimation, Tyumen branch of «SurgutNIPIneft», phone: 687-349
_____________________________________________________________________________________
№ 3, 2011
Нефть и газ
25
Бурение скважин
и разработка месторождений
УДК 621.31
ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЕ, МОДЕЛИРОВАНИЕ И ДИАГНОСТИРОВАНИЕ
СОСТОЯНИЯ ГЛУБИННОЙ ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ
В. Д. Ковшов, М. Е. Сидоров, С. В. Светлакова
(Уфимский государственный нефтяной технический университет)
Ключевые слова: динамометрирование, диагностика неисправностей,
глубинный штанговый насос, динамограмма, моделирование динамограммы
Key words: dynamometry, diagnostic the condition, rod pump, dynamometer card,
modelling of dynamometer card
В настоящее время большое внимание уделяется контролю и управлению режимами работы глубинных штанговых насосных установок (ГШНУ) с использованием методов динамометрирования, особенно для малодебитных нефтяных скважин. Данные с динамометра
передаются на переносной модуль сбора информации (МСИ) и далее в централизованную
систему верхнего уровня, либо на программируемый контроллер, устанавливаемый в месте
расположения скважины и позволяющий обрабатывать, анализировать и управлять режимами работы ГШНУ. Данные динамометрирования, а также ваттметрирования и замера
динамического уровня, используются для диагностирования состояния ГШНУ по общепринятой классификации: нормальная работа, утечки в клапанах, недостаточный приток, газ в
насосе, отложения парафина, высокая\низкая посадка плунжера, выход плунжера из насоса,
заедание\прихват плунжера, обрыв штанг и т.д. Наборы очертаний классифицированных
динамограмм, соответствующие различным состояниям ГШНУ, позволяют, используя методы распознавания, идентифицировать реальную динамограмму.
Наиболее полное описание диагностирования состояния ГШНУ по виду устьевой динамограммы (зависимости нагрузки от перемещения полированного штока) изложено в работе [1], где приводится качественное обоснование влияния условий работы, либо неисправностей ГШНУ на очертание динамограммы, например, «Растяжение штанг вызывает увеличение нагрузки на полированный шток еще до его прихода в крайнее нижнее положение.
Поэтому левый нижний угол динамограммы закругляется».
Более полное качественное и количественное обоснование соответствующих очертаний
динамограмм можно получить, используя методы моделирования, позволяющие рассчитывать динамограммы в широком диапазоне изменения различных параметров и условий работы (утечек жидкости, газа в насосе, заедания плунжера и т.д.). Например, в работах [2] и
[3] приводятся методы моделирования и алгоритмы автоматизации для диагностирования
динамограмм. Для распознавания динамограмм используются также алгоритмы нейросетей
[4], позволяющие распознать динамограмму из заданного набора динамограмм, но нечетко
идентифицирующие реальные динамограммы, имеющие признаки классифицированных
динамограмм, но отличающиеся значением параметров, например, величиной утечек либо
недостаточного притока и т.п., а также в случаях совокупности различных признаков.
В данной работе излагается метод диагностирования состояния ГШНУ на основе распознавания ее устьевой динамограммы по ряду характерных признаков, имеющихся у классифицированных динамограмм. Причем значения характерных признаков могут изменяться в
диапазонах, установленных при моделировании классифицированных динамограмм на
ЭВМ. Цель моделирования, в данном случае – исследование влияния воздействия различных факторов в широком диапазоне изменения их значений, на очертания устьевой динамограммы. Подробное описание модели и некоторые результаты расчетов по ней, приведены в
работах [5 - 7]. В качестве, дополнения к прежним исследованиям, приведем пример моделирования усилий на плунжере, в случае заедания плунжера в конце хода вниз. При заедании плунжера в конце хода вниз возникает сила дополнительного трения (заедания), плунжер на некоторое время останавливается, затем, когда усилие со стороны штока превысит
силы трения, плунжер продолжает перемещаться вниз. Нагрузку на плунжере можно рассчитать по уравнениям, приведенным в [5 - 7] с учетом дополнительных усилий трения.
26
Нефть и газ
№ 3, 2011
Введем коэффициенты: KТ – отношение силы дополнительного трения (заедания) к силе
трения при работе без заедания (KТ>=0); K3 – отношение хода плунжера в момент заедания
к длине хода плунжера при работе без заедания (0<=K3<1).
Очевидно, что коэффициент Kт влияет на изменение глубины "провала" на динамограмме, а K3 – на ширину «провала». Показаны динамограммы, полученные в результате
замеров, соответствующие различным условиям работы ГШНУ при заедании плунжера в
конце хода штока (рис.1).
Рис. 1.
Показаны результаты расчетов для моделируемых динамограмм: при нормальной работе насоса и заедании в конце хода штока, с различными значениями параметра, характеризующего момент заедания: K3=0,1, K3=0,2, K3=0,4, при значении параметра, характеризующего дополнительное трение KТ=4 (рис.2).
Рис. 2.
Приведены результаты расчетов для моделируемых динамограмм: при нормальной работе насоса и заедании в конце хода штока, с различными значениями параметра, характеризующего дополнительное трение: KТ =3, K3=6, K3=9, при значении параметра, характеризующего момент заедания K3=0,2 (рис.3).
Рис. 3.
№ 3, 2011
Нефть и газ
27
Алгоритм диагностирования состояния ГШНУ.
Диагностирование заключается в идентификации динамограммы по характерным признакам классифицированных динамограммам, причем значения признаков могут изменяться в определенном диапазоне, известном по результатам моделирования. В разработанном
алгоритме в качестве значения характерного признака принимается ограниченное и нормированное от -1 до 1 отклонение определенных величин от соответствующих значений для
теоретической динамограммы. Такими величинами могут быть средние либо экстремальные нагрузки на некоторых участках динамограммы, площади и т.п. Например, классифицированному состоянию ГШНУ «высокая посадка плунжера» соответствует один характерный признак – отклонение максимального значения нагрузки в некоторой окрестности
крайнего верхнего положения штока от нагрузки в точке С для теоретической динамограммы (рис. 4). Данное отклонение нормируется высотой теоретической динамограммы и ограничивается диапазоном от 0,2 до 1. Значения признаков, не являющиеся характерными для
какой-либо из классифицированных динамограммам, принимаются равными нулю, и по
ним диагностика не проводится.
B
B1
C1
C
D2
Рабочая
динамограмма
Теоретическая
динамограмма
A
А1
D1
D
Линия веса штанг
в жидкости
Рис. 4. К определению характерных признаков
Таким образом, замеренная динамограмма диагностируется по ряду значений характерных признаков, соответствующих классифицированным динамограммам. Всего
учитывается 22 характерных признака на участках, соответствующих теоретической
динамограмме:
 4 признака на участках AB и CD, разделенных пополам, характеризуемых средними
значениями нагрузки на участке;
 2 признака на участках BC и AD, характеризуемых абсолютным значением экстремальной нагрузки;
 2 признака на участках в окрестности точек С и А, характеризуемых максимальным
значением нагрузки вблизи С и минимальным вблизи А;
 4 признака на участках АA1, ВB1, СC1 и DD1, характеризуемых средними значениями нагрузки;
 3 признака на участках АA1, ВB1 и DD1, характеризуемых длинами участков;
 2 признака на участках АВС (ход штока вверх) и СDA (ход штока вниз), характеризуемых площадями фигур, относительно диагонали АС;
 3 признака на участке АВСDA (полный ход штока), характеризуемых: а) площадью
динамограммы, б) количеством пересечений линии динамограммы с линией ВС при ходе
штока вниз и с линией AD при ходе штока вверх, в) отношением среднего значения перепада нагрузок на плунжер к весу штанг;
 1 признак на участке D1DD2, характеризуемый выпуклостью линии D1D2;
 1 признак, характеризуемый отношением значения динамического уровня к глубине
погружения насоса.
Всего определено 15 классифицированных динамограмм, включая нормальную работу
насоса, каждой из которых соответствует свой набор характерных признаков (таблица).
Кроме того, для всех классифицированных динамограмм характерными признаками являются экстремальные значения нагрузки на участках BC и AD, а также количество пересечений линии динамограммы с линией ВС при ходе штока вниз и с линией AD при ходе штока
28
Нефть и газ
№ 3, 2011
вверх, поскольку значение данного характерного признака «обрыва штанг, либо фонтанирования» должно быть мало для всех остальных классифицированных динамограмм.
Пор.
номер
1
2
3
4
Динамограмма классифицируется по характерным
признакам
Состояние ГШНУ
Нормальная работа насоса
Все признаки, кроме выпуклости линии D1D2
Поздний спад нагнетательного
клапана
Утечки в нагнетательном клапане
в начале хода штока вверх
Утечки во всасывающем клапане
в начале хода штока вниз
5
Влияние пластового газа
6
Недостаточный приток
Утечки в нагнетательном клапане
в начале хода штока вниз
Утечки во всасывающем клапане
в начале хода штока вверх
7
8
Различные диапазоны изменения значений: средней
нагрузки на участке ВB1, длины участка ВB1
Различные диапазоны изменения значений: средней
нагрузки на участке DD1, длины участка DD1, выпуклости линии D1D2, динамического уровня
Средняя нагрузка на участке СD
Средняя нагрузка на участке AB
9
Выход плунжера из насоса
Средняя нагрузка на участке CC1
10
Высокая посадка плунжера
Максимальное значение нагрузки вблизи точки С
11
Низкая посадка плунжера
Минимальное значение нагрузки вблизи точки А
12
Заедание плунжера в конце хода
Средняя нагрузка и длина участка AA1
13
Обрыв штанг, либо фонтанирование
14
Прихват плунжера
15
Отложение парафина
Количество пересечений линии динамограммы с линией ВС при ходе штока вниз и с линией AD при ходе
штока вверх и отношение перепада нагрузок на плунжер к весу штанг
Средняя нагрузка на участках ВB1, DD1 и их длины, а
также площади фигур, относительно диагонали АС
Средняя нагрузка на участках AA1, CC1
Алгоритм диагностирования состояния ГШНУ по динамограмме имеет следующую последовательность:
1) для замеренной динамограммы рассчитываются значения характерных признаков;
2) рассчитываются значения параметров δi - отклонение значений признаков замеренной динамограммы за диапазон характерных признаков для классифицированной динамограммы, с вычетом величины «погрешности», равной 0,01 (при отклонениях, меньших 0,01
получаем δi=0);
3) рассчитываются значения параметров λj, характеризующих соответствие замеренной динамограммы и каждой из классифицированных динамограмм, по формуле
λj 
1
Κ
;
1  0,1   (100  δ i ) 3 /Κ
j=1, ..
, N;
i=1, .. ,
K
(1)
i 1
где N – количество классифицированных динамограмм; K – количество характерных признаков, определенных для j-й классифицированной динамограммы.
Таким образом, если значения признаков замеренной динамограммы лежат внутри диапазона значений характерных признаков для классифицированной динамограммы, то все
δi=0 и, следовательно λj=1, то есть замеренная динамограмма, достоверно соответствует
классифицированной. В случае, например, всех δi=0,01 получаем λj=0,9, то есть замеренная динамограмма близка к классифицированной, а для всех δi=0,03 получаем λj=0,27, что
свидетельствует о слабом проявлении характерных признаков. Если все λj<0,2 (j=1, .., N),
то диагностируется случай – «динамограмма неопределенна».
Изложенная выше методика реализована в разработанной авторами программе DinamoGraph и позволяет диагностировать работу ГШНУ по замеренной устьевой динамограмме.
Для реальных динамограмм, как правило, диагностируется несколько состояний ГШНУ, с
различными коэффициентами λj, характеризующими соответствие реальной динамограммы
№ 3, 2011
Нефть и газ
29
каждой из классифицированных (рис. 5). Данная программа прошла апробацию и используется на фонде нефтяных скважин (около 2000 шт.) в ОАО «Татнефть» и др.
Рис. 5. Диагностирование состояния ГШНУ по виду ее динамограммы
Динамометрирование позволяет получить данные, необходимые для интерпретации
условий работы ГШНУ. Классификация динамограмм по характерным признакам позволяет
автоматизировать процесс идентификации замеренной динамограммы.
Список литературы
1. Белов И. Г. Исследование работы глубинных насосов динамографами. - М.: Гостоптехиздат,
1960. - 128 с.
2. Алиев Т. М., Агагусейнов Н. Т., Костанян В. Р., Надеин В. Л., Раджабова Л. Н.,
Сухолуцкий Б. М., Тер-Хачатуров А. А. Аппаратно-программные средства контроля глубиннонасосного оборудования. - М., ВНИИОЭНГ, 1988. - 56 с.
3. Алиев Т. М., Костанян В. Р. Современное состояние проблемы автоматизации диагностирования штанговых нефтяных установок // Измерения, контроль, автоматизация: материалы научнотехнического сборника обзоров. - М., ИНФОРМПРИБОР - 1988. - №4. - С. 32-43.
4. Дунаев И. В. Диагностика и контроль состояния скважинной штанговой насосной установки на
основе динамометрирования и нейросетевых технологий: Автореф. дис. канд. техн. наук. - Уфа, - 2007.
5. Ковшов В. Д., Сидоров М. Е., Светлакова С. В. Моделирование динамограммы станка-качалки.
Нормальная работа насоса // Нефтегазовое дело. - 2004. – Том 2. - С. 75-81.
6. Ковшов В. Д., Сидоров М. Е., Светлакова С. В. Моделирование динамограммы станка-качалки.
Утечки в клапанах // Нефтегазовое дело. – 2005. - Том 3. - С. 47-54.
7. Ковшов В. Д., Светлакова С. В., Сидоров М. Е. Моделирование динамограммы станкакачалки // Нефтяное хозяйство. - № 11-2005. - С. 47-54.
Сведения об авторах
Ковшов Владимир Дмитриевич, к. т.н., директор ООО НПП «ГРАНТ»
Сидоров Михаил Евгеньевич, к. т.н., доцент кафедры информатики, Уфимская государственная
академия экономики и сервиса
Светлакова Светлана Валерьевна, к. т. н., доцент кафедры автоматизации технологических
процессов и производств, Уфимский государственный нефтяной технический университет,
тел.:(347)242-09-13, e-mail: ssvetlakova@yandex.ru
Kovshov V. D., Candidate of Technical Sciences, Director of «GRANT», Ltd. company
Sidorov M. Ye., Candidate of Technical Sciences, associate professor, Department of Information Science,
Ufa State Academy of Economics and Service
Svetlakova S. V., Candidate of Technical Sciences, associate professor, Department of Workflow Automation, Ufa State Oil Engineering University, phone: .:(347)242-09-13, e-mail: ssvetlakova@yandex.ru
30
Нефть и газ
№ 3, 2011
УДК 532.546:949.8
АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГРАВИТАЦИОННЫХ СИЛ НА РАСПРЕДЕЛЕНИЕ
ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ВБЛИЗИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
О. Б. Бочаров, И. Г. Телегин
(Институт водных и экологических проблем СО РАН, Новосибирск;
Тюменский государственный нефтегазовый университет; Российский научный центр,
компания «Бейкер Хьюз БВ»)
Ключевые слова: водонасыщенность, нефтеотдача, краевые условия, двухфазная фильтрация
Key words: water saturation, oil recovery, boundary conditions, two-phase filtration
Для учета двухфазности потоков, капиллярных и гравитационных сил при гидродинамическом моделировании нефтяных месторождений используется модель фильтрации Маскета-Леверетта (МЛ модель) [1]. Общие свойства решений различных краевых задач для
этой модели в области течения анализировались в [2-4]. С развитием методов повышения
нефтеотдачи и инверсии данных скважинного каротажа большой интерес вызывает детализация процессов, происходящих в окрестности скважин, то есть граничные свойства решений. МЛ модель позволяет использовать богатый набор возможных краевых условий, описанных в частности в [4-5]. В работе [5] исследовалось влияние некоторых граничных условий на распределение водонасыщенности в окрестности нагнетательных скважин.
В данной работе изучается влияние уклонов продуктивных слоев на распределение водонасыщенности вблизи добывающих скважин в зависимости от используемых краевых
условий для изотермической модели фильтрации Маскета-Леверетта.
1. Уравнение МЛ-модели
В одномерном случае, при заданной суммарной скорости фильтрации v (t ) , уравнение
для водонасыщенности в МЛ модели можно записать [3]:
m
p
v
s 
 ( K 0 a0 ( c  f1 )  v(t )b)   1 ,
t x
x
x
(1)
где x [0, L] – пространственная переменная, t – время, S – динамическая водонасыщенность порового пространства, определяемая по формуле S  ( S1  S10 ) /(1  S10  S 20 ) , S i –
истинная насыщенность флюидом порового пространства (индекс i=1 соответствует воде,
а i=2 – нефти), S i0 – остаточная насыщенность, m  m0 (1  S10  S 20 ) – эффективная пори-
ki / i
k1
, b ( s) 
– доля i-й фазы в потоi
(k1 / 1  k 2 /  2 )
k1  k 2
ке,   1 /  2 , i – вязкость i-й фазы, ki (s ) – относительные фазовые проницаемости,
v i – скорости фильтрации, v  v1  v 2 , m0 – пористость, K 0 – тензор абсолютной проницастость, a0 ( s )  k 2 b /  2 , b  b 
1
емости, pc ( s)   (m0 / K 0 )1/ 2 j (s) – капиллярное давление, j (s) – функция Леверетта,
– коэффициент поверхностного натяжения, f1  ( 1   2 ) g  e X , g  e X  g  cos(g , e X ) ,

eX –
орт оси OX, g – вектор ускорения свободного падения, g – ускорение свободного падения.
Свойства функциональных параметров МЛ модели, а также качественные свойства её
решений описаны [3,4,6]. Вопросы построения и свойств численных решений классической
задачи вытеснения для уравнения (1) подробно рассмотрены в работах [2,4,8], где сравниваются решения в условиях несжимаемости жидкостей (  i  const ), в негоризонтальном
g  0 , несжимаемом ( m0  const ), однородном ( K 0  const ) нефтяном пласте при задании
для уравнения (1) различных начально-краевых условий.
Положив v(t )  V0  const , введем безразмерные величины: x  x / L , t  tV0 /( mL ) . Черта
над x , и
t в дальнейшем опускается, уравнение (1) запишется в [8]:
v
s 
u ( s)
 (a
 Ga  b)   1 ,
t x
x
x
№ 3, 2011
Нефть и газ
(2)
31
   (m0 K 0 )1/ 2 /(V0 L 2 )
где
–
капиллярный
параметр,
a( s)  k 2b ,
u ( s)   j ,
G  K 0 ( 1   2 ) g  e x /(V0  2 ) . При   0 будем иметь модель Баклея-Леверетта.
2. Постановка начально-краевой задачи
Начальные условия для водонасыщенности задаем в виде
s( x,0)  s0 ( x ).
Краевые условия для водонасыщенности на входе.
Классический вариант условия: на входе в пласт задается водонасыщенность:
s |x 0  1,
(3а)
что соответствует поступлению в пласт только смачивающей фазы.
Другой вариант, если вместо насыщенности на нагнетательной скважине задаётся расход вытесняющей фазы:
u
(3б)
v1 | x0  (a
 Ga  b) | x0  1.
x
Данное условие позволяет изучать динамику изменения s(x,t) при x  0 во времени.
Краевые условия для водонасыщенности на выходе.
На выходе, как правило, используется условие s | x0  0 . Это условие реализует раз-
x
ные гипотезы об условиях вытекания:
 пренебрежение градиентом капиллярного давления по сравнению с градиентами
давления в фазах [2];
 истечение фазы пропорционально её подвижности ( ci  K 0 ki ( s ) / i )[7];
 вариант условия свободного истечения в задачах гидродинамики [9].
В более общем виде данное условие можно записать следующим образом:
u
(4а)
a | x1  0.
x
Фактически это соответствует пренебрежению капиллярными силами в окрестности
нефтяной скважины.
С другой стороны, известно, экспериментально установленное явление, называемое
«концевым» эффектом [1,2], которое заключается в том, что смачивающая фаза не вытекает
из гидрофильного пласта до того момента, пока её насыщенность на выходе не достигает
максимально возможного значения, равного 1. При этом происходит выравнивание давлений в фазах согласно свойству функции Леверетта j (1)  0 . В момент достижения этого
значения, смачивающая фаза прорывается с дальнейшим сохранением на выходе постоянного значения ее насыщенности. То есть, если t ' – момент прорыва, то на эксплутационной
скважине имеем условие:
(4б)
v1 |x 1  0, при t  t ' ;
s | x1  1, при t  t ' .
Данное краевое условие (4б) является более сложным по сравнению с условием (4а).
Для получения краевого условия на выходе часто используется гипотеза о пропорциональности расходов фазы vi функции bi (доля фазы в общем потоке жидкости по модели
Баклея-Леверетта):
vi | x1  bi v.
С учетом обезразмеривания эти уравнения можно переписать в виде ( b  bi ):
v1 | x1  b | x1  (a
u
 Ga  b) | x1 .
x
В итоге приходим к условию:
u
(4в)
 Ga) | x 1  0 .
x
Данное уравнение при G  0 (отсутствие гравитационного влияния) переходит в более
простое (4а).
(a
32
Нефть и газ
№ 3, 2011
В работе [4], для вывода граничного условия используется гипотеза о том, что доля фазы в суммарном потоке на выходе из пористой среды пропорциональна ее подвижности:
K k /
v2
| x1  0 2 2 .
v1
K 0 k1 / 1
Выражая v2 и подставляя в равенство v  v1  v2 , получим следующее выражение:
v | x1  v1 (1 
k2 / 2 .
)
k1 / 1
Отсюда, как и ранее, опять приходим к (4в).
Мы рассмотрим при условии (3б) на входе, варианты (4а), (4б) и (4в) на выходе. Получаем 3 начально-краевых задачи: вариант 1 – (3б), (4а), вариант 2 – (3б), (4б) и вариант 3
– (3б), (4в). Анализ решений данных задач, при отсутствии гравитационных сил ( G  0 ) с
акцентом на поведение решения вблизи нагнетательной скважины x  0 представлен в работе [5].
3. Численный алгоритм
Введем сетку  с распределенными узлами
h  {xi  ih, t n  n , i  0,..., N , n  0,1,2,...} , h  1 / N – шаг по пространственной координате,   Kh 2 – шаг по временной переменной, K – число Куранта. Шаг h брался равным 0,005 ( N  200 ), а   0,00025 . В дальнейшем при записи разностных схем используются обозначения, принятые в работе [10].
Уравнение для s(x,t) аппроксимировалось неявной разностной схемой первого порядка:
sin1  sin

 (ain1 / 2 u xn,i 1  ain1 / 2 u xn,i1 )  (Ga) on  bxn,i 1 , i  1, N  1, n  0,1,..; si0  0, i  0, N .

h
x ,i
Краевое условие (4б) аппроксимировалось следующим образом:
h s0n1  s0n
 1  a1n/ 2u xn,11  Ga1n/ 2  b1n/21.
2

Краевое условие (4а) заменялось разностным уравнением:
s Nn1  s Nn
(5)
2 n
a N 1/ 2u xn,N1  Gaxn, N  bxn,N1 .

h
Нелинейное условие (4б) аппроксимировалось разностной системой:

s Nn1  1, t  t '

 h s Nn1  s Nn
 a Nn 1/ 2u xn,11  GaNn 1/ 2  bNn11/ 2 , t  t '.


2
Для краевого условия (4в) использовалось соотношение:
(b n1  bNn11 ) ,
h s Nn1  s Nn
 a Nn 1/ 2u xn,11  GaNn 1/ 2  N
2

2
где ain1/ 2  a((sin  sin1 ) / 2) . Система уравнений (5) решалась методом правой прогонки.
Для нелинейных функций b(s ) и u (s ) применялась линеаризация по Ньютону:
f ( sin1 )  f ( sin ) 
df ( sin ) n1
 ( si  sin ) .
ds
На каждом временном шаге вычисляли основные характеристики процесса вытеснения:
положение xc (t ) – фронтовой водонасыщенности в БЛ модели
sc , которая определяется
решением нелинейного уравнения db( sc )  b( sc )  0 с помощью метода деления пополам.
ds
sc
1
Также контролировалась обводненность пласта  (t )  100 %  s ( x, t )dx . В расчетах исполь0
зовались модельные параметры и данные:
k1  s 2 , k2  (1  s) 2 , j  (1  s) /(0,9  s) , 1 /  2  1,25 ,   0,1 .
№ 3, 2011
Нефть и газ
33
Далее на рисунках (1-5) тонкими линиями обозначены решение s(x,t) и характеристики с
использованием условия (4а), точками – результаты расчета с использованием условия (4б),
толстыми – решения, полученные с использованием условия (4в).
4. Заводнение продуктивного слоя сверху
Приведены решения, полученные для вариантов 1, 2 и 3 при   0,1 и G  0,5  0 ,
то есть заводнение ведётся с верхнего края пласта (см. рис. 1). Выведены графики, характеризующие поведение решения вблизи нефтяной скважины (см. рис. 2). После подхода
фронта вытеснения к добывающей скважине ( t  t f ) для всех 3-х вариантов насыщенность достаточно быстро выходит на значение, близкое к фронтовой ( sc  0,3015 ). Далее
графики существенно расходятся. Капиллярное запирание (4б) приводит к быстрому росту
S до 1. Условие свободного выхода (4а) дает профиль s (1, t ) соответствующий пространственному распределению насыщенности в пласте. Условие (4в) реализует процесс всплытия более легкой нефти после достижения водой скважины. В результате чего ее обводненность увеличивается по сравнению с вариантом свободного выхода фаз (см. рис. 2). То есть
условие (4в), в данном случае, осуществляет как бы «гравитационное запирание» более
легкой фазы. Экстремум водонасыщенности в точке х=1 (см. рис.1) объясняется использованием краевого условия (a u  Ga) | x1  0, которое приводит к следующему выражению:
x
s
dj . Так как по свойствам функции Леверетта, dj
 G /(  )
 0 , а G  0 , то в точке
x
ds
ds
x  1 значения производной s становятся положительными, что и приводит к формироваx
нию максимума.
Рис.1.
Распределение
G=0,5
Рис.1.
Распределение
s(x,t)s(x,t)
при при
G=0,5
Рис.2. Графики
Графики s(1,t)
s(1,t) кк рис.1
Рис.2.
рис.1
5. Заводнение продуктивного слоя снизу
Приведены графики s(x,t) и s(1,t) соответственно для вариантов 1, 2 и 3 при G  0,5  0 ,
то есть заводнение ведётся с нижней части слоя (см. рис. 3, 4). После подхода фронта вытеснения ( t  t f ), учет гравитационного всплытия нефти условием (4в) приводит к меньшей обводненности добывающей скважины по сравнению с условием свободного выхода
(4а), то есть имеет место эффект, обратный предыдущей задаче: происходит гравитационное запирание тяжелой фазы (см. рис.4). Следует отметить, что в данных условиях, в период
времени между подходом фронта вытеснения t f и моментом прорыва воды t ' по условию (4б), взаимодействие гравитационных и капиллярных сил выглядит нагляднее, более
растянутым по времени. В задаче п. 4 «условие капиллярного запирания» (4б) быстро обеспечивает наибольшую обводненность добывающей скважины. Здесь же (см. рис. 4) при
34
Нефть и газ
№ 3, 2011
данном соотношении  и G , до определенной обводненности, гравитационное запирание
более тяжелой фазы (вода) мощнее, чем капиллярное запирание. В результате накопление
воды на выходе при условии (4 в) происходит быстрее.
Рис.
Распределение
s(x,
t) при
= -0,5
Рис.
3. 3.
Распределение
s(x,
t) при
GG
= -0,5
Рис.4.4.Графики
Графикиs(1,t)
s(1,t)ккрис.
рис.33
Рис.
при нагнетание горячей воды.
6. Капиллярно-гравитационное взаимодействие на выходе
Взаимодействие капиллярных и гравитационных сил в окрестности нефтяной скважины
можно проследить по графикам (см. рис. 5-8).
Приведено отклонение обводненностей пласта при применении условий (4б)
(4в)
 в
от соответствующего параметра
а ,
при
t  1  t'
 б
и
в процентах:
zв  100(а (1)  в (1)) / а (1) , zб  100(а (1)  б (1)) / а (1) (см. рис. 5, 6), то есть
zб характеризует влияние гравитации при условии капиллярного запирания (4б), zв при
использовании условия выхода по подвижностям (4в). Условие (4в) более чувствительно к
уклону пласта, а именно: при смене знака G, z в также меняет знак, в то время как zб меняет только модуль (см. рис.5), хотя и значительно. Условие (4 в) более симметрично влияет
на решение при смене знака G (см. рис. 5, 6).
Рис. 5. Влияние капиллярных сил
на обводненность при различных G
Рис. 6. Влияние наклона пласта
на обводненность при   0,1
Приведено сравнение поведения водонасыщенности на выходе из пласта при условиях
(4 а) – свободный выход и (4 в) – выход пропорционально подвижностям при различных 
(см. рис. 7) и G (см. рис. 8).Динамику по величине капиллярных сил можно наблюдать
лишь при малых   0,2 (см. рис.7). В дальнейшем наблюдается выход на ассимптотический режим, определяемый величиной G. Гравитационные силы сильнее влияют на реше-
№ 3, 2011
Нефть и газ
35
ние при условии (4а), потому, что оно выключает капиллярные силы на выходе.
Рис.7. Влияние капиллярных сил
на динамику s(1,1) при  G  1
Рис.8. Влияние гравитации
на s(1,1) при   0,1
При  G  1 водонасыщенности, полученные при условиях (4а) и (4в) ведут себя подобным образом (см. рис. 8). При  G  1 условие (4в) дает большую свободу к взаимодействию капиллярных и гравитационных сил. Наблюдаются симметричные по знаку G
локальные экстремумы.
Проведённые численные эксперименты показывают, что различные гидродинамические
и математические условия на скважинах приводят к разным пространственным и временным распределениям водонасыщенности в прискважинных областях. Это может оказать
влияние на интерпретацию данных каротажа и на создание проектных документов разработки месторождений.
Условие капиллярного запирания в виде (4б) очень жестко воздействует на решение, задавливая возможное проявление других эффектов. Для данного класса задач, вероятно,
наиболее адекватными являются условия выхода пропорционально подвижностям (4в).
Список литературы
1. Коллинз Р. Течения жидкостей через пористые материалы. – М.: Мир, 1964.
2. Швидлер М. И., Леви Б. И. Одномерная фильтрация несмешивающихся жидкостей.– М.: Недра,
1970. - 156 с.
3. Доманский А. В. Исследование методов повышения нефтегазоотдачи. - Южно-Сахалинск: Издво СахГУ, 2000. - 152 с.
4. Коновалов А. Н. Задачи фильтрации многофазной несжимаемой жидкости. - Новосибирск:
Наука, СО АН, 1988. - 166 с.
5. Бочаров О. Б., Телегин И. Г. Влияние граничных условий на водонасыщенность вблизи скважин. // Известия вузов. Нефть и газ. - 2011. - № 2.- С.18-25.
6. Антонцев С. Н., Кажихов А. В., Монахов В. Н. Краевые задачи механики неоднородных жидкостей.– Новосибирск: СОАН СССР, Наука, 1983. - 316 с.
7. Бочаров О. Б., Телегин И. Г. Сравнительный анализ некоторых разностных схем для задач
двухфазной фильтрации без учета капиллярных сил // Вычислительные технологии. 2003. Том 8. № 4. C. 23-31.
8. Бочаров О. Б., Телегин И. Г. Численное исследование неизотермической фильтрации несмешивающихся жидкостей в гравитационном поле // Теплофизика и Аэромеханика. 2004. Том 11. № 2. C. 281-290.
9. Роуч П. Вычислительная гидродинамика.- М.: Мир, 1980. - 616 с.
10. Самарский А. А. Введение в теорию разностных схем. - М: Наука. 1971.- 552 с.
Сведения об авторах
Телегин Игорь Григорьевич, к.ф.-м.н., доцент, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:8(3452)632391, е-mail: igtelegin@yandex.ru
Бочаров Олег Борисович, к.ф.-м.н., доцент, Институт водных и экологических проблем СО РАН,
тел.: 8(383)3332808, е-mail:bob@ad-sbras.nsc.ru
Teleguin I. G., Candidate of Science, associate professor, Tyumen State Oil and gas University, phone:
8(3452)632391, е-mail: igtelegin@yandex.ru
Bocharov O. B., Candidate of Sciences in Physics and Mathematics, associate professor, Institute of water
and ecology problems, SB RAS, phone: 8(383)3332808, е-mail:bob@ad-sbras.nsc.ru
36
Нефть и газ
№ 3, 2011
УДК 622.276.6(571.122)
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ И ФАКТОРНЫЙ АНАЛИЗ ВОЛНОВОЙ
ТЕХНОЛОГИИ ПО ХОХРЯКОВСКОМУ МЕСТОРОЖДЕНИЮ
Т. К. Апасов, Н. Н. Салиенко, Р. Т. Апасов, Г. Т. Апасов
(ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», г. Нижневартовск;
Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Ключевые слова: метод волновой обработки призабойной зоны пласта; факторный анализ метода;
продолжительность эффекта после ОПЗ
Key words: bottomhole formation zone treatment, wave technology, factor analysis, duration of stimulation;
effect after bottomhole zone treatment
Хохряковское месторождение относится к группе месторождений с трудноизвлекаемыми запасами Нижневартовского региона, имеет свои особенности и проблемы. Одной из
основных проблем эксплуатации скважин месторождения является снижение продуктивности после ГРП, особенно после повторных, в результате кольматации призабойной зоны
(ПЗП) мехпримесями разного состава. По минералогическому анализу мелкодисперсный
материал, содержащийся в поднятых с ПЗП пробах, представляет глинистую примесь,
АСПО, кварц, углистое вещество, разрушенный некачественный проппант, гидроокислы
железа. Использование традиционных методов воздействия на пласт в виде разных кислотных обработок после ГРП не дают ожидаемых результатов, что обусловливает необходимость применения новых эффективных методов воздействия [1]. Такой метод волновой
технологии фирмы ООО «ПромТекс» внедрен в скважинах после ГРП на Хохряковской
группе месторождений с 2005 по 2008 гг. Объектом обработки скважины является интервал
перфорации и ближняя призабойная зона пласта. Источником требуемых упруговолновых
колебаний является волновой кавитационно-акустический излучатель (КАИ), устанавливаемый в компоновке лифта НКТ, в требуемом интервале воздействия. Конструктивные особенности генератора позволяют проводить поинтервальную обработку и очистку ПЗП, при
прокачивании через него рабочего агента – технической воды производительностью от 3 до
7,0 л/с, давлением нагнетания 1,0-6,0 МПа, с расходом на 1 метр пласта не менее 10 м3, с
последующей селективной кислотной обработкой в объеме более 8 м3. Оборудование, используемое при проведении технологических операций, включает насосную установку ЦА320, блок долива, промывочное оборудование, буровой шланг, линии нагнетания, фильтр и
волновой генератор-излучатель (рис. 1).
Рис. 1. Наземное и подземное оборудование при волновой технологии:
1 - волновой кавитационный акустический генератор; 2 - скважина; 3 - НКТ;
4 - вертлюг; 5 - ЦА-320; 6 - блок долива; 7 - пласт; 8 - талевая система
Для оценки технологии, замера объемного расхода жидкости при ОПЗ авторами
внедрен расходомер ультразвуковой Акрон-01 с накладными излучателями и контейнер
с глубинным манометром АЦМ-4 для снятия давления, температуры на входе и выходе
генератора (рис. 2).
№ 3, 2011
Нефть и газ
37
Рис. 2. Расходомер ультразвуковой Акрон-01 и контейнер с АЦМ
Оперативно без ГИС в процессе обработки снимается профиль приемистости по
пласту с определением работающих и неработающих интервалов. Воздействие на пласт
сопровождается глубинными замерами с манометром АЦМ-4. Для примера приведена
скв. 3507ПГ с замерами профиля приемистости для выбора селективной кислотной обработки (рис. 3).
Расход воды, м3 /ч
0
0,5
2715-2716
2716-2717
2717-2718
2718-2719
1
1,5
2
2,5
Предполагаемый интервал
образования трещины после ГРП
Приемистость интервала:
2716 м - Q=120 м3 /сут
2716,5 м. - Q=150 м3 /сут
2717 м. - Q=200 м3 /сут
2717,5 м. - Q=150 м3 /сут
2719-2720
2720-2721
2721-2722
2722-2723
2723-2724
2724-2725
2725-2726
,м
ки
т 2726-2727
о
б
а
р 2727-2728
б
о
л
а 2728-2729
в
р
е
т 2729-2730
н
И
2735-2736
Интервалы селективной волновой
кислотной обработки
2736-2737
2737-2738
2738-2739
2739-2740
2740-2741
2741-2742
2742-2743
2743-2744
Рис. 3. Профиль приемистости скважины 3507ПГ с глубинными замерами
Анализ внедрения волновой технологии за 2005-2006 гг. показал высокие результаты
(рис. 4). За это время проведено ОПЗ на 64 скважинах, средний прирост по нефти составил
7,1 т/сут, успешность 73,4%, дополнительно добыто 52,3 тыс. т нефти, при этом в 2,5 раза
снизились отказы насосов в этих скважинах.
38
Нефть и газ
№ 3, 2011
35
кол-во
скважин
Qн т/сут
30
35
30
В течение 2005-2006 гг., ОПЗ
проведен на 64 скважинах,
средний прирост - 7,1 тн/сут,
при успешности 73,4%,
25
25
21
19
20
20
ОПЗ
Средний прирост, тн/сут
15
15
10
21
8
10
17
5
5,7
5
5
7
12
4
1
0
0
Без эффекта
Эффект до 2-х месяцев
Эффект до 3-х месяцев
Эффект до 4-х месяцев
Эффект до 5-и месяцев
Эффект более 6-и
месяцев
Рис. 4. Результаты внедрения волновой технологии за 2005-2006 гг.
Сравнительный анализ высокой эффективности технологии «ПромТекс» с другими видами обработок, в частности, с ОПЗ «СНО» представлен на примере скв. 904 (рис. 5).
200
Qж м3/сут
Qн т/сут
180
160
140
120
ГРП 23.03.03.
35 тн пропанта
прирост 75 тн/сут
Qж
Qн
100
80
60
40
20
КРС ЛАВ
9.08.03.21.10.03.
запуск
скважины
в режиме
14м3/10тн
ОПЗ "СНО"
осв. стр.насосом
запуск в режиме
14м3/10тн - без
прироста
ГРП 29.06.04.
60 тн пропанта
прирост 28 тн/сут
ОПЗ "Промтэкс"
10.09.05.
запуск в режиме
59м3/23тн
прирост 12 тн/сут
0
Рис. 5. Динамика работы скв. 904 с проведенными ГРП и ОПЗ
По скважине провели ГРП 23.03.2003 г., закачав 35 тонн проппанта, получили прирост
75 т/сут. В процессе эксплуатации после ремонта и ликвидации аварии скважина снизила
дебит до 10 т/сут, в ноябре 2003 г. провели комплексное ОПЗ «СНО» с волновой генерацией, кислотной поинтервальной обработкой и освоением с регулируемыми депрессиями
струйным насосом, эффекта не получили. Повторно провели 29.06.2004 г. ГРП, закачали
60 тонн проппанта и получили прирост 28 т/сут, после короткой отработки дебит снизился
до 10 т/сут. Решили испытать 10.09.2005 г. на скважине волновую технологию ООО
«ПромТекс» с рабочим объемом жидкости 105 м3 и кислотой в объеме 10 м3, в результате
получили прирост 12 т/сут с продолжительностью эффекта более года.
Наиболее эффективно прошли волновые обработки на полого-горизонтальных скважинах. Обработано 10 скважин со средним приростом дебита нефти 10 т/сут, при продолжительности эффекта более 8 месяцев. Использовали в среднем на скважины 120-150 м3 рабочей жидкости и по 10-15 м3 кислоты. Для примера представлена динамика работы
скв. 3507ПГ с проведением ОПЗ по волновой технологии после ГРП (рис. 6).
№ 3, 2011
Нефть и газ
39
100
90
Qж м3/сут
Qн т/сут
80
70
60
Qж
Qн
ОПЗ "Промтэкс"
09.06.05.
запуск в режиме
47м3/34тн
прирост 23 тн/сут
50
40
30
20
10
ГРП 12.12.03.
45 тн пропанта
отрицат. прирост
0
Июль 01
Май 05
Июль 05
Декабрь 05
Июль 06
Декабрь 06
Рис. 6. Динамика работы скв. 3507ПГ куст 63 после ГРП с ОПЗ
По скв. 3507ПГ проведено 12.12.2003 г. с 45 тонн проппанта, прирост не получили, дебит нефти снизился с базового 35 до 11 т/сут. Для восстановления потерь решили провести
09.06.2005 г. волновую технологию, использовав 100 м3 рабочей жидкости и 12 м3 кислоты
для селективной обработки, получили прирост по нефти 23 т/сут. После обработки получили прирост, превысивший базовый дебит до ГРП, скважина с таким приростом отработала
полтора года.
С 2007 г. эффективность применения волновой технологии с ростом количества повторных обработок начала снижаться, на обработанных 52-х скважинах средний прирост дебита
нефти составил 4,0 т/сут, успешность 59%, дополнительная добыча 18 тыс. тонн нефти. В
2008 г. обработана 81 скважина, из них повторно 70%, прирост дебита нефти резко снизился до 2,6 т/сут при продолжительности эффекта 2 месяца и успешности 52 %. К примеру, по
скв. 858 после первой обработки в 2005 г. по волновой технологии получили прирост
24 т/сут, провели оптимизацию, увеличили прирост до 36 т/сут, продолжительность эффекта 8 месяцев. После снижения дебитов 16.06.2006 г. провели повторную обработку с объемом рабочей жидкости 110 м3, кислотой 12 м3, получили отрицательный эффект, потеряли
даже базовый дебит. Результаты повторной обработки по скв. 858 приведены на рис. 7.
150
Qж м3/сут
Qн т/сут
130
110
Оптимизация
прирост к дебиту
до ОПЗ - 36 тн/сут
90
70
Qж
Qн
ОПЗ "Промтэкс"
07.07.05.
запуск в режиме
64м3/45тн
прирост 24 тн/сут
Повт.ОПЗ
16.06.06.
запуск в режиме
45м3/28тн
без прироста
50
30
10
Июль 05
Август 05
Ноябрь 05
Декабрь 05
Февраль 06
Июнь 06
Июль 06
Август 06
Декабрь 06
-10
Рис. 7. Показатели работы скв. 858 после повторного ОПЗ
40
Нефть и газ
№ 3, 2011
Для выявления причин негативных результатов столь успешно начатой технологии авторами проведен факторный анализ, по результатам которого за 3 года проведения ОПЗ
выявлены факторы, положительно и отрицательно влияющие на эффективность, успешность и продолжительность (рис. 8).
Зависимость прироста дебита нефти от коэффициента
падения дебита жидкости
Прирост дебита нефти, т/сут
12
10
8
6
4
y = 1,9526Ln(x) + 5,8617
R2 = 0,5279
2
0
0
1
2
3
4
5
6
7
Коэффициент падения дебита жидкости после ГРП, т/сут/мес
Рис. 8. Факторы, влияющие на эффективность и продолжительность
Получили положительные факторы по значимости: коэффициент падения дебита жидкости скважин после ГРП, объем жидкости обработки, объем закачанного проппанта в пласте, пластовое давление. Отрицательно влияющие факторы, которые привели к резкому
снижению эффективности обработки, распределились в следующем порядке: повторные
обработки, низкие пластовые давления ниже 18МПа, наличие базовой обводненности выше
80%, обработки без кислотного воздействия.
Анализируя физическую сущность процессов волновой обработки ООО «ПромТекс», в
отличие от других подобных технологий, выявлено, что главным фактором успешности в
скважинах после ГРП является обработка интервала перфорации большим объемом рабочей
жидкости под давлением в виде упругой волны с определенной частотой и амплитудой,
способствующей оттеснению кольматанта с ПЗП в глубь пласта. Эти процессы позволяют
раскрывать ранее образованные трещины ГРП, восстанавливать их проводимость из-за
селективного кислотного воздействия. Оптимальное сочетание расхода и объема рабочей
жидкости с селективной кислотной обработкой, а также высоких гидравлических колебаний
позволяет значительно увеличивать продуктивность добывающих скважин. Это подтверждается проведенным математическим факторным анализом на основе промыслового материала [2, 3].
Негативные результаты технологии по 2008 г. являются следствием некачественного
подбора скважин под ОПЗ, не учитывались полученные факторы, влияющие на эффективность.
№ 3, 2011
Нефть и газ
41
Выводы
Волновая обработка пласта позволяет восстанавливать продуктивность скважины после
проведения ГРП не только наклонно направленных скважин, но и полого-горизонтальных.
При техническом усовершенствовании возможно применение этой технологии на горизонтальных скважинах. В скважинах, обработанных по волновой технологии, в 2,5 раза снизились отказы насосного оборудования.
Технология усовершенствована авторами с проведением замеров по расходу рабочей
жидкости, снятием профиля приемистости и проведением гидродинамических исследований. Это позволяет без ГИС оценить работающие интервалы и вовлекать в разработку ранее
не работающие интервалы, увеличивая нефтеотдачу пласта.
В результате факторного анализа выявлены причины падения эффективности за 20072008 гг., определены факторы, положительно и отрицательно влияющие на эффективность
метода.
В перспективе при определенной доработке существующей технологии и правильном
подборе скважин с учетом выявленных факторов, влияющих на эффективность, возможно
использование технологии не только как метода интенсификации, но и метода повышения
нефтеотдачи в комплексе с современными гидродинамическими методами.
Список литературы
1. Апасов Т.К. Анализ проведения ГРП на примере юрских пластов. Нефть и газ Западной Сибири.
Том 1. – Тюмень: ТюмГНГУ, - 2003. - 98 с.
2. Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти: - М.: Наука, 2000. – 414 с.
3. Некрасов В.И. Гидроразрыв пласта: внедрение и результаты, проблемы и решения / Лангепас –
Тюмень. ООО «Лукойл Западная Сибирь». – 2001. - 234 с.
Сведения об авторах
Апасов Тимергалей Кабирович, к.т.н., кафедра «Нефтегазовое дело», тел.: 8-912-939-0250,
e-mail: apasov-timur@mail.ru ТюмГНГУ
Апасов Гайдар Темиргалеевич, студент, тел.: 9-908-878-1090, e-mail: apasov_gaydar@inbox.ru
ТюмГНГУ
Салиенко Николай Николаевич, начальник геологической службы УНП-1, ОАО «ННП», тел.:
8-3466-627463
Апасов Ренат Темиргалеевич, к.т.н., кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений», тел.: 8-912-922-8024, e-mail: renat_apasov_zul@mail.ru ТюмГНГУ
Apasov T. K., Candidate of Technical Sciences, Department «Oil and Gas Business», Tyumen State Oil
and Gas University, phone: 8-912-939-0250, e-mail: apasov-timur@mail.ru
Apasov G. T., student, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 9-908-878-1090, e-mail:
apasov_gaydar@inbox.ru
Salienko N. N., Head of Geological Survey in UNP-1, OJSC «NNP», phone: 8-3466-627463
Apasov R. T., Candidate of Technical Sciences, Department of reservoir engineering and operation of oil
and gas fields, Tyumen State Oil and Gas University, phone:8-912-922-8024, e-mail:
renat_apasov_zul@mail.ru
_____________________________________________________________________________________
УДК 552.578.2:53
ОБРАЗОВАНИЕ ЗОН НЕФТИ С РАЗЛИЧНЫМИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ
СВОЙСТВАМИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
А. В. Сорокин, В. Д. Сорокин, М. Р. Сорокина
(ООО «Омега-К, Тюменский государственный университет)
Ключевые слова: подвижная нефть, гидродинамическая модель, градиенты свойств нефти,
массообменные процессы
Key words: movable oil, hydrodynamic model, gradients of oil properties, mass-transfer processes
Информация о физико-химических свойствах нефти необходима как для получения
подсчетных параметров, используемых в методике расчета запасов нефти и газа, так и при
построении гидродинамической модели процесса вытеснения нефти.
42
Нефть и газ
№ 3, 2011
В последнее время появились обобщающие работы по этому направлению, применение
принципов и методик которых позволяет построить более точные модели физикохимических свойств пластовой нефти и прогнозировать изменения значений свойств подвижной нефти, происходящие в пласте при разработке залежи.
Экспериментальная информация о значениях физико-химических свойств пластовой
нефти отсутствует, потому что отбираются и изучаются пробы только подвижной составляющей пластовой нефти. Подробно эта проблема освещена в работах [1, 2].
В настоящее время получение информации о значениях физико-химических свойств
пластовой нефти возможно с помощью экспериментально-расчетных методов, основы которых изложены в работе [3].
В научной литературе описаны две модели свойств пластовой нефти: одна декларирует
однородность состава и изотропность свойств ее в пласте, другая – основана на неоднородности ее состава и свойств на уровне порового пространства.
Первая модель пластовой нефти основана на лабораторном изучении свойств нефти в
свободном объеме без учета особенностей ее взаимодействия с поверхностью порового
пространства. Равенство значений подвижной составляющей пластовой нефти, попадающей
сначала в скважину, затем в пробоотборник, и пластовой нефти базируется на модели
нефти, основанной на предположении однородности состава и изотропности ее свойств в
пласте. Тождественность значений физико-химических свойств подвижной составляющей
пластовой нефти и пластовой нефти пока никем не доказана.
С точки зрения данной модели нельзя объяснить многочисленные экспериментальные
данные о неоднородности начальных значений физико-химических свойств нефти по площади и разрезу залежи, слабую повторяемость результатов исследований свойств нефти на
одной и той же скважине, а так же экспериментально наблюдаемые изменения параметров
нефти в процессе разработки нефтяной залежи.
Следовательно, возникает вопрос достаточной степени обоснованности подсчетных параметров, используемых при подсчете геологических запасов нефти и газа, которые основаны на свойствах подвижной нефти. Применяемые в практике методики построения гидродинамической модели процесса вытеснения нефти, как правило, не учитывают динамику
изменения свойств подвижной нефти, а используют начальные значения ее свойств в виде
констант.
Вторая модель пластовой нефти учитывает энергетическое взаимодействие ее отдельных компонентов с поверхностью коллектора. Основные результаты экспериментов лабораторного моделирования структурированных слоев нефти приведены в работе [4], а структура пластовой нефти в рамках данной модели приведена в работах [1, 2].
Избирательное взаимодействие компонентов нефти с поверхностью гидрофобного коллектора приводит к возникновению структурированных слоев нефти (терминология автора
[4]), которые расположены вблизи поверхности коллектора.
Нефть, находящаяся в данных слоях, имеет повышенную концентрацию смол и асфальтенов в составе, а так же переменные по толщине и более высокие значения следующих
показателей: молярной массы, плотности, вязкости и более низкие значения газосодержания, по сравнению с нефтью, находящейся вне структурированного слоя. Чем ближе к поверхности коллектора, тем значения свойств нефти структурированного слоя сильнее отличаются от значений свойств нефти вне его.
Схематично строение слоев нефти, находящейся в крупнопористом и мелкопористом
коллекторах, приведено на рис.1 а.
Толщина структурированного слоя нефти зависит от наличия и соотношения компонентов в ее составе и от свойств коллектора (минералогического состава, размеров пор и т.д.) и
может достигать 5 мкм, при наиболее характерной толщине в реальных условиях 0,2-1 мкм.
На месторождениях Западной Сибири до 50% пор коллектора имеют размер менее 1 мкм.
Поэтому доля запасов нефти, находящейся в структурированном слое реального коллектора, лежит в пределах 20-99%.
Данная модель нефти, учитывающая энергию взаимодействия своих отдельных компонентов между собой и с поверхностью коллектора, в статическом состоянии является термодинамически равновесной.
№ 3, 2011
Нефть и газ
43
Рис. 1.
а).Строение слоев нефти у поверхности в крупнопористом и мелкопористом
коллекторах в статическом состоянии:
1 – поверхность коллектора; 2 – адсорбционный слой нефти; 3 – структурированный слой нефти;
4 – нефть вне структурированного слоя; μ, ρ – динамическая вязкость и плотность нефти
при пластовых условиях; Г – газосодержание
б).Особенности вытеснения нефти из крупнопористого и мелкопористого
коллекторов при внедрении воды: 5 – закачанная вода
Равновесное состояние
пластовой системы
Пластовая
нефть
нефть вне
структурированных
слоев
доля запасов 0-80%
нефть в
структурированных
слоях
нефть в
адсорбционных
слоях
доля запасов 20-99%
доля запасов <1%
Подвижная
нефть
извлеченная
подвижная
нефть
неизвлеченная
подвижная
нефть
Неподвижная
нефть
нефть в
целиках
связанная
нефть в зоне
дренирования
Неравновесное состояние
пластовой системы
Разработка залежи
Статическое состояние
Структура пластовой нефти приведена на рис. 2. В процессе разработки нефтяной залежи пластовая нефть разделяется на подвижную и неподвижную составляющие.
Рис. 2. Структура пластовой нефти
Свойства структурированных слоев нефти, находящейся в гидрофобном коллекторе при
лабораторных исследованиях изучены достаточно хорошо. Значения ее интегральных характеристик (молярной массы, плотности, вязкости) могут быть оценены расчетными методами. Энергетические связи взаимодействия молекул нефти с поверхностью гидрофильного
коллектора к настоящему времени изучены недостаточно. Как известно, в большинстве
реальных случаев смачиваемость коллектора водой имеет промежуточные значения, поэтому можно оценить долю нефти и ее свойства в структурированных слоях, а следовательно,
получить более обоснованные значения свойств пластовой нефти. Эти знания физикохимических свойств пластовой нефти должны быть учтены при определении ее запасов. По
44
Нефть и газ
№ 3, 2011
данным работ [3, 5, 6] учет значений физико-химических свойств нефти структурированных
слоев в пластах групп Б и Ю месторождений Западной Сибири приводит к росту геологических запасов нефти, определенных объемным методом, на 10-20%.
С точки зрения второй модели пластовой нефти хорошо объяснимы различия в начальных значениях физико-химических свойств подвижной нефти, и их изменчивость, которая
наблюдается на всех месторождениях Западной Сибири в процессе их разработки, основные
результаты этих исследований приведены в работах [5, 7].
С началом разработки залежи при приложении гидродинамического воздействия процесс движения пластовых жидкостей выглядит следующим образом. В первую очередь в
процесс дренирования вовлекается нефть, находящаяся вне структурированного слоя (в
центральной части поры) и нефть, наиболее удаленной от поверхности коллектора части
структурированного слоя. Структурированные слои нефти, находящиеся в непосредственной близости от поверхности коллектора при приложении реальных гидродинамических
воздействий не переходят в подвижное состояние, тем самым, уменьшая сечение пор (следовательно, ухудшая проницаемость коллектора), по которым фильтруется поток пластовой
жидкости, что необходимо учитывать при построении гидродинамической модели процесса
вытеснения нефти.
Возникновение градиентов физико-химических свойств пластовых жидкостей и образование зон нефти с разными значениями свойств в процессе разработки нефтяного пласта
обусловлено многими причинами. Разделение залежи на зоны в процессе ее разработки,
основанное на различиях в них значений физико-химических свойств пластовых жидкостей
приведено на рис. 3, где для упрощения представлены только зоны, имеющие наибольшие
размеры.
Значения св ойств нефти в разных зонах:
- газосодержание нефти
- плот ность и динамическая в язкость нефти
- динамическая в язкость в одонефтяной смеси
Рис. 3. Зоны разрабатываемой залежи с различными значениями
физико-химических свойств пластовых жидкостей
В процессе дренирования в поровом пространстве движется нефть иного состава (по
сравнению со статическим состоянием (см. рис.1б)), что ведет к нарушению термодинамического равновесия пластовой нефти, как в конкретной поре, так и всей пластовой системы
в целом. Эта нефть соответствует зоне 1 (см. рис. 3), что приводит к возникновению массообменных процессов на микроуровне, которые ведут к изменению значений свойств нефти
в структурированных слоях и вне их. Так как процесс дренирования непрерывен во времени, то углеводородная система в течение разработки залежи постоянно неравновесна.
При разработке залежи с использованием вытесняющих агентов: воды или газа (поверхностной закачки и газом горения) взаимодействие пластовых жидкостей еще более усложняется.
При замещении части порового пространства газом или водой на уровне поры, состав
содержимого в ней изменяется, а так как вода и газ являются массообменно-активными
компонентами, то для установления термодинамического равновесия внутри поровой системы происходят массообменные процессы: часть легких компонентов нефти (неуглеводо-
№ 3, 2011
Нефть и газ
45
родные газы, метан, этан, пропан) растворятся в воде, а газы закачки или горения – в нефти,
что ведет к изменению компонентного состава и значений ее свойств.
Наряду с массообменными процессами между элементами пластовой системы с внедренными извне в пору вытесняющими агентами, происходят и пограничные массообменные
процессы, обусловленные диффузионным движением массообменно-активных компонентов
по зонам дренирования.
При внедрении воды в поровое пространство происходит «смыв» части структурированного слоя нефти и формирование перед фронтом закачанной воды волны нефти из этого
слоя (см. рис.1 б). Плотностно-вязкостные характеристики нефти зоны 2 имеют более высокие значения, по сравнению с этими же характеристиками подвижной нефти, расположенной в центральной части поры до начала ее движения. Движение фронта происходит в
направлении от нагнетательной к добывающей скважине. Этот фронт разграничивает зоны
1 и 2, на границе которого значения физико-химических свойств нефти скачкообразно изменяются.
Экспериментальное подтверждение этого факта изложено в работе [7]. В результате
крупномасштабных экспериментов, которыми были охвачены исследования свойств нефти
более 100 скважин в течение 7 лет, установлено, что перед фронтом воды в скважину вытесняется нефть, значения плотности которой в разгазированном состоянии на короткое
время увеличиваются, в большинстве случаев, на 15-35 кг/м3. После появления воды в продукции скважины значения плотности нефти снижаются, но не достигают значений, предшествующих появлению воды. Установлено, что величина скачка плотности нефти не связана с динамикой обводненности продукции скважины, а является только результатом факта появления закачанной воды в добываемой продукции.
Далее расположен фронт пассивной воды, которая движется в зоне 3 совместно с
нефтью, так как вода, ранее пройдя через зону 4, частично насытилась легкими углеводородными компонентами нефти, то она в массообменных процессах участвует слабо, а массообменными компонентами здесь являются нефть с незначительным содержанием легких
компонентов, пришедшая с водой из зоны 4 и нефть зоны 3 (см. рис. 3).
Затем движется фронт активной воды, разделяющий газонасыщенную и недонасыщенную нефтяным газом закачанную воду. На границе этого фронта значения физикохимических свойств нефти и воды различаются: газонасыщенная вода (в зоне 3) имеет
меньшие значения динамической вязкости, так как в ней растворен определенный объем
нефтяного газа по сравнению с водой, движущейся по зоне 4. Плотность и вязкость подвижной и неподвижной нефти в зоне 3 имеют более высокие значения, по сравнению со
значениями этих параметров в зоне 1. Переход газовых компонентов из нефти в воду на
границе этого фронта приведет к различиям в значениях свойств подвижной и неподвижной
нефти по разные стороны этого фронта. В зоне 3 определяющим фактором гидродинамического сопротивления является динамическая вязкость смеси воды и нефти на порядок превышающая собственные значения динамической вязкости воды и подвижной нефти по отдельности.
Позади фронта активной воды в зоне 4 подвижная и неподвижная нефти почти не содержат легких водорастворимых компонентов, значения ее свойств (плотности и вязкости)
приближаются к значениям свойств разгазированной нефти при данных термобарических
условиях. Разница в значениях плотности нефти до и после этого фронта для нефти месторождений Западной Сибири составляет 30-50 кг/м3, а динамической вязкости – в 4-8 раз.
Таким образом, в разные периоды разработки нефтяной залежи в ней возникают обширные зоны с различными значениями физико-химических свойств вмещающих жидкостей,
которые не только имеют существенную разницу значений, но которые скачкообразно меняются на границе соответствующего фронта. Это приводит к нестационарности параметров процесса гидродинамического воздействия. Более подробная информация с оценкой
размеров зон в разрабатываемой нефтяной залежи приведена в работе [3].
Для построения постоянно действующей гидродинамической модели вытеснения нефти
из пласта, учитывающей особенности процесса вытеснения, важно определить размеры
этих зон и значения физико-химических свойств, движущихся по ним жидкостей, потому
что характер вытеснения смесей из каждой зоны различен.
Модель процесса вытеснения нефти еще более усложняется при учете различий коллекторских свойств пласта. Если скорости движения жидкостей по пропласткам различны, то
по каждому из них и скорости движения фронтов будут разными и неизбежно возникнет
массообменный диффузионный перенос подвижных компонентов нефти через границы
46
Нефть и газ
№ 3, 2011
пропластков, это повлияет на значения свойств нефти во всех зонах, что необходимо учитывать при построении модели процесса вытеснения нефти из пласта.
Различия в значениях физико-химических свойств нефти после формирования всех зон
между нагнетательными и добывающими скважинами для месторождений Западной Сибири составят: плотности нефти при пластовых условиях – 50-90 кг/м3, динамической вязкости – 10-30 раз, газосодержания – 5-20 раз. Снижение фильтрационных возможностей коллектора, возникших по причине наличия структурированного слоя, учет фактических значений физико-химических свойств нефти в каждой зоне разрабатываемой залежи, вне всякого сомнения, окажет влияние на коэффициент вытеснения нефти водой. В каждой зоне
залежи значения этого коэффициента будут различными, что необходимо учитывать при
определении величины КИН залежи в целом.
Основной объем информации о подвижной нефти характеризует ее свойства в безводный период разработки залежи (нефть 1 зоны) и определяется только организационными
особенностями исследовательской деятельности. На месторождениях Западной Сибири
50-90% нефти добывается в водный период разработки (нефть из 3 и 4 зон), а во времени
разработки залежи эта доля еще больше, следовательно большая часть процесса разработки
залежи не обеспечивается объективной информацией о физико-химических свойствах
нефти, что и отражается на качестве гидродинамического моделирования и не позволяет
решить задачу создания постоянно действующей гидродинамической модели.
Относительные фазовые проницаемости в конкретной точке пласта зависят от долей подвижной нефти и воды и от соотношения значений их свойств. В каждом конкретном случае, если результат расчета вытеснения нефти по гидродинамической модели не совпадает с
фактом, то следует признать, что это можно объяснить только разницей значений физикохимических свойств подвижной нефти, принятых в модели и значений фактических свойств
подвижной нефти, так как параметры коллектора неизменны, а свойства воды хорошо изучены и их значения данной точке пласта могут быть смоделированы достаточно точно. Таким образом, для создания постоянно действующей гидродинамической модели необходимо использовать фактические значения свойств движущихся пластовых жидкостей, находящиеся в различных зонах залежи.
Наиболее слабым местом многочисленных методик расчета изменений значений физико-химических свойств пластовых жидкостей, обусловленных изменением термобарических условий пласта, является неточность информации о значениях термических и барических коэффициентов. Причиной этого являются отсутствие детальных представлений о
фактических значениях свойств пластовых жидкостей в той или иной точке пласта. Так как
значения физико-химических свойств нефти в каждой зоне отличаются между собой, то и
получать барические и термические коэффициенты необходимо отдельно для нефти каждой
зоны.
Как показывает практический опыт авторов в области исследований физико-химических
свойств нефти в процессе разработки залежи, изменения значений ее свойств, обусловленные внутрипластовой структурой нефти и внутрипластовыми массообменными процессами,
на порядок выше, чем изменения значений свойств нефти, связанные с изменением давления и температуры в залежи во время ее разработки.
С помощью существующих экспериментальных методов исследования физикохимических свойств нефти и методов расчета значений ее свойств, приведенных в цитируемых выше работах, имеется возможность получения значений физико-химических свойств:
 пластовой нефти (с учетом долей и значений свойств всех ее составляющих) для более обоснованного результата подсчета ее запасов;
 подвижной нефти с учетом динамики изменения ее свойств на период разработки
для каждой зоны залежи с целью построения более обоснованной и постоянно действующей гидродинамической модели процесса вытеснения нефти;
 остаточной нефти каждой зоны залежи для более обоснованного выбора технологии
ее извлечения.
Выводы
1. Необходимо менять нормативную базу и методики по изучению физико-химических
свойств нефти из-за имеющихся принципиальных отличий в методах исследования
жидких углеводородов в поровом пространстве и в свободном объеме.
2. Наличие неподвижной части структурированного слоя нефти на поверхности порового
пространства ведет к уменьшению его фильтрационного сечения, что необходимо учитывать при гидродинамическом моделировании процесса вытеснения нефти.
№ 3, 2011
Нефть и газ
47
3. Экспериментальное определение коэффициента вытеснения нефти водой необходимо
проводить с использованием физической модели нефти, соответствующей нефти каждой зоны залежи.
4. При гидродинамическом моделировании процесса вытеснения нефти необходимо использовать зональные значения свойств пластовых жидкостей.
5. Для создания постоянно действующей гидродинамической модели вытеснения нефти
необходимо использовать функциональные зависимости изменения свойств подвижной
нефти.
Список литературы
1. Сорокин А. В., Сорокин В. Д. Учет физико-химических свойств составляющих пластовой нефти
в методиках подсчета запасов и расчета процессов нефтеизвлечения. // Известия вузов. Нефть и газ. Тюмень, - 2005. - № 6. - С. 34-40.
2. Sorokin A. V., Sorokin V. D. Information structure of in-situ oil. //ROGTEC, 2007, №8. – pp.12-20.
3. Сорокин А. В., Сорокин В. Д. Исследование процесса изменчивости физико-химических
свойств пластовой нефти при разработке месторождений Западной Сибири. - Тюмень: Вектор-Бук,
2004. - 237 с.
4. Мархасин И. Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1977. - 214 с.
5. Сорокин А. В., Сорокин В. Д., Сорокина М. Р. Влияние изменчивости свойств нефти на методику и результаты подсчета запасов углеводородов. // Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень, - 2005. -№ 5.
- С.45-50.
6. Сорокин А. В., Сорокин В. Д. Методика расчета физико-химических свойств пластовой нефти
при использовании в подсчете запасов углеводородов. // В сб. «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: Вектор-Бук, 2005. № 5. - С.93-95.
7. Сорокина М. Р. Расчет значений физико-химических свойств подвижной нефти для моделирования процессов нефтевытеснения. // В сб. «Алгоритмизация и моделирование процессов разработки
нефтегазовых месторождений». - Тюмень: Вектор-Бук, 2005. - С.114-116.
8. Сорокин А. В., Сорокин В. Д., Терешина Т. В. Механизмы изменения плотности газонасыщенной нефти в процессе разработки залежи. // В сб.: «Основные направления научно-исследовательских
работ в нефтяной промышленности Западной Сибири». - Тюмень: СибНИИНП, 1999. - С.122-130.
Сведения об авторах
Сорокин Александр Владимирович, заместитель директора по научной работе, ООО «Омега-К»,
тел.(3452) 30-16-89
Сорокин Владимир Дмитриевич, генеральный директор, ООО «Омега-К», тел.:(3452) 30-16-89
Сорокина Марина Рашидовна, к.т.н., доцент, начальник отдела аспирантуры и докторантуры,
Тюменский государственный университет, тел.(3452) 46-18-31
Sorokin A. V., Deputy Director in scientific work, Limited Liability Company «OMEGA-K», phone:
+7(3425) 30-16-89
Sorokin V. D., Director General, Candidate of Technical Sciences, Limited Liability Company
«OMEGA-K», phone: +7(3425) 30-16-89
Sorokina M. R., Candidate of Technical Sciences, assistant professor, Head of Postgraduate Education
and Doctoral Training Department, Tyumen State University, phone: +7(3452) 46-18-31
_____________________________________________________________________________________
УДК 622.27
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Е. В. Паникаровский, В. В. Паникаровский
(ООО «ТюменНИИгипрогаз»)
Ключевые слова: коллектор, фильтрационно-емкостные свойства, проницаемость
Key words: reservoir, filtration-and-capacity characteristics, permeability, depression
На месторождениях севера Западной Сибири установлены трещинно-поровые коллекторы в нижневаланжинских продуктивных отложениях, в горизонтах БУ16, БУ17 и БУ18,
которые состоят из нескольких меридионально вытянутых пластов клиноформного строения, сформировавшихся в условиях некомпенсированного осадконакопления.
Трещиновато-поровые коллекторы ачимовской толщи считаются пока мало изученными
и на большинстве месторождений залежи в этих пластах не разрабатываются. Исключение
составляет Уренгойское месторождение, где ведется пробная эксплуатация опытного участка ачимовской толщи и накоплен фактический материал по разработке этого объекта.
48
Нефть и газ
№ 3, 2011
Ачимовские отложения представлены средне- и мелкозернистыми песчаниками и алевролитами. По составу обломочного материала они относятся к аркозовым, где полевые
шпаты составляют от 50 до 60 %, кварц от 25 до 35 %, обломки пород от 5 до 15 %, слюда
от 0,5 до 10 %. Содержание цемента колеблется от 2 до 5 %. Цемент коллекторов глинистый
и представлен хлоритами, каолинитом, карбонатный цемент встречается реже и состоит,
главным образом, из кальцита.
Учитывая сложное геологическое строение продуктивных пластов ачимовской толщи,
породы-коллекторы которой представлены низкопроницаемыми песчаниками и алевролитами с глинистым и глинисто-карбонатным цементом, с проницаемостью от 14·10-3 мкм2 до
1·10-3 мкм2, пористостью от 10,0 до 23,1 % можно считать геологический фактор решающим при вскрытии продуктивных пластов и освоении скважин.
В работах А. Н. Бабушкиной, А. М. Брехунцова, В. Г. Драцова, А. Н. Пономарева,
В. А. Пономарева, М. Е. Стасюка и др. обосновывается присутствие в разрезе ачимовской
толщи порово-трещинных и трещинно-поровых коллекторов [1-4].
А. Н. Бабушкиной, В. Г. Драцовым, В. Г. Фоменко на основе анализа и обобщения ГИС,
лабораторных исследований образцов керна, испытания скважин предложена классификация коллекторов, установлены качественные и количественные параметры оценки их
нефтегазонасыщенности, предложены методы выделения трещиноватых зон в разрезе
скважин геофизическими методами исследования [1, 2, 3].
Трещиноватость пород-коллекторов изучалась нами на основе анализа гидродинамических исследований скважин и фильтрационно-емкостных свойств пород ачимовских отложений Уренгойского месторождения.
Одной из важных характеристик пород-коллекторов является зависимость между проницаемостью и пористостью Кпр = f (Kп), которая для коллекторов порового типа имеет
линейных характер и высокие коэффициенты корреляции. Графики зависимости
Кпр = f (Kп), построенные для ачимовских отложений, носят нелинейный характер и имеют
низкие значения коэффициентов корреляционного отношения, которые изменяются от 0,34
до 0,37, что свидетельствует о другом типе коллектора (рис. 1, 2).
-3
2
Кпр, 10 мкм
6
5
Рис.1.
Зависимость
проницаемости (КПР)
от открытой пористости (КП)
пл. Ач3-4 Уренгойского
месторождения по данным
исследования керна
4
3
2
1
0
7
9
11
13
15
17
19
21
Кп,%
(y = 0,05x2 – 1,3147x + 8,6306; R2 = 0,3737)
Трещиноватость коллекторов устанавливается при построении кривых восстановления
давления, снятых при стационарной фильтрации, обработанных по методу Хорнера, где вид
кривых, построенных по зависимости 1g [ P 2 - P 2 (t) ] = f(t), определяет тип коллектора и
степень загрязненности прискважинной зоны.
№ 3, 2011
Нефть и газ
49
-3
2
Кпр, 10 мкм
6
5
Рис. 2.
Зависимость
проницаемости (КПР)
от открытой пористости(КП)
пл. Ач5-6 Уренгойского
месторождения по данным
исследования керна
4
3
2
1
0
8
10
12
14
16
18
20
22
Кп,%
(y = 0,0407x2 – 1,0355x + 6,6282; R2 = 0,3499)
Кривая восстановления давления, обработанная по методу Хорнера для скв. 745,
вскрывшей пласт Ач3-4 в интервале 3762-3792 м, имеет вид выпуклой линии в сторону оси
времени (t), что свидетельствует о трещиноватом пласте (рис. 3).
Основной проблемой при изучении трещиноватости является отнесение породколлекторов к порово-трещинному или трещинно-поровому типу. У коллекторов порового
типа основными проводящими каналами являются поры, а трещины играют подчиненную
роль, у второго типа коллекторов преобладает трещинная проницаемость.
Для количественной оценки трещиноватости и отнесения коллектора к поровотрещинному или трещинно-поровому типу. Ф.И. Котяховым 5 введен безразмерный коэффициент β , который определяется по формуле
β
Κ г  Κ ск ,
Κ ск
(1)
где KГ – средняя проницаемость пласта по гидродинамическим исследованиям, мкм2;
КСК – средневзвешенная поровая проницаемость по керновому материалу, мкм2.
lg (Рпл.2 -Рз )
5,5
2
5,3
5,1
4,9
Рис. 3. Кривая восстановления
давления скв. 745 Уренгойского
месторождения, интервал
3782-3792 м, пл. Ач3-4
4,7
4,5
4,3
4,1
3,9
3,7
3,5
0
25
50
75
100
125
150
175 200
t 1000 с
Если рассчитанный коэффициент  превышает 1, то коллектор следует отнести к трещинно-поровому типу с преобладанием трещинной проницаемости.
На Уренгойском месторождении в скв. 336, 733, 306, 449, 285, вскрывших пласты
Ач3-4, Ач5, где получена гидродинамическая характеристика пласта и определены фильтрационные характеристики пород по данным исследований керна, выделяются коллекторы
трещинно-порового и порово-трещинного типов по методике, предложенной Ф.И. Котяховым (табл. 1).
Основная часть скважин Уренгойского месторождения, вскрывших ачимовские отложения, перфорировалась кумулятивными зарядами ПР, ПРК, ПКС, ПНКТ, ПКО. Большая
часть объектов вскрывалась перфораторами ПР-43, ПРК-42, ПКС-80, ПКС-105, ПКО-89,
ПНКТ-73 с плотностью прострела от 6 до 26 отв./п.м.
50
Нефть и газ
№ 3, 2011
Таблица 1
Фильтрационная характеристика пластов по гидродинамике и керну
Но
м.
скв.
Интервал
перфорации, м
Газонасыщенная
эффективная
толщина, м
449
3660-3692
9,0
336
3595-3603
285
Гидропроводность,
мкм2м/мПас
Средневзвешенная проницаемость по
керну,
К10-3мкм2
Проницаемость по
гидродинамике,
К10-3мкм2
Тип
коллектора
(по Котяхову)
Пласт Ач3-4
0,793
4,4
2,73
3,0
0,068
0,19
0,703
3570-3622
8,4
0,690
2,82
2,55
Поровотрещ.
Трещ.поровый
Поровотрещ.
336
3626-3657
13,8
Пласт Ач5
1,044
2,2
2,3
733
3645-3655
4,0
0,606
0,59
4,6
733
3619-3623
2,2
0,541
0,58
7,62
306
3624-3645
17,4
24,568
0,16
43,7
Трещ.поровый
Трещ.поровый
Трещ.поровый
Трещ.поровый
При перфорации скважина заполнилась технической водой или промывочной жидкостью. Двадцать семь объектов вскрывались гидропескоструйной перфорацией на глинистых
растворах плотностью от 1420 до 1540 кг/м3. На 23 объектах испытания проводились с открытым забоем, интервал оборудовался фильтром диаметром от 114 до 139,7 мм, плотность
отверстий изменялась от 10 до 15 отв. на 1 п.м. Вызов притока осуществлялся заменой глинистого раствора на воду с последующей промывкой скважины водой с противодавлением
от 5 до 25 МПа.
При испытании скважин с помощью пластоиспытателей КИИ-95, КИИ-146 в большинстве случаев притоки не были получены из-за низкой газонасыщенности объектов – Кг 
40% (скв. 262, 448, 453, 678) и невысокой величины депрессии – 16,0 МПа. Из 99 объектов,
вскрытых перфорацией, 68 объектов относятся к пл. Ач3-4 и 66 объектов к пл. Ач5-6.
Отсутствие надежной корреляционной связи между проницаемостью и пористостью не
позволяет прогнозировать дебит эксплуатационных скважин и возникает необходимость
искать связь потенциального дебита скважин с другими параметрами.
Наиболее приемлемой для пластов ачимовской толщи является корреляционная зависимость удельного дебита скважины (q), полученного при испытании скважин, и коэффициента газонасыщенности (Кг), определяемого по геофизическим исследованиям скважин
БКЗ, ИК и др. (рис. 4, 5).
q, тыс.м 3 / сут/м
30
25
Рис. 4 .
Зависимость удельного дебита
(q) от коэффициента газонасыщенности (КГ), пл. Ач3-4
Уренгойского месторождения
20
15
10
5
0
45
50
55
60
65
70
75
80
Кг,%
(y = 4Е-0,6e0.2053x; R2 = 0,6681)
№ 3, 2011
Нефть и газ
51
q , тыс.м 3 / сут/м
30
25
Рис. 5.
Зависимость удельного дебита (q)
от коэффициента газонасыщенности (Кг), пл. Ач5-6 Уренгойского
месторождения
20
15
10
5
0
45
50
55
60
65
70
75
80
Кг,%
(y = 0,0035e0,113x; R2 = 0,7106)
Для продуктивных пластов Ач3-4 и Ач5 нами получены зависимости удельного дебита
от коэффициента газонасыщенности, у которых коэффициенты корреляционного отношения составляют R2 = 0,67 – пласт Ач3-4; R2 = 0,71 – пласт Ач5.
С учетом результатов исследований коэффициента газонасыщенности и удельного дебита можно разделить объекты эксплуатации по продуктивности (табл. 2).
Таблица 2
Характеристика объектов эксплуатации
Месторождение
Уренгойское
Пласт
Ач3-4,
Ач5-6,
Ач3-4,
Ач5-6,
Ач3-4,
Ач5-6,
Газонасыщенность,
%
48  65%
46  60%
65  70%
60  66%
> 70%
> 66%
Характеристика
объектов
Низкодебитные
Среднедебитные
Высокодебитные
Используя данную градацию, можно определить прогнозируемый дебит при условии качественного вскрытия и освоения продуктивного пласта, а также качественного
проведения ГИС.
Список литературы
1. Брехунцов А.М., Бородкин В.Н., Дещеня Н.П. и др. Проблемы картирования индексации и прогноза высокоперспективных зон в ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны и некоторые аспекты
технико-экономического обоснования ее освоения. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений - М.: Недра. № 11, 1999. - С. 2-13.
2. Бабушкина А.Н. Выделение коллекторов и определение подсчетных параметров в ачимовской
толще Уренгойско-Пуровской зоны Запрадной Сибири. Дис. канд. геол.-минер. наук. - Тверь, 1995. 130 с.
3. Драцов В.Г., Бабушкина А.Н. Обоснование интерпретационной модели данных ГИС ачимовских
отложений Уренгойско-Пуровской зоны с целью геологического моделирования залежей углеводородов. // АНС «Каротажник», № 75, 2000. - С. 99-103.
4. Пономарев А.Н., Стасюк М.Е. О начальном градиенте давления при фильтрации высоконасыщенных газоконденсатных систем в условиях высоких давлений и температур. // Сер. Разработка и
эксплуатация нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири. Межвузовский сборник трудов.
ТюмГНГУ. – Тюмень, 2001. - С. 35-38.
5. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. - М.: Недра, 1977.- 287 с.
Сведения об авторах
Паникаровский Евгений Валентинович, к. т. н. научный сотрудник лаборатории по эксплуатации и ремонту скважин, ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.: (3452) 28-66-97
Паникаровский Валентин Васильевич, д. т. н., ведущий научный сотрудник лаборатории вскрытия продуктивных пластов и повышения продуктивности скважин, ООО «ТюменНИИгипрогаз»,
тел.:(3452) 28-67-35
52
Нефть и газ
№ 3, 2011
Panikarovskii E. V., Candidate of Technical Sciences, scientific worker, Laboratory of wells repair and
operation, Limited Liability company TyumenNIIgiprogas”, phone: (3452) 28-66-97
Panikarovskii V. V., Doctor of Technical Sciences, Leading scientific worker, Laboratory of producing
formations drilling and wells productivity improvement, Limited Liability company «TyumenNIIgiprogas»,
phone: (3452) 28-67-35
_____________________________________________________________________________________
УДК 539.32-047.44
АНАЛИЗ МОДЕЛЕЙ ГИПЕРУПРУГОГО МАТЕРИАЛА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
ДАННЫХ ОДНОГО ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ
И. В. Поздняков
(Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Ключевые слова: модели поведения гиперупругого материала, метод конечных элементов,
метод наименьших квадратов, потенциальная энергия деформации
Key words: нyperelastic material models, finite element method, least square method, strain energy
Материал резина широко используется в машинах и агрегатах нефтегазовых промыслов,
из него выполняются манжеты пакеров, уплотнительные кольца, сильфоны торцевых
уплотнений, диафрагмы гидрозатворных камер гидрозащит погружных электроцентробежных насосов, обоймы винтовых насосов и т.д. Наиболее наглядной, а так же важной характеристикой резины, определяющей ее применение и одновременно значительно усложняющей процесс расчета и конструирования, является способность сильно изменять свою форму под действием относительно небольших, по сравнению с остальными конструкционными материалами, напряжений. Максимальные деформации при растяжении резины могут
достигать 500% и более, при этом они являются почти полностью обратимыми.
Из графика растяжения резины (рис. 1) можно увидеть ярко выраженную нелинейную
зависимость напряжений от деформаций. Здесь значения модуля упругости могут изменяться в несколько раз, следовательно, для корректного описания поведения этого материала в зоне упругости закон Гука не подходит (за исключением малых деформаций).
Рис.1.
Типичная диаграмма
растяжения резины
Для описания механических свойств резины принято использовать потенциальную
энергию деформации, рассматриваемую как скалярную функцию инвариант тензоров либо
мер деформации [1].
Наиболее удобным при исследовании напряженно-деформированного состояния эластомеров является метод конечных элементов, реализованный в настоящее время в ряде
коммерческих программных пакетов, например, ANSYS, ABAQUS, Marc, а так же в открытых программных пакетах, например, FEBio. Преимущества данного метода при работе с
эластомерами достаточно полно описываются в работе [2]. Конечно-элементные программные пакеты содержат ряд моделей гиперупругих материалов, представляющих различные
формы записи потенциальной энергии деформации. Данные модели имеют свои особенности и требуют более подробного рассмотрения. Ниже приведены наиболее часто используемые из них.
№ 3, 2011
Нефть и газ
53
Общая форма записи потенциальной энергии деформации, которую предложил Ривлин,
включает частные случаи, неогуковскую модель, модель Муни и записывается в виде

W   Сij I 1  3  I 2  3  ,
i
j
(1)
i 0 , j 0
где С ij – константы материала, i и j – индексы, указывающие на степень I 1  3 и I 2  3
соответственно, I 1 , I 2 , I 3 – инварианты мер деформации.
Ривлин подошел с чисто математической точки зрения к описанию функции потенциальной энергии гиперупругого материала, основываясь на допущении об изотропии и несжимаемости материала, а также на рассуждениях, имеющих логическую связность [3], он
утверждал, что функция энергии деформации должна зависеть только от главных удлинений в четных степенях, тогда тремя функциями λi, удовлетворяющими вышеперечисленным
требованиям будут следующие:
I1  12  22  32 ,
(2)
I 2  1222  2232  3212 ,
(3)
122232
(4)
I3 
 1.
Несжимаемости материала соответствует (4). Инварианты I 1 и I 2 могут быть представлены как две независимые переменные, определяемые тремя главными удлинениями.
Величины I1  3 и I 2  3 подобраны таким образом, что функция потенциальной энергии деформации должна обратиться в ноль при нулевых главных деформациях. С этой же
целью принято С00  0 .
Из (1), приняв i=1 и j=0, можно получить так называемую неогуковскую модель, к которой Трелоар пришел, используя гауссовскую кинетическую теорию для резиноподобных
материалов:
(5)
W  С1 I1  3.
За исключением некоторых вулканизированных резин с органическими наполнителями
данная форма приводит к результатам, которые грубо согласуются с экспериментальными
данными [4].
Форма записи потенциальной энергии деформации Муни может также быть представлена с помощью общего полинома Ривлина:
W  С10 I1  3  С01 I 2  3.
(6)
Несмотря на то, что эта модель дает хорошее согласование с экспериментальными данными до 100% относительной деформации растяжения, она все же не учитывает дальнейшего повышения жесткости материала.
Некоторые ученые пытались расширить полиномиальную запись потенциальной энергии деформации резины при использовании слагаемых высших порядков. Ниже приведены
несколько примеров таких функций.
Пяти- и девятиконстантные модели Муни-Ривлина:
W  С10 I 1  3  С01 I 2  3  С20 I 1  3  С11 I 1  3I 2  3  С02 I 2  3 ,
2
2
W  С10 I1  3  С01 I 2  3  С20 I1  3  С11 I1  3I 2  3  С02 I 2  3  ...
2
(7)
2
...  С30 I1  33  С21 I1  32 I 2  3  С12 I1  3I 2  32  С03 I 2  33 .
(8)
Модель Еоха (Yeoh), где функция потенциальной энергии деформации зависит только
от первой инварианты [2]:
W  С10 I1  3  С20 I1  32  С30 I1  33 .
54
Нефть и газ
(9)
№ 3, 2011
Модель третьего порядка Джеймса-Грина-Симпсона:
W  С10 I1  3  С01 I 2  3  С11 I1  3I 2  3.
(10)
Существует также модель Огдена, которая, в отличие от рассмотренных функций, не
требует выражения энергии деформации через инварианты мер деформации [3]:


n 
1  2  3  3 ,
(11)
n
где  n и n – константы материала. Причем  n может иметь положительное и отрицаN
W 
n 1
n
n
n
тельное значения и необязательно являться целым числом. Данная форма записи энергии
деформации позволяет получить хорошее согласование с экспериментальными данными,
полученными при различных напряженно-деформированных состояниях.
Часто перед исследователем возникает вопрос о корректности использования данных
только одного деформированного состояния для получения модели материала, которая,
предполагается, будет описывать его поведение и в сложном напряженнодеформированном состоянии. Такой вопрос может возникнуть, например, при задании параметров материала в конечно-элементной модели. Для того, чтобы получить ответ на данный вопрос, в нашей работе найдем константы материала для моделей по результатам только одноосного растяжения и построим расчетные кривые для остальных простых напряженно-деформированных состояний (равномерное двухосное растяжение, плоский сдвиг), а
затем сравним их с данными эксперимента для этих же напряженно-деформированных состояний.
В качестве рассматриваемых моделей возьмем неогуковскую модель, модель Еоха третьего порядка, девятиконстантную модель Муни-Ривлина и модель Огдена.
При проведении сравнительного анализа моделей материала использовались экспериментальные данные простых напряженно-деформированных состояний (одноосного, равномерного двухосного растяжений, а также плоского сдвига) саженаполненного каучука.
Показаны соотношения главных удлинений для соответствующих напряженнодеформированных состояний (рис.2). Так как предполагается, что материал является несжимаемым, то согласно (4), одно из трех главных удлинений можно выразить через два
других:
Рис. 2. Типы напряженно-деформированного состояния материала:
а – одноосное растяжение; б – равномерное двухосное растяжение; в – плоский сдвиг
Необходимые константы для выбранных нами моделей материала получены с помощью
применения метода наименьших квадратов, который в этом случае состоит в нахождении
минимума выражения:
nS
 [ fst i ( C1 ,C2 ,C3 , ...,si )  fse i ] 2 ,
(12)
i 1
№ 3, 2011
Нефть и газ
55
где nS – количество точек экспериментальной кривой одноосного растяжения, fst i и fsei –
расчетные и экспериментальные значения условного напряжения при одноосном растяжении, C1 ,C2 ,C3 , ... – константы материала, si – главные удлинения при одноосном растяже-
4
Относительное отклонение, %
Относительное напряжение, МПа
нии.
Далее приведены сравнительные диаграммы (рис. 3, 4, 5 и 6) экспериментальных данных и различных моделей гиперупругого материала. Для наглядности в каждом случае показаны диаграммы с относительными отклонениями расчетных значений напряжений от
значений, полученных в результате экспериментов.
а)
3
2
1
0
1
50
б)
40
30
20
10
0
1
1,3
1,6
1,9
2,2
Относительное удлинение
1,3
1,6
1,9
Относительное удлинение
Экспериментальные кривые: + одноосное растяжение; о равномерное двухосное
растяжение; x чистый сдвиг.
Расчетные кривые:
одноосное растяжение;
равномерное двухосное растяжение;
чистый сдвиг.
Относительное отклонение, %
Относительное напряжение, МПа
Рис. 3. а – диаграммы деформирования резины, построенные по экспериментальным данным, и расчетные диаграммы для неогуковской модели, полученные при
учете данных только одноосного растяжения; б – диаграммы относительного отклонения расчетных кривых от экспериментальных данных
4
а)
3
2
1
0
1
1,3
1,6
1,9
2,2
Относительное удлинение
50
б)
40
30
20
10
0
1
1,3
1,6
1,9
Относительное удлинение
Экспериментальные кривые: + одноосное растяжение; о равномерное двухосное
растяжение; x чистый сдвиг.
Расчетные кривые:
одноосное растяжение;
равномерное двухосное растяжение;
чистый сдвиг.
Рис. 4. а – диаграммы деформирования резины, построенные по экспериментальным данным, и расчетные диаграммы для модели Еоха, полученные при учете
56
Нефть и газ
№ 3, 2011
а)
3
2
1
0
1
Относительное отклонение, %
Относительное напряжение, МПа
данных только одноосного растяжения; б – диаграммы относительного отклонения
расчетных кривых от экспериментальных данных
20 000 000
4
16 000 000
б)
12 000 000
8 000 000
4 000 000
0
1
1,3
1,6
1,9
2,2
Относительное удлинение
1,3
1,6
1,9
Относительное удлинение
Экспериментальные кривые: + одноосное растяжение; о равномерное двухосное
растяжение; x чистый сдвиг.
Расчетные кривые:
одноосное растяжение;
равномерное двухосное растяжение;
чистый сдвиг.
4
а)
3
2
1
0
1
1,3
1,6
1,9
2,2
Относительное удлинение
Относительное отклонение, %
Относительное напряжение, МПа
Рис. 5. а – диаграммы деформирования резины, построенные по экспериментальным
данным, расчетные диаграммы для девятиконстантной модели Муни-Ривлина,
полученные при учете данных только одноосного растяжения; б – диаграммы
относительного отклонения расчетных кривых от экспериментальных данных
40
б)
30
20
10
0
1
1,3
1,6
1,9
Относительное удлинение
Экспериментальные кривые: + одноосное растяжение; о равномерное двухосное
растяжение; x чистый сдвиг.
Расчетные кривые:
одноосное растяжение;
Равномерное двухосное растяжение;
чистый сдвиг.
Рис. 6. а – диаграммы деформирования резины, построенные по экспериментальным
данным, расчетные диаграммы для двенадцатиконстантной модели Огдена,
полученные при учете данных только одноосного растяжения; б – диаграммы
относительного отклонения расчетных кривых от экспериментальных данных
Как видно из приведенных рисунков, неогуковская модель ведет себя стабильно во всем
диапазоне деформирования в трех рассматриваемых деформированных состояниях, однако,
она грубо согласуется с экспериментальными данными, поэтому использование этой модели может ограничиваться только первоначальными ориентировочными расчетами. Девятиконстантная модель Муни-Ривлина, а также модель Огдена позволяют добиться максимального соответствия с экспериментальной кривой одноосного растяжения. Однако в других деформированных состояниях первая модель не соответствует реальному поведению
материала, и относительные отклонения от экспериментальных кривых принимают неправдоподобно большие значения, тогда как в случае второй модели материал становится значительно более жестким, что также не соответствует его реальному поведению. Лучшее
соответствие экспериментальным данным получено при использовании модели Еоха, которая достаточно точно описывает кривую одноосного растяжения, при этом расчетные кри-
№ 3, 2011
Нефть и газ
57
вые для других деформированных состояний также хорошо соответствуют экспериментальным данным при относительном удлинении не более 1,6.
Не все модели гиперупругого материала, построенные на основе только одноосного растяжения, позволяют корректно описывать его поведение в сложном напряженнодеформированном состоянии. При этом существует большой риск получить модель, не отвечающую реальным свойствам материала, в особенности для моделей, представленных в
виде полиномиальных записей высших порядков. Для наглядности можно построить диаграмму зависимости потенциальной энергии деформации от первого и второго главных
инвариантов деформации (в несжимаемой модели третий зависит от первых двух), тогда
она будет иметь вид криволинейной поверхности (рис. 7). Любое из простых НДС (одноосное растяжение, равномерное двухосное растяжение, плоский сдвиг) представляют только
отдельную линию на этой поверхности, которая, конечно же, не дает необходимой информации для построения всей поверхности [3,5].
Рис. 7.
Диаграмма зависимости
потенциальной энергии
деформации от первого
и второго главных инвариант
Следовательно, для построения функции поведения гиперупругого материала лучше основываться на результатах общего двухосного растяжения [6]. Либо в отсутствие возможности проведения подобных экспериментов, рекомендуется также использовать результаты
нескольких простых типов деформированного состояния. Тогда при нахождении констант
материала минимизируемое выражение будет иметь следующий вид [7,8]:
nS
nB
 [ fst i ( C1 ,C2 ,C3 , ...,si )  fse i ] 2   [ fbt j ( C1 ,C2 ,C3 , ...,b j )  fbe j ] 2  ...
i 1
j 1
nP
(13)
...   [ fpt k ( C1 ,C2 ,C3 ,...,pk )  fpek ] 2 ,
k 1
где nB , nP – количество точек экспериментальной кривой равномерного двухосного растяжения и плоского сдвига, fbt j и fbe j , fpt k и fpek – расчетные и экспериментальные
значения условного напряжения при равномерном двухосном растяжении и плоском сдвиге
соответственно,  b j , pk – главные удлинения при равномерном двухосном растяжении и
плоском сдвиге.
Список литературы
1. Адамов А. А. О построении образа процесса нагружения при конечных деформациях // Прочность, пластичность и вязкоупругость материалов и конструкций. - Свердловск: УНЦ АН СССР, 1986.
2. Nonlinear Finite Element Analysis of Elastomers.White paper. The MSC Software Corporation, 2010.
3. Treloar L.R.G. The Physics of Rubber Elasticity. Clarendon Press, Oxford, UK, 1975. - 310 c.
4. Дж. Оден Конечные элементы в нелинейной механике сплошных сред. - М.: Мир, 1976. - 465 с.
5. Kenneth N. Morman, Why it is necessary to use data from more than one strain field in determining
the Helmholtz free-energy (strain energy) density function. The ANSOL Corporation, 2005.
6. R. S. Rivlin, D. W. Saunders, Large Elastic Deformations of Isotropic Materials: VII. Experiments on
the Deformation of Rubber // Philosophical Transactions of The Royal Society of London, A240, 1950, pp. 251-288.
7. Felipe T. Stumpf, Rogerio J. Marczak, Optimization of the constitutive parameters for hyperelastic
models satisfying the Baker-Ericksen inequalities // Mecanica Computacional vol. XXIX, 2010, pp.
8. R. W. Ogden, G. Saccomandi, I. Sgura, Fitting hyperelastic models to experimental data// Computational Mechanics vol.34, 2004, pp. - 484-502.
Сведения об авторе
58
Нефть и газ
№ 3, 2011
Поздняков Иван Валерьевич, аспирант, Тюменский государственный университет, е-mail:
Pozdnyakov_@mail. ru
Pozdnyakov I. V.,graduate student of Tyumen State Oil and Gas University,е-mail:Pozdnyakov_@mail. ru
№ 3, 2011
Нефть и газ
59
УДК 622.279.7
МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
Д. А. Кустышев
(ООО «ТюменНИИгипрогаз»)
Ключевые слова: освоение газовых скважин, колтюбинговые технологии
Key words: сompletion wells of gas, technology of coiledtubing
Большинство месторождений Западной Сибири вступили в завершающую стадию разработки, характеризующиеся низкими пластовыми давлениями. В этих условиях обеспечение
проектных объемов добычи газа и газового конденсата возможно только при поддержании
скважин в работоспособном состоянии за счет своевременного проведения капитального ремонта и вводе в эксплуатацию новых скважин, в том числе ранее законсервированных [1, 2].
Помимо прочих проблем по ремонту скважин в условиях низких пластовых давлений одной из них является невозможность освоить эти скважины после ремонта либо освоить с
большим трудом.
В условиях аномально низкого пластового давления (АНПД) с участием автора разработано несколько технологий освоения скважин при различных коэффициентах аномальности
пластового давления [3, 4].
Наиболее трудоемким процессом является правильный подбор технологических параметров вызова притока азотом с использованием колтюбинговых установок.
Рассмотрим процесс расчета параметров освоения скважины с Ка менее 0,5.
Для определения давления Рр, создаваемого на пласт технологическим раствором, воспользуемся уравнением [5]:
Pp  ρ ж  g  h ,
где ж – плотность жидкости, находящейся в скважине; g –ускорение свободного падения;
h - глубина пласта.
Для определения глубины спуска гибкой трубы для вызова притока газа из пласта воспользуемся следующим уравнением:
Нсп 
Р р  Рпл  ΔР
ρж  g
,
где Рпл – пластовое давление; ∆Р - перепад давления, необходимый для деблокирования
пласта (в зависимости от типа применяемого блокирующего раствора – от 0,1 до 1,5 МПа).
Для определения расхода газа, обеспечивающего вынос песка из ствола скважины в процессе освоения, воспользуемся уравнениями.
Площадь кольцевого пространства между гибкой трубой и лифтовой колонной:


π

FКП    DНКТ - 2  δ НКТ 2  d 2
БДТ  .
4 
Плотность газа ρг, кг/м3, находящегося на устье скважины под давлением Ру:
ρ
Pyн
.
z  R  t cр  g
Объемный расход песка (шлама) Qп, м3/с в кольцевом пространстве:
Q  F  .
п
КП
м
Определение массового расхода газа m1, кг/с :
m1  Q г  ρ г ,
где Qг – принятый в расчете объемный расход газа, м3/с.
Определение массового коэффициента зашламленности η :
60
Нефть и газ
№ 3, 2011
η
Qп  ρп
.
m1
Безразмерное давление P0 на выходе из затрубного пространства скважины:
ρ
P0  г .
ρп
Разность наружного и внутреннего диаметров кольцевого пространства, d КП , м :
d
 D
 2δ
D
.

КП
НКТ
НКТ

БДТ
Критерий Рейнольдса ReКП для кольцевого пространства:
Re КП 
m1  Δd КП
.
FКП  μ
Коэффициент гидравлических сопротивлений
λ КП
в кольцевом пространстве:
 1,46  k
э  100
λ КП  0,107  
 d
Re КП
КП





0,25
.
2
Безразмерный параметр k КП для кольцевого пространства:
2
 m

λ КП
2
1


.
k КП 

F
 ρ  2  g  d КП
 КП п 
Безразмерная координата ξ КП через длину рассматриваемого интервала:
ξ КП 
Lперф
R  t cр  z
.
Безразмерное давление на забое Pзаб :
  e2  ξ КП  1  η  k 2
Pзаб   P02  k 2
КП
КП .


Коэффициент пропорциональности С :
C
F
ρ
4g
 d п  КП п .
1,2
m

Значение отношения скорости витания частиц к скорости газа f P :
f P   c  Pзаб .

Для обеспечения выноса частиц необходимо, чтобы полученное значение f P было
меньше 0,83, при котором обеспечивается превышение скорости газа над скоростью витания частиц на 20 % при определении объемного расхода газа и нормальных условиях
Q0 , м3/с :
Q0 
m1
.
ρ0
Для определения давления подачи газа в процессе освоения воспользуемся следующими
уравнениями:
при определении давления на забое Рзаб, Па:
Р
Р
zR  t ρ g ;
заб
№ 3, 2011
заб
cр
п
Нефть и газ
61
определение потерь давления по стволу: ΔP  Р
заб  Pyн ;
определение площади проходного сечения гибкой трубы FБДТ , м2 :
2
π
FБДТ    DБДТ - 2  δ БДТ  ;

4 
определение плотности газа в забойных условиях ρ заб , кг/м3 :
ρ заб 
Pзаб
;
z  R  t cр  g
определение внутреннего диаметра гибкой трубы
d БДТ , м :
d БДТ  D БДТ - 2  δ БДТ ;
определение критерия Рейнольдса ReБДТ :
Re БДТ 
m1  d БДТ
;
FБДТ  μ
определение коэффициента гидравлических сопротивлений
λ БДТ
 1,46  k

э  100 
λ БДТ  0,107  
Re БДТ 
 d БДТ


для гибкой трубы:
0,25
;
2
определение безразмерного параметра k БДТ для гибкой трубы:
2


λ БДТ
m1


2
k БДТ  

;

 FБДТ  ρ п  2  g  d БДТ


определение безразмерной координаты
ξ БДТ
ξ БДТ 
через длину гибкой трубы:
L БДТ
R  t cр  z
;
безразмерное давление на бустерной установке Рбуст :
2  k2

Pбуст   Pзаб
БДТ   e

2  ξ БДТ  1  η
 k2
БДТ ;
необходимое давление закачивания газа от азотной установки, Pзак , Па:
Р зак  Рбуст  z  R  t cр  ρп  g .
Используя данные уравнения, находим, что для очистки полости НКТ, например, для
очистки НКТ диаметром 73 мм, наиболее распространенной на скважинах Крайнего Севера,
от жидкости, состоящей из раствора с частицами песка размером до 0,1 мм необходимо
обеспечить расход газа не менее 1,9 м3/мин. При этом азотная установка должна иметь давление не менее 4,3 МПа (таблица).
62
Нефть и газ
№ 3, 2011
Исходные данные для расчета
Параметры
Глубина низа интервала перфорации, м
Пластовое давление, Па (МПа)
Обозначение
Lперф
Рпл
Необходимое устьевое давление, Па (МПа)
Рун
Средняя температура по стволу, К
Вид агента
Газовая постоянная (азот), м/К
Плотность газа (н.у.), кг/м3
Коэффициент сверхсжимаемости газа
Вязкость, Пас
Наружный диаметр НКТ, м
Толщина стенки НКТ, мм
Наружный диаметр гибкой трубы (БДТ), м
Толщина стенки гибкой трубы (БДТ), мм
Длина гибкой трубы (БДТ), м
Плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/м3
Эквивалентная шероховатость трубы, м
Песок (шлам): – плотность, кг/м3
– диаметр частиц, м
Механическая скорость, м/ч (м/с)
Ускорение свободного падения, м/с2
Максимальное отношение скорости витания частиц к скорости газа,
при котором обеспечивается их вынос
tср
азот
R
о
z

DНКТ
НКТ
DБДТ
БДТ
LБДТ
ж
kэ
п
dп
vм
g
f P 
Значение
765
2,88106
(2,9)
2821757
(2,8)
343
30,26
1,251
1,0
1,810-5
0,073
5,5
0,038
2,8
1500
1050
310-4
2500
0,0001
18 (0,005)
9,81
0,83
Определенные по данной методике технологические параметры обеспечивают эффективность вызова притока из пласта в условиях АНПД, а примененение колтюбинговых
установок в сочетании с бустерными или азотными установками позволяют повысить удобство, скорость и безопасность выполнения технологических операций. Применение данной
методики позволяет сократить время на проведение работ по поиску оптимальных режимов
работы установок, а следовательно, снизить время проведения работ по освоению скважин
в два-три раза, уменьшив расход реагентов по сравнению с традиционными технологиями,
на 25-30 %.
Список литературы
1. Теория и практика капитального ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых
давлений / М. Г. Гейхман, Г. П. Зозуля, А. В. Кустышев, В. В. Дмитрук, Л. У. Чабаев.- М.: ИРЦ Газпром. 2009.- 208 с.
2. Кустышев А. В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.- М.:
ООО «Газпром экспо», 2010.- 255 с.
3. Патент № 2399756 РФ. Способ освоения газовой скважины без пакера в условиях аномальнонизких пластовых давлений / А. В. Кононов, Д. А. Кустышев, А. А. Сингуров и др. (РФ).№ 2009123059; Заяв. 16.06.09; Опубл. 20.09.10, Бюл. № 26.
4. Заявка № 2010346346 РФ. Способ освоения газовой скважины в условиях аномально низкого
пластового давления / Д. А. Кустышев, Б. А. Ерехинский, А. А. Сингуров и др. (РФ). - приоритет
20.12.10.
5. Элияшевский И. В. Типовые задачи и расчеты в бурении / И. В. Элияшевский, М. Н. Стронский,
Я. М. Орсуляк.- М.: Недра, 1082.- 296 с.
Сведения об авторе
Кустышев Денис Александрович, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, научный сотрудник ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.: (3452) 285-494
Kustyshev D. A., graduate student of Tyumen State Oil and Gas University, scientific worker of the CJSC
«TyumenNIIgiprogaz», phone: (3452)285-494.
№ 3, 2011
Нефть и газ
63
УДК 622.276
АНАЛИЗ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГРЕЮЩИХ
КАБЕЛЕЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ООО «НАРЬЯНМАРНЕФТЕГАЗ»
В. А. Чеботников
(Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения, электрообогрев,
показатели работы скважины
Key words: asphaltene deposition, electric heating, the indicators of the well
В продуктивных горизонтах нефть и газ залегают в соседстве друг с другом, водой, рассолами, солями и др. В нефти находятся парафин, смолы, асфальтены, гидраты, сера, сернистые соединения, газы и другие соединения. Часть из них находится в растворенном состоянии и может выпадать в виде твердых частиц, закупоривать поры пласта, создавать отложения на трубах, в насосах и т. п. в зависимости от условий залегания и извлечения углеводородов. По мере разработки залежей углеводородов термобарогидрогазодинамические
условия изменяются, способствуя возникновению и развитию негативных явлений: закупоривание пор коллектора и выпадение асфальтосмолопарафиновых образований (АСПО) в
лифте НКТ и подземном, наземном оборудовании скважин.
Известно немало случаев, когда система разработки и способы ее осуществления провоцируют осложнения, которые в начальных условиях разработки не обнаруживались.
Эксплуатация скважин на некоторых месторождениях связана со значительным увеличением затрат на проведение работ по депарафинизации колонн насосно-компрессорных
труб (НКТ) и выкидных линий. Парафины хорошо растворяются в нефти при температурах
выше 30 - 40°С. При добыче нефти температура снижается, что приводит к выпадению парафинов из нефти. Для успешной борьбы с отложениями парафина необходимо определить
основные термодинамические параметры газожидкостного потока в скважине – изменение
температуры и давления по стволу скважины, давление насыщения нефти газом, а также
глубину и интенсивность отложения парафина в зависимости от производительности скважины и обводненности ее продукции. Необходимы также данные о составе парафиновых
отложений и температуре их плавления. Такие исследования обусловливают выбор наиболее эффективного метода борьбы с отложениями парафина в конкретных условиях.
На объектах ООО «Нарьянмарнефтегаз» добываются нефти с большим содержанием
парафинов, смол и асфальтенов, для предотвращения отложения данных компонентов на
внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, начато внедрение и эксплуатация
скважинных греющих кабелей, принципиальная схема которой представлена на рис.1.
Рис.1. Схема обустройства нагревательным кабелем УПС
64
Нефть и газ
№ 3, 2011
В условиях вечной мерзлоты, тепловой метод предотвращения образования АСПО эффективен по технической и экономической оценкам [1]. Данный метод применяется на
нефтяных скважинах, а также для предупреждения замерзания артезианских скважин, находящихся в простое.
Конструктивные особенности используемого кабеля подразумевают, прежде всего, его
особенности эксплуатации, крепление на устье скважины и работу в подвешенном состоянии, при повышенной температуре нагревательных жил, в агрессивной газожидкостной
среде. Поэтому кабель, кроме проволок грузонесущей брони, имеет армированную полимерную оболочку, а при применении строительных длин кабеля свыше 1000 м –
центральный грузонесущий кабель-трос. Для повышения надежности кабеля нагревательные проводники, подключаемые к различным полюсам питания, разделены на группы через
изолирующие жгуты. Схема конструкции нагревательного грузонесущего кабеля
представлена на рис. 2.
Рис. 2. Конструкция нагревательного грузонесущего кабеля:
1 - центральные жилы глубинного термодатчика; 2 - изоляционная оболочка;
3 - первый повив брони грузонесущего кабель-троса (для длин свыше 2000 м.); 4 - второй повив брони
грузонесущего кабель-троса (для длин свыше 2000 м.); 5 - промежуточная оболочка №1;
6 - промежуточная оболочка №2; 7 - изоляция токопроводящих жил; 8 -токопроводящие жилы нагревательных элементов; 9 - сердечник изолирующего жгута; 10 - разделяющие изолирующие жгуты;
11 - изоляционный слой нагревательного элемент; 12 - промежуточная оболочка;
13 - 1-й повив брони; 14 - 2-й повив брони; 15 - оболочка
На фонтанных скважинах после применения установок прогрева скважин (УПС) из-за
снижения вязкости происходило увеличение дебита от 10 до 20%.
Как показал опыт эксплуатации при работе установки прогрева скважин, срок службы
погружного оборудования увеличился до двух раз, стабилизировалась работа пласта. Кроме
того, произошло очищение прилегающих трубопроводов, в результате чего исключается
тепловая обработка выкидных линий и близлежащих трубопроводов даже при низких (до 40ºС) температурах окружающего воздуха [2].
Во время работы кабель нагревает лифт НКТ по наружной или внутренней поверхностям, которые, в свою очередь, нагревают жидкость, проходящую по НКТ, непосредственно
в лифте скважины до температуры, близкой или превышающей температуру образования
отложений. При этом ожидается увеличение эффективности эксплуатации нефтедобывающих скважин, оборудованных ШГН, из-за предотвращения образования парафиновых отложений с помощью прогрева нефтяной жидкости. В результате реализации опытнопромышленных испытаний ожидается рост эффективности работы скважины при стабильном режиме работы подземного оборудования, улучшении параметров работы пласта, увеличении межремонтного периода работы скважины, отсутствии текущих простоев и тепловых обработок лифта и прилегающих трубопроводов.
При этом поддержание температурного режима жидкости внутри НКТ позволяет поддерживать чистоту лифта скважины и беспрепятственно проводить любые виды работ в
скважине.
При спуске греющих кабелей в скважины поддерживается температура на устье –
30-320С, соответствующая порогу начала образования АСПО. Данные по скважинам представлены в табл.1.
№ 3, 2011
Нефть и газ
65
Таблица 1
Показатели работы скважин, оборудованных греющими кабелями
Пор.
ном.
1
2
3
4
5
6
7
Глубина
Ном.
Месторождение спуска
скв.
кабеля, м
Дата
пуска
21.05.2006 6
02.06.2006 45
14.01.2007 2107
21.01.2007 66
22.02.2007 201
28.02.2007 35
12.03.2007 202
Перевозное
Мядсейское
Перевозное
Мядсейское
Тобойское
Мядсейское
Тобойское
Дебит до
спуска
кабеля,
м3/сут
Дебит
после
спуска
кабеля,
м3/сут
35
45
80
36
86
44
45
125
63
263
47
122
58
63
1600
1150
1400
1150
1300
1150
1400
Прирост
Темпедебита
ратура
N
на
(кВт)
устье,
м3/сут %
°С
58
32
52
33
65
34
55
36
60
30
50
32
50
32
В среднем
по месторождению
90,0 257%
18,0 40%
183,0 229%
11,0 31%
36,0 42%
14,0 32%
18,0 40%
52,9
100%
Использование греющих кабелей значительно упрощает условие эксплуатации скважин
(см. табл.1), так как отпадает необходимость использования ингибиторов и очищающих
устройств, наблюдается увеличение дебита по скважинам (см. рис.1).
Дебит скв. 6 и 2107 увеличился на 90 и 183 м3/сут соответственно (рис. 3). Скважины не
могли работать нормально при установившихся термодинамических условиях. После начала использования греющего кабеля установили благоприятный режим работы скважин, о
чем свидетельствует увеличение дебитов.
280
260
240
220
Дебит, м3/сут
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
6
45
2107
66
201
35
202
№ скважины
Дебит до спуска кабеля
Дебит после спуска кабеля
Рис. 3. Изменение дебита скважин при использовании УПС
На текущий момент на Мядсейском, Перевозном и Тобойском месторождениях работает 14 установок прогрева скважин. Средний срок наработки оборудования составил 346
дней. За последний год на скважинах, оборудованных УПС, остановок по причинам выпадения АСПО не наблюдается.
Широкое применение греющие кабели на добывающих скважинах получили на Перевозном месторождении. Наблюдается безаварийная работа скважин за весь период эксплуатации совместно с УПС. Основные показатели работы УПС на скважинах представлены в
табл. 2.
Таблица 2
66
Нефть и газ
№ 3, 2011
Показатели работы УПС на скважинах Перевозного месторождения
Пор.
Ном
Тип
Месторождени
Ном
.
скважин
е
.
скв.
ы
1
Перевозное
2107
Нефть
2
Перевозное
3024
Нефть
3
Перевозное
3010
Нефть
4
Перевозное
3014
Нефть
5
Перевозное
3020
Нефть
6
Перевозное
3017
Нефть
7
Перевозное
3013
Нефть
8
Перевозное
3012
Нефть
СУ для
Гр.
Кабеля
УПС150-06100
Кабель
Н
Т на Т
Наработк Примечани
спуск усть каб
а
е
а
е
.
Наруж.
(плоский
)
НЭКВнутр.
011М/16 (круглый
0
)
Наруж.
НЭК011М/16
(плоский
0
)
УПСВнутр.
150-00- (круглый
80
)
УПСВнутр.
150-06- (круглый
100
)
Наруж.
УПС150-00(плоский
80
)
Наруж.
НЭК011М/16
(плоский
0
)
УПСНаруж.
1500-00- (плоский
80
)
1380
35
67
596
Постоянно
в работе
1100
35
56
348
Постоянно
в работе
1080
33
52
318
Постоянно
в работе
940
39
69
331
Постоянно
в работе
900
39
68
267
Постоянно
в работе
935
33
64
217
Постоянно
в работе
–
–
–
101
Выключен
–
–
–
43
Выключен
Выводы
 Использование УПС на месторождениях ООО «Нарьянмарнефтегаз» позволило увеличить дебит фонтанных скважин в среднем на 52,9 м3/сут.
 За время использования греющих кабелей полностью исключен отказ работы скважин по причине отложения АСПО, срок службы погружного оборудования увеличивается
до двух раз, стабилизируется работа пласта.
 Отпала необходимость использования ингибиторов, очищающих устройств и обработка скважин горячей нефтью.
Список литературы
1. http://www.ns-nn.ru/.
2. Каменщиков Ф. А. Тепловая депарафинизация скважин. – М. – Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2005. – 254с.
Сведения об авторе
Чеботников Владислав Анатольевич, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 89224704739
Chebotnikov V. A., postgraduate student, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 89224704739
____________________________________________________________________________________
№ 3, 2011
Нефть и газ
67
Проектирование, сооружение
и эксплуатация систем
трубопроводного транспорта
УДК 622.691.4-192
МОНИТОРИНГ КОЭФФИЦИЕНТА ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ
ТРУБОПРОВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИИ
В. В. Новоселов, В. Н. Сызранцев, С. Л. Голофаст
(Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Ключевые слова: мониторинг технического состояния, трубопровод, коррозионный дефект,
коэффициент запаса прочности, прогнозирование вероятности безотказной работы
Key words: мonitoring the technical condition, pipeline, corrosion defects, assurance factor,
predicting the probability of failure-free operation
Надежность и работоспособность трубопровода в процессе эксплуатации определяется
не превышением фактических напряжений (  ), возникающих в трубе (вследствие внутреннего давления транспортируемого продукта, изменения температуры внешней среды,
изгиба трубы, наличия различного рода коррозионных дефектов), допускаемых напряжений
( s ), отражающих физико-технические свойства материала трубы. В расчетных методиках
определения технического состояния трубопровода для количественной оценки соотношения действующего и допускаемого напряжения используется коэффициент запаса прочности:
(1)
n  s  ,
нормативное значение которого принимается равным 1,2 [1, 2].
Входящие в зависимость (1) действующие  и предельные напряжения, принимая во
внимание реальные спектры изменения внутреннего давления в трубопроводе и температуру среды, фактический разброс механических свойств материала трубы, являются величинами случайными, в общем случае с неизвестными f ( ) , f s (s) функциями распределе-
s
ния. В результате и величина n является случайной, функция плотности распределения
которой f n (n ) неизвестна и зависит от условий эксплуатации трубопровода и разброса
механических свойств материала трубы.
В процессе мониторинга условий, в которых происходит эксплуатация исследуемой части трубопровода, легко фиксируются значения внутреннего давления транспортируемой
жидкости (газа) p и температуры окружающей среды t , позволяющие за определенный
период наблюдения сформировать выборки длиной m : pi , ti , i  1, m . Анализ конкретных
данных наблюдения за изменением величин p и t свидетельствует, что описание их
функций плотности распределения с использованием рассмотренных в теории вероятности
и математической статистики [3] законов случайных величин с достаточной для применения ошибкой первого рода является исключением, нежели правилом. В этой связи, задача
восстановления f ( ) может быть решена с использованием аппарата непараметрической
статистики [4] на основе результатов компьютерного моделирования выборки  i , i  1, m в
соответствии с выражением [5]:
 i   ( pi , ti , Dn ,  , h, L, )
,
(2)
где Dn – наружный диаметр трубы,  – толщина стенки трубы, h – максимальная глубина
дефекта, L – длина дефекта,  – коэффициент концентрации напряжений, вызываемый
дефектом трубы размерами h и L [5].
Следуя работе [4], оценка искомой функции f ( ) представляется в виде разложения:
68
Нефть и газ
№ 3, 2011
f ( ) 
2

   i  




exp

0
,
5

 h  ,
m  hm  2   i 1 
m 



1
m
(3)
где значение параметра размытости hm соответствует максимуму информационного функционала [4]:
 m 

m 1
 i  j
1
1
1
max J  max   ln 
exp   0,5

hm
hm
 hm
 m i 1  (m  1)hm j  i 2  


f s (s)
Для определения функции




2  
 
  .
 
(4)
используются данные механических испытаний об-
разцов (предела прочности, предела текучести материала трубы), на основе которых имеем
выборку длиной
k
значений предельных напряжений
s j , j  1, k . Аналогично (3) и (4),
используя аппарат непараметрической статистики, оценка функции
f s ( s) 
где параметр
hk

 s  sj
 exp  0,5

k  hk  2   j 1
 hk

1
k
f s (s)




находится
2
 ,


(5)
определяется в процессе поиска максимума функционала:
 k 

k 1
1
1
1
  0,5 s j  sl
max J  max   ln 
exp

 h

hk
hk
 k
 k j 1  (k  1)hk j  l 2  






2  
 
  .
 
(6)
Длина выборок  i , i  1, m и s j , j  1, k может совпасть лишь в исключительных случаях, что возможность расчета выборки значений nr , r  1, N непосредственно по формуле (1) исключает. В то же время, функции f ( ) и f s (s) в соответствии с восстановленными законами позволяют реализовать алгоритм генерирования выборок случайных величин  и s любой длины. Данный алгоритм представляет непараметрический датчик случайной величины [4].
Рассмотрим его построение на основе имеющихся функций f ( ) и f s (s) .
Для расчета выборки напряжения  r , r  1, N , имеющего функцию плотности f ( )
(3), воспользуемся выборкой Vr , r  1, N случайной величины V , равномерно распределенной на отрезке [0; 1]. Известно [4], что для каждого
определяется в результате решения уравнения:
r  1, N искомое значение  r
F ( r )  Vr ,
(7)
r
где F ( r )   f ( )d – функция распределения случайной величины  .
0
Используя выражение (3), трансцендентное уравнение (7) преобразуется к виду
2

  r i  

  Vr  0 .


  exp  0,5  
hm  
m  hm  2 0 i 1 



1
r m
Искомую выборку напряжений  r , r  1, N
(8)
устанавливаем решением N раз при
Vr  const уравнение (8) относительно  r .
Аналогично строится непараметрический датчик случайных чисел для расчета выборки
№ 3, 2011
Нефть и газ
69
предельных напряжений sr , r  1, N . В данном случае каждое значение sr определяется
на основе решения уравнения, аналогичного (8), построенного с учетом функции плотности
распределения предельных напряжений (5):

 sr  s j
  exp  0,5  
k  hk  2 0 j 1 
 hk

1
sr k




2
  Vr  0 .


(9)
Рассмотренные непараметрические датчики случайных величин позволяют организовать получение выборок  r , r  1, N и sr , r  1, N , на основе которых легко организовывается процесс расчета по выражению (1) выборки значений nr , r  1, N .
Одной из важнейших характеристик диагностики технического состояния трубопровода
в процессе его мониторинга в эксплуатации является квантильная оценка коэффициента
запаса прочности, отражающая в вероятностном аспекте надежность работы трубопровода.
Для решения этой задачи, воспользовавшись методами непараметрической статистики [4],
на основе полученной выборки n r , r  1, N восстановим функцию f n (n ) плотности распределения коэффициента запаса прочности:

 n  n r
1 N 1
f n (n ) 
exp  0,5

N  hn r 1 2

 hn

где
hn –




2
,


(10)
параметр размытости, соответствующий максимуму информационного функцио-
нала (4), имеющего, в данном случае, вид



N 1
 n i  n j
1
1
1 N


max J  max   ln 
exp

0
,
5



hn
hn
hn
 N i 1  ( N  1)hn j i 2  



Имея функцию
данной вероятности




2
 
 
  .
 
f n (n ) , квантильная ( n ) оценка коэффициента запаса n

сводится к решению численным методом относительно
(11)
при за

n
урав-
нения:
1
N  hn
N

 n  n r

   exp  0,5
hn
2 0 r 1 



n




2 
 dn   .


(12)
В процессе мониторинга запаса прочности исследуемого трубопровода функция
f n (n ) может быть определена на основе выборок pi , ti , i  1, m , ежедневно зафиксированных в течение различного, увеличивающегося, периода наблюдения, например, за один,
два и так далее месяцев. Возникает вопрос, - при каком объеме исходной информации
(длине выборки m ) рассчитанные по формуле (12) значения квантильной оценки коэффициента запаса стабилизируются и насколько они отличаются по мере накопления информации? Результаты таких исследований позволят оценить эффективность методов непараметрической статистики при прогнозировании надежности работы трубопровода.
Для решения поставленной задачи воспользуемся данными ежедневного измерения
внутреннего давления и температуры участка газопровода ( Dn =1420 мм;  =20 мм;
h =10 мм; L =300 мм; материал трубы – сталь 17ГС, значение коэффициента  рассчитано
по методике [5]; выборка длиной N  365 допускаемых напряжений (предела прочности)
s j , j  1, N получена с помощью непараметрического датчика по усеченному слева и справа закону Грамма-Шарлье, параметры которого приняты следующими: среднее значение
570,9МПа; среднеквадратическое отклонение 19,3МПа; асимметрия 0,1480; эксцесс 0,0209;
smin =530МПа; smax =600МПа ).
70
Нефть и газ
№ 3, 2011
Реализуем следующую расчетную схему. Используя 31 значение pi , ti , i  1, 31 , данные за первый месяц мониторинга, по формуле (2) рассчитаем выборку  i , i  1, 31 , на основе которой, максимизируя функционал (4), восстановим в виде (3) функцию f ( ) (рис.1).
Давление и температура за первый месяц мониторинга газопровода
7.5
р,
МПа
7
Wri
6.5
6
Т, ºС
0
50
100
150
45
200
250
300
350
200
250
300
350
i
40
WrT i
35
30
0
50
100
150
i
i – продолжительность мониторинга
(дней)
Функции плотности распределения действующих и допускаемых напряжений
f ( )
0.03
0.024
f s (s)
GN3 ( u)0.018
GN2 ( u)
0.012
0.006
 , s МПа
Давление и температура за двенадцать месяцев мониторинга газопровода
0
220
270
320
370
420
470
520
570
620
u
р
8
,
МПа
7.5
Wri
7
6.5
6
Т
,ºС
0
50
100
150
60
200
250
300
350
200
250
300
350
i
50
WrT i
40
30
0
50
100
150
i
i – продолжительность мониторинга
(дней)
Функции плотности распределения действующих и допускаемых напряжений
f ( )
0.03
0.024
f s (s)
GN3 ( u)0.018
GN2 ( u)
0.012
0.006

0
220
, s МПа
270
320
370
420
470
520
570
620
u
Рис. 1. Результаты расчета действующих и допускаемых напряжений
Решая 334 ( N – 31) раза трансцендентное уравнение (8), доведем длину выборки  i , i  1, N
№ 3, 2011
Нефть и газ
71
до N  365 , что совместно с данными предела прочности s j , j  1, 365 позволяет по зависимости
(1) рассчитать выборку n r , r  1, 365 , восстановить в форме (10) с учетом (11) функцию f n (n )
и определить по (12) значение
n . Во втором варианте расчета используем первые 59 значений
pi , ti , i  1, 59 , - данные за первый и второй месяц мониторинга. Аналогичные расчеты выполним
последовательно за три, четыре, …, 12 месяцев мониторинга. Функции f n (n ) плотности распределения коэффициента запаса прочности, полученные в процессе реализации вышерассмотренного
алгоритма, представлены в таблице.
Функции плотности распределения коэффициентов запаса
За 1 месяц мониторинга (m=31)
0.1
0.08
 nPt
TnP n
0.06
0.04
0.02
0
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
int  n
За 2 месяца мониторинга
(m=59)
0.08
0.064
 nP t
TnPn
0.048
0.032
0.016
0
1
1.1
1.2
1.3
int
1.4
1.5
1.4
1.5
n
За 3 месяца мониторинга (m=90)
0.1
0.08
 nPt
T nP n
0.06
0.04
0.02
0
1
1.1
1.2
1.3
int  n
За 4 месяца мониторинга
(m=120)
0.1
0.08
 nPt
TnPn
0.06
0.04
0.02
0
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
int  n
72
Нефть и газ
№ 3, 2011
Продолжение таблицы
За 5 месяцев мониторинга (m=151)
0.08
0.064
 nPt
TnPn
0.048
0.032
0.016
0
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
int  n
За 6 месяцев мониторинга
(m=181)
0.1
0.08
 nP t
TnP n
0.06
0.04
0.02
0
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
int  n
За 7 месяцев мониторинга (m=212)
0.1
0.08
 nPt
TnPn
0.06
0.04
0.02
0
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
int  n
За 8 месяцев мониторинга
(m=243)
0.08
0.064
 nP t
TnPn
0.048
0.032
0.016
0
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
int  n
За 9 месяцев мониторинга
(m=273)
0.1
0.08
 nPt
TnPn
0.06
0.04
0.02
0
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
int  n
№ 3, 2011
Нефть и газ
73
Продолжение таблицы
За 10 месяцев мониторинга (m=304)
0.1
0.08
 nPt
TnPn
0.06
0.04
0.02
0
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
int  n
За 11 месяцев мониторинга
(m=334)
0.1
0.08
 nPt
TnP n
0.06
0.04
0.02
0
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
int  n
n
За 12 месяцев мониторинга (m=365)
0.1
0.08
 nPt
TnPn
0.06
0.04
0.02
0
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
int  n
n
Результаты расчета квантильных оценок коэффициента запаса n при   0,05 и
  0,10 отражены на рис.2.
1.2
n05i 1.15
n1i
1.1
1.05
1
0
2
4
6
8
10
12
i
Продолжительность мониторинга
(месяцев)
Рис. 2. Квантильные оценки n : при   0,05 (кружки) и   0,10 (столбики)
Стабилизация результатов расчета квантильных оценок коэффициента запаса в данном
случае наступила после использовании информации в течение восьми месяцев мониторинга
газопровода (см. рис. 2). При этом, после мониторинга газопровода в течение первого меся-
74
Нефть и газ
№ 3, 2011
ца, погрешность в прогнозных оценках квантиля коэффициента запаса прочности, снижающаяся по мере накопления информации, не превышает 8%, что свидетельствует об эффективности используемых в расчетах методов и алгоритмов непараметрической статистики.
Список литературы
1. Харионовский В. В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов – М.: Недра, 2000. – 467 с.
2. Махутов Н. А., Пермяков В. Н. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. – Новосибирск: Наука, 2005. – 516 с.
3. Капур К., Ламберсон Л. Надежность и проектирование систем: Пер. с англ. – М.: Мир, 1980. –
604 с.
4. Сызранцев В.Н. Расчет прочностной надежности изделий на основе методов непараметрической
статистики / В. Н. Сызранцев, Я. П. Невелев, С. Л. Голофаст. – Новосибирск: Наука, 2008. – 218 с.
5. Теплинский Ю. А., Быков И. Ю. Управление эксплуатационной надежностью магистральных газопроводов. – М., 2007. – 400 с.
Сведения об авторах
Новоселов Владимир Васильевич, д. т. н., профессор, ректор, Тюменский государственный
нефтегазовый университет, тел.: (3452)-25-69-49, е-mail: nov@tsogu.ru
Сызранцев Владимир Николаевич, д. т. н., профессор, заведующий кафедрой «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452)-41-46-46; е-mail: V_Syzrantsev@mail.ru
Голофаст Сергей Леонидович, д. т. н., профессор кафедры «Машины и оборудование нефтяной и
газовой промышленности, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:
(3452)-41-46-46, е-mail: trasser@inbox.ru
Novoselov V. V., Dr. of technical sciences, Prof., Rector , Tyumen State Oil and Gas University, phone:
(3452)-25-69-49;е-mail: nov@tsogu.ru
Syzrantsev V. N., Dr. of technical sciences, Prof., Chief of the Department «Machines and Equipment of
oil and gas industry», Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452)-41-46-46, е-mail:
V_Syzrantsev@mail.ru
Golofast S. L., Dr. of technical sciences, Prof. of the Department «Machines and Equipment of oil and gas
industry», Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452)-41-46-46, е-mail: trasser@inbox.ru
_____________________________________________________________________________________
УДК 622.692.4.053
ПЛАНИРОВАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТА «ИССЛЕДОВАНИЕ
НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТРОЙНИКОВ»
Р. Р. Хасанов, Р. С. Янышев, С. М. Султанмагомедов
(Уфимский государственный нефтяной технический университет)
Ключевые слова: тройник, напряженно-деформированное состояние,
циклические нагрузки, стенд, эксперимент
Key words: t-joint, tense-deformed state, cyclic load, experiment
Трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливноэнергетического комплекса страны. За последние десятилетия на территории Российской
Федерации реализованы и успешно эксплуатируются десятки тысяч километров магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов.
В настоящее время более 40 % трубопроводов превысили расчетный срок эксплуатации
(30 лет и более). Они представляют повышенную опасность и являются потенциальными
источниками возникновения аварий.
Особое внимание необходимо уделять надежности некоторых элементов трубопроводной обвязки, в частности, тройников и тройниковых соединений.
Тройники и тройниковые соединения являются одними из наиболее распространенных
узлов трубопроводной системы. В настоящее время существует большое разнообразие конструкций и современных технологий изготовления тройников, повышающих надежность
этих элементов. Несмотря на все эти мероприятия, тройники, подвергающиеся в процессе
эксплуатации значительным статическим и динамическим нагрузкам, остаются в тот же
момент наиболее напряженными и, как следствие, потенциально опасными узлами трубопроводной системы.
Основными причинами аварий на тройниках являются циклические механические
нагрузки, возникающие в результате линейных перемещений элементов трубопроводов,
№ 3, 2011
Нефть и газ
75
вследствие изменения суточных, погодных и межсезонных температур и перемещений оболочки тройника под действием внутреннего давления перекачиваемого продукта [1].
Также на надежность тройника значительное влияние оказывает воздействие на тройник
грунта засыпки, как механическое, вследствие перемещений самого грунта, так и химическое, в случае повреждения изоляционного слоя; воздействие на структуру металла агрессивной среды перекачиваемого продукта. Нельзя не учесть ошибок проектировщиков, браков, допущенных при строительно-монтажных работах, дефектов и неисправностей, накапливаемых за период эксплуатации. Это все накладывается на сложную пространственную
конструкцию тройника.
Нами планируется проведение научного эксперимента над наиболее распространенными тройниками на магистральных трубопроводах: тройник штампосварной (ТШС) 720×377
и тройник с усиливающей накладкой (ТСН) 720×377 [2].
Ранее при помощи программного комплекса «APM WinMachine» исследовали напряженные состояния некоторых тройников при определенных условиях нагружения. Одна из
задач эксперимента – сравнение полученных теоретических и практических результатов
(рис. 1).
Рис. 1. Пример карты напряжений, рассчитанный на программном комплексе
«APM WinMachine»
Давление в тройниках будет создаваться при помощи плунжерного насоса P80/400-140.
Напряженное состояние металла планируется отслеживать при помощи тензодатчиков.
Для проведения эксперимента требуется заглушить все открытые концы тройников. Это
возможно достичь несколькими способами:
 приваркой сферических заглушек – «арбузных корок»;
 использованием стенда завода-изготовителя;
 применением различных затворных устройств.
В нашем случае предусматривается использование устройства «Затвор», позволяющее
быстро, без использования сварки, заглушать открытые концы труб, задвижек, отводов и
тройников. При этом резко увеличивается производительность выполняемых работ из-за
устранения подготовки кромок тройника под сварку, приварки заглушек, их срезание после
опрессовки, повторная подготовка кромок.
Фиксация устройств на концах тройников производится из-за расклинивающихся механизмов по наружной поверхности трубы, а герметизация – при помощи резиновых уплотнений по внутренней поверхности. Для подачи опрессовочной жидкости и стравливания воздуха из полости тройника в устройствах имеются специальные штуцера (рис. 2).
76
Нефть и газ
№ 3, 2011
Рис. 2. Схема стенда для эксперимента:
1 – тройник; 2 – устройство «Затвор»; 3 – плунжерный насос;
4 – устройство для создания циклических нагрузок; 5 – ёмкость с водой;
6 – штуцер для стравливания воздуха
Последовательность выполнения эксперимента такова.
1. На определенных участках тройника предварительно устанавливаются тензодатчики.
2. Открытые концы тройника заглушаются устройствами «Затвор».
3. Через штуцер конструкция полностью заполняется водой.
4. При помощи плунжерного насоса P80/400-140 поднимается внутреннее давление в
тройнике.
5. По истечению времени снимаются показания тензодатчиков.
6. При помощи специального плунжерного устройства создаются циклические нагрузки с определенной частотой и амплитудой, отражающие различные условия эксплуатации
трубопроводов.
7. После каждой серии нагружений снимаются показания тензодатчиков.
8. На определенных этапах эксперимента состояние внешней и внутренней поверхностей тройника отслеживается при помощи методов неразрушающего контроля.
Для обеспечения изменения внутреннего давления (создания циклических нагрузок) в
тройнике разработано устройство, позволяющее изменять внутренний объем элемента 4
(рис. 2) из-за перемещения плунжера. Плунжер перемещается при помощи кривошипношатунного механизма с изменяющимся плечом кривошипа, который, в с вою очередь, приводится в движение шаговым электродвигателем. Данное устройство позволяет менять частоту, амплитуду и интенсивность колебаний по заранее рассчитанной программе (рис. 3).
Рис. 3. Принципиальная схема устройства для создания циклических нагрузок
Как отмечалось ранее, на напряжения, возникающие в теле тройника, в значительной
степени влияют величины продольно-поперечных перемещений основного трубопровода
(магистрали) и ответвления, которые возникают вследствие изменения рабочего давления и
перепада температуры перекачиваемого продукта. В результате жесткого защемления магистрали и отвода на месте их контакта возникают значительные внутренние механические
усилия, которые неблагоприятно сказываются на надежности и безопасности участка и в
дальнейшем могут привести к его разрушению (рис. 4). Особое внимание этой проблеме
необходимо уделять при проектировании и строительстве трубопроводов на многолетнемерзлых и скальных грунтах, а также во время запуска трубопровода в зимнее время после
длительного простоя.
№ 3, 2011
Нефть и газ
77
Рис. 4. Тройник ТСН, защемленный в грунте
Для исследования напряженно-деформированного состояния тройников в результате
продольно-поперечных перемещений основной трубы и отвода планируется создать стенд
(рис. 5).
Рис. 5. Схема стенда для испытаний на циклические нагрузки, связанные с линейными
перемещениями элементов тройника, в результате температурных перепадов:
1 – тройник ТСН; 2 – устройство «Затвор»; 3 – устройство для создания циклических
нагрузок; 4 – накладка; 5 – защемленные участки
Особенность стенда для испытаний в том, что жестко защемляется основная труба (магистраль), в то время как отвод остается свободным. Все манипуляции над патрубком осуществляются при помощи устройств для создания циклических нагрузок, принцип работы
которых, как и ранее, основан на кривошипно-шатунном механизме. В качестве накладки
для боковых устройств возможно использовать полутруб (желоб) с внутренним диаметром,
чуть большим внешнего диаметра отвода, между полутрубом и отводом предусматривается
подкладка из мягкой ткани. Через штуцер конструкция заполняется водой. При помощи
насоса внутреннее давление в тройнике поднимается до расчетного значения.
Принимая во внимание относительность перемещений элементов тройника, возможно
воссоздать перемещения основной трубы и отвода, переменно или совместно (см. рис. 5)
включая в работу верхнее и боковые устройства нагружения.
Список литературы
1. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. - М.: Госстрой России, 2000. - 71 с.
2. ВСН 1-84. Тройники и тройниковые соединения из стальных труб на Pу 5,5 и 7,5 МПа. - М.:
Мингазпром, 1984. - 156 с.
Сведения об авторах
Султанмагомедов Султанмагомед Магомедтагирович, д.т.н., профессор, кафедра «Сооружение
и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ», Уфимский государственный нефтяной технический университет
78
Нефть и газ
№ 3, 2011
Янышев Радик Сахеевич, гл. инженер ССП «ЦСТС» Уфимский государственный нефтяной технический университет
Хасанов Рустям Рафикович, ассистент, кафедра «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и
газонефтехранилищ», Уфимский государственный нефтяной технический университет, тел.:
8(987)5984620, hasanov25@mail.ru
Sultanmagomedov S. M., PhD, professor, Department of construction and repair of oil-and-gas pipelines
and storage facilities.
Yanyshev R. S., chief engineer of the Independent Structural Subdivision «Pipeline Systems Service Center», Ufa State Petroleum Engineering University
Khasanov R. R., assistant of Department of construction and repair of oil-and-gas pipelines and storage
facilities, Ufa State Petroleum Engineering University, phone: 8(987)5984620, hasanov25@mail.ru
_____________________________________________________________________________________
УДК 532.5
ВЛИЯНИЕ ВНУТРЕННЕГО ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ НА ЧАСТОТЫ
СВОБОДНЫХ КОЛЕБАНИЙ КРИВОЛИНЕЙНОГО УЧАСТКА ТРУБОПРОВОДА
А. В. Березнёв
(Тюменский государственный архитектурно-строительного университет)
Ключевые слова: оболочка, тороидальные координаты, трубопровод,
свободные колебания, динамический расчет
Key words: shell, toroidal coordinates, pipeline, free oscillations, dynamic analysis
Одной из важных задач динамического расчёта трубопровода с потоком жидкости является задача исследования частот и форм собственных колебаний криволинейных участков,
то есть различных отводов, компенсаторов и надземных переходов магистральных трубопроводов. Решение этой задачи с помощью теории стержней получено в ряде работ, например, В. А. Светлицкого [1] и С. С. Чженя [2].
Криволинейные участки современных трубопроводов большого диаметра представляют
участки тороидальных оболочек. Частоты и формы собственных колебаний таких участков
с малой продольной кривизной, содержащих поток жидкости, исследованы в цилиндрических координатах с использованием функции Бесселя [3]. Более достоверные результаты
без ограничения продольной кривизны позволяет получить решение этой задачи в тороидальных координатах с использованием функции Лежандра [4].
В материалах статьи на основании [4] исследуются частоты и формы собственных колебаний U-образных криволинейных участков стальных трубопроводов большого диаметра со
стационарным потоком жидкости.
Для такого объекта, представленного в виде отрезка тороидальной оболочки, в тороидальных координатах  , …(     0,  – полярный угол в сечении трубы) получено
[4] разрешающее уравнение движения в перемещениях:
2
 r 3  Wy r 2 
r 3  3u r 2  3u
r2   u



cos


sin


 2



3
2
R 3  3 R 2  2
R 2   
R 
 R 
2
X 
r    2

 r X 1

Wy cos  Wy sin  

X 3  3 ,
2

Eh   
 
 
 EhR 


(1)
где R – радиус кривизны оси тороидальной оболочки; r –радиус средней линии сечения;
h – толщина оболочки; E и  – модуль упругости и коэффициент Пуассона материала
оболочки; u, v, w – компоненты перемещения оболочки, отнесенные к радиусу r ;

– угол поворота касательной к поперечному сечению; Wy  w cos  v sin  .
Компоненты инерции имеют вид
X 1  rh
 2u
,
t2
X 2  rh
 2v
,
t2
X 3  rh
2w
 p,
 t2
(2)
где  – плотность материала оболочки; P – гидродинамическое давление потока жидкости внутри трубопровода.
№ 3, 2011
Нефть и газ
79
1
  2 w U 2 2 w 
,
p  p0  r0*n  r 2 
R  2 
 t
где U скорость потока жидкости
см
с

Pn'  1 ch r  
*
2

 ,
 n  2 1  2

Pn  1 ch r  


2
(3)
/
; Pn  1 ch r  и Pn  1 ch r  – функция Лежандра
2
2
первого рода и её производная;  0 – плотность протекающей в оболочке жидкости;
p0 – гидростатическое давление жидкости внутри трубопровода; *n – комбинация функций Лежандра.
Представим радиальную составляющую перемещения w , возникающего при изгибных
колебаниях оболочки в плоскости её оси, в виде, удовлетворяющем граничным условиям
шарнирного опирания концов оболочки при   0 и    , а также условиям цикличности по координате
:
w  f t bm cos m sin n ,
(4)
f t sin t – функция времени, описывающая гармонические колебания оболочки;
m, n  1,2,3,... – волновые числа в окружном и продольном направлениях.
где
Используем соотношения полубезмоментной теории оболочек между компонентами перемещений u, v, w и углом поворота  , записанные в тороидальных координатах:
v
r v u
w
 w  0,

 0,  
v

R   

(5)
и подставим выраженные по (4) компоненты в уравнение движения (1). Приравняв члены
уравнения с одинаковыми тригонометрическими функциями, получим бесконечную систему одонородных линейных алгебраических уравнений относительно постоянных коэффициентов bm :
cm, m 2bm 2  cm, m1bm1  cm, mbm  cm, m1bm1  cm, m 2bm 2  0,
(6)
где m  1,2,3,; m 1  0; m  2  0.
В матричной форме эта система уравнений имеет вид
 с11 с12

 с21 с22
 0 с
32

 0 

0
с23
с33
с43
0
с24
с34
с44












b 
  1 
  b2 

  b   0.
  3 
  b4 
  

Решение этой однородной системы отлично от нуля, так как величины
bm  0
(7)
в соот-
ветствии с (4), следовательно, определитель системы (7) должен равняться нулю:
0
 с11 с12 0

 с21 с22 с23 с24
 0 с
32 с33 с34

 0  с
43 с44

   

   
 0.
   

   
(8)
Задача по определению собственных частот колебаний заданного участка трубопровода
сводится к задаче на собственные значения матрицы коэффициентов уравнений (7). Для её
решения приведем определитель (8) к виду характеристического уравнения матрицы коэффициентов (7):
80
Нефть и газ
№ 3, 2011
d11 2
d 21
d 22 2
0
d 23
0
d 24
0
d 32
d 33 2
d 34
0
d 42
d 43
d m, m 
где
d12
   
   
 0,
   
(9)
d 44 2    
c
c
Amn  Bmn
, d m, m 1  m, m 1 , d m, m  2  m, m  2 ,
Cmn
Cmn
Cmn
2
2
4
m2
m 2  1
h  n h
Amn  E    4 2    2 m 2  1 m 2  1  p* 
.
c
22 
 r    m  r 



(10)
h 1
Bmn  0   *nU 2 m2 n 2 ,
r
 
 rhm  1   r  m ,
Cmn  rh m2  1  0r 2*n m2 ,
cmn
2
2
0
*
n
2
4
cm, m 1  
E  h  3m  2
,
 
2  r  2m  1
cm, m  2  
E  h  mm  3m  1
 
4m  2
2  r 
2


c  12 1  2 ,
(11)
2
p* 
c 2  r 
  p0 .
E h
Из формул (10) и (11) видно, что элементы определителя (9)
di , j
зависят от установ-
ленного в СНиП [7] коэффициента кривизны отводов и компенсаторов трубопровода:
Rh
.
r2
Анализ формул (10) показывает, что при p*  0 значение

Amn
с увеличением рабочего
давления p0 увеличивается, следовательно, увеличиваются и частоты колебаний. Из (10)
следует так же, что влияние внутреннего давления на частоты свободных колебаний не распространяются на первую форму колебаний m  1 , так как член, содержащий параметр
p* в Amn , обращается в нуль. Это объясняется тем, что при колебаниях по первой форме,
контур поперечных сечений трубопровода остаётся недеформированным, то есть оболочка
ведет себя как стержень трубчатого сечения. При оболочечных формах изгибных колебаний
m  2,3 и более контур поперечных сечений деформируется, а внутреннее давление препятствует этой деформации, то есть повышает жесткость трубы и, следовательно, частоты
свободных колебаний повышаются.
Для оценки влияния внутреннего гидростатического давления на свободные колебания
исследовались частоты
21
относительных кривизнах
и
31
криволинейных участков стального трубопровода при
r
1
r
1
h 1 1

и
с относительными толщинами


,
R 20
R 10
r 70 35
при изменении внутреннего гидростатического давления
№ 3, 2011
p0
от 0 до 1,5 МПа (таблица).
Нефть и газ
81
 m1 (Гц) при внутреннем давлении (МПа)
Относительная
толщина
Кривизна
Частоты
h
r
r
R
m1
p 0 0
p 0  1,5
 21
35,2
37,8
31
34,0
36,7
 21
25,2
28,8
31
21,8
25,0
 21
12,3
13,8
31
12,0
13,5
 21
7,3
8,9
31
6,1
7,4
1
10
1
35
1
20
1
10
1
70
1
20
Увеличение частот, %
8,0
15,0
12,0
22,0
Анализ результатов показал, что внутреннее гидростатическое давление существенно
повышает частоты собственных колебаний участков трубопровода по оболочечным формам, то есть частоты  21 и  31 . Увеличение давления от 0 до 1,5 МПа увеличивает частоты колебаний  21 и  31 от 8 до 22 % (см. таблицу). Наибольшее увеличение частот до
22% получают наиболее пологие и наиболее тонкостенные криволинейные участки (при
h 1
r
1
и
). Это объясняется тем, что внутреннее давление препятствует дефор

r 70
R 20
мации контура поперечных сечений при изгибных колебаниях и это препятствие тем больше, чем меньше жесткость трубы. У менее тонкостенных труб изгибная жесткость больше
1
), и влияние давления, хотя и имеет место, но в более умеренной форме, то есть
35
увеличение частот достигает 8  15 %.
(при
Проведенное исследование влияния внутреннего гидростатического давления на частоты собственных колебаний криволинейных участков стальных трубопроводов показало, что
это влияние существенно и его, несомненно, следует учитывать при динамических расчетах
тонкостенных трубопроводов большого диаметра.
Список литературы
1. Светлицкий В. А. Нелинейные уравнения движения и малые колебания стержней, заполненных
жидкостью /ММТ. 1977, №1. - С.165-172
2. Chen S.-S. Vibration and stability of uniformly curved tube converying fluid / Jorn. of Acoustic Society
of America. Vol. 51. 1972. №1. - PP.223-232.
3. Ильин В. П., Евстифеева О. В. Уравнение Матье для криволинейной тонкостенной трубы с пульсирующим потоком жидкости// Исследования по механике строительных конструкций и материалов:
Межвуз. темат. сб.тр./ СПбГАСУ. - СПб., 1993. - С.92-96.
4. Ильин В. П., Соколов В. Г. Свободные колебания тороидальной оболочки со стационарным потоком жидкости. // Исследования по механике строительных конструкций и материалов: Межвуз. темат. сб.тр./ СПбГАСУ. - СПб., 2000. - С.42-49.
Сведения об авторе
Березнёв Алексей Валерьевич, доцент кафедры «СПОФ», Тюменский государственный архитектурно-строительного университет, тел.: (3452)434517
Bereznev A. V., associate professor, Department «SPOF», Tyumen State Architectural-Building University, phone: (3452) 434517
82
Нефть и газ
№ 3, 2011
Химия и технология переработки
нефти и газа
УДК 54.02:678.044.5:665.51:556.12
ПРЕОБРАЗОВАНИЕ АЗОТОРГАНИЧЕСКИХ ОСНОВАНИЙ
ПРИ КАТАГЕНИТИЧЕСКОМ СОЗРЕВАНИИ СОВРЕМЕННОГО ОСАДКА
Т. А. Сагаченко, Е. Б. Голушкова, Т. В. Чешкова
(Институт химии нефти СО РАН, г.Томск)
Ключевые слова: азоторганические основания, термолиз, катагенитическое созревание,
Key words: azotorganicheskie grounds, thermolysis, katageniticheskoe maturation
Среди разнообразных по составу и свойствам нефтяных азотистых соединений (АС)
наиболее изучены азотистые основания (АО). На сегодняшний день установлено, что главными представителями АО в сырых нефтях и дистиллятных фракциях являются ароматические гетероциклические амины (производные пиридина и его бензологов) [1]. Несмотря на
большой объем информации о количественном содержании структурно-групповом и индивидуальном составе нефтяных АО, вопрос их генезиса до настоящего времени считается
одним из сложнейших вопросов современной теории происхождения нефти.
В качестве возможных источников АО нефтей рассматривают липиды современных
осадочных отложений, играющие значительную роль в процессе нефтеобразования [2]. На
примере осадков континентального типа показано, что большую часть АО липидов современных отложений составляют первичные и вторичные алифатические амины [3,4]. Отсутствие таких оснований в нефтях позволяет предположить, что, являясь реакционно способными компонентами, амины исходного органического вещества (ОВ) претерпевают значительные изменения в процессе формирования нефтяной системы. Существенное значение
для ответа на этот вопрос имеют результаты работ по моделированию этапов трансформации ОВ современных осадков на различных стадиях нефтеобразования. Авторами [5] опубликованы результаты лабораторного эксперимента по воздействию на современный осадок
бестемпературного всестороннего сжатия, которым характеризуется стадия формирования
осадочной толщи в условиях позднего диагенеза. Ими показано, что воздействие высокого
давления не приводит к образованию АО, установленных в нефтях. Азотсодержащие основания преобразованного ОВ остаются насыщенными соединениями.
Данная работа посвящена изучению тех изменений, которые могут происходить в составе азоторганических оснований современного осадка в условиях, моделирующих стадию
его термического созревания.
Исследования выполнены на современных осадках пресноводных озер Утичье – 3 (Хакасия, Восточная Сибирь) и Тухлое (Новосибирская область, Западная Сибирь). По условиям осадконакопления [3,4] данные озера относятся к типичным представителям континентальных бассейнов восстановительных фаций, отложения которых в последнее время достаточно широко и обоснованно рассматривают в качестве потенциально нефтематеринских
пород [6].
Проведение лабораторного эксперимента осуществляли термолизом осадков с последующим анализом образующихся продуктов. Такой подход рассматривается в последнее время как важнейший метод моделирования естественных природных процессов [7]. Термолиз
осуществляли в реакторе марки 18Х 20Н 10Т в течение 3 ч в интервале температур 150 –
250 0С и давлении 9 атм в присутствии воды, солевой состав которой соответствует составу
озерных вод. Выбранный температурный режим укладывается в диапазон температур, характерный для образования большинства нефтей [8].
Липиды из нативных и преобразованных осадков выделяли согласно [3]. Концентрирование АО осуществляли методами жидкостно-адсорбционной хроматографии и кислотной
экстракции [3]. Для характеристики химического состава полярных фракций липидов и АО
использовали элементный анализ, неводное потенциометрическое титрование (ПТ) [9], ИКи ЯМР – (1Н, 13С) спектроскопию, хромато -масс- спектрометрию.
ИК-спектры регистрировали на FTIR-спектрометре «NICOLET 5700» в области
400 – 4000 см -1. Образцы в растворе CCl4 наносили в виде пленки на пластинки из KBr.
№ 3, 2011
Нефть и газ
83
Обработку ИК-спектров проводили с использованием программного обеспечения
«OMNIC 7.2» Thermo Nicolet Corporation.
Спектры ЯМР 13C и 1H записывали на приборе марки «Bruker» DRX500 (36,13 МГц),
химические сдвиги сигналов измеряли в спектрах 1H относительно сигнала CDCl3, в спектрах 13C – относительно сигнала ТМС.
Хромато-масс-спектрометрическое исследование концентратов АО проводили на приборе фирмы “Hewlett Packard”, модель 6890/5973, снабженном селективным детектором,
температура испарителя 350 ºС. Для хроматографического разделения использовалась колонка HP-1-MS длиной 30 м и внутренним диаметром 0,25 мм, фаза – 100 % диметилполисилоксан, газ носитель – гелий. Условия программирования: начальная температура 100 ºС,
подъем до 310 ºС (3 ºС/мин), выдержка при конечной температуре – 10 мин.
Хроматограммы по полному ионному току обрабатывали в режиме SIM (Selected ion
monitoring). В ряде случаев регистрировались полные масс-спектры некоторых хроматографических пиков для более надежной их интерпретации. Для сбора и обработки результатов
анализа применяли программное обеспечение системы ChemStation.
На примере осадка озера Тухлое установлено, что воздействие температуры приводит к
дополнительному образованию исследуемых липидов (табл.1). При этом увеличение выхода липидных соединений начинается только при температуре 200°C и достигает максимума
при 250°C. Однако уже при 150°C в составе липидов изменяется соотношение между относительным содержанием полярных и неполярных компонентов (см. табл.1). Доля полярной
фракции в нативных липидах составляет 60 % отн. В липидах осадка, преобразованного при
150°C, она возрастает до 85% и почти не меняется (84 – 85 % отн.) при дальнейшем увеличении температуры эксперимента.
Таблица 1
Характеристика липидов, образующихся в процессе термолиза осадка
Продукт, (температура термолиза)
Выход,
% мас.
Выход полярных
соединений из липидов,
% мас. / % отн.
Нативные липиды
Преобразованные липиды, 150 0С
Преобразованные липиды, 200 0С
Преобразованные липиды, 250 0С
0,29
0,24
0,55
1,81
0,17 / 60
0,20 / 85
0,46 / 84
1,53 / 85
Содержание, % мас.
Nобщ.
Nосн.
0,6
0,8
1,3
2,7
0,28
0,47
0,74
1,76
Полярные фракции преобразованных липидов характеризуются более высоким абсолютным содержанием АС, в том числе АО (см. табл. 1). Результаты сравнительного анализа
полярных фракций нативных и преобразованных липидов методами неводного ПТ, ИК– и
ЯМР спектроскопии свидетельствуют о том, что увеличение содержания АО в процессе
термического созревания осадка сопровождается изменением их качественного состава. На
кривой ПТ всех полярных фракций преобразованных липидов исчезает скачок, соответствующий насыщенным соединениям, и появляется скачок, указывающий на наличие в
смеси ароматических аминов (рис. 1) типа производных пиридина и анилина [9].
900
800
Рис. 1.
Потенциометрическое определение
азотистых соединений в полярных
липидах:
а – нативные липиды;
б – липиды осадка, преобразованного
при 150 ºC + хинолин
E, mV
700
600
500
400
б
300
a
200
5
84
15
25
35
объем титранта, мл
45
55
65
Нефть и газ
№ 3, 2011
Уже в ИК – спектре полярной фракции липидов осадка, преобразованного при 150 ºC
(рис. 2 б), фиксируются поглощения валентных С=С (1680 cм-1) и С=N (1580 cм-1) колебаний пиридинового кольца и поглощение при 1340 см-1, характерное для фрагмента >C-N
аминогруппы, связанной с ароматическим циклом. В спектрах ЯМР 1Н появляются сигналы
протонов при 3,80; 3,90; 3,95 м.д., характерные для NH-группы анилиновых оснований [10].
Дополнительным подтверждением образования ароматических АО в процессе термолиза
осадочных отложений является перегиб при 3060см-1 и полосы поглощения при 1600 и 830
см-1, соответствующие колебаниям ароматического кольца, а также сигналы ароматических
атомов углерода (130 м.д.) в спектрах 13С ЯМР [10].
Ср Апр 12 11:35:02 2006 (GMT+07:00)
70
65
587.45
а
976.32
1417.41
25
20
1743.07
10
2923.48
0
-5
2851.56
5
1120.79
1464.37
15
1074.30
30
1100.07
35
1377.58
1599.49
Пропускание
40
1270.06
45
1164.83
50
1557.49
3386.12
55
721.33
1515.88
60
-10
-15
-20
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
Волновое число (см-1)
2733
1040
770
1379
2851
1729
10
2919
0
1287
1274
20
1163
1340
30
1123
1464
40
1073
1419
50
721
978
1557
1600
Пропускание
60
1580
1677
70
963
705
3069
3366
80
833
90
652
579
II
729
б
743
100
4000
3000
2000
1000
см-1
Рис. 2. ИК-спектр полярной фракции липидов:
a – нативные липиды; б – липиды осадка, преобразованного при 150 ºC
Совокупность полученных данных говорит о том, что при термическом созревании
осадка образуются азотсодержащие ароматические структуры, близкие к структурам АО,
присутствующих в нефтях. Процесс формирования состава таких оснований начинается
уже при 150 ºC. В большей степени соответствие образующихся соединений соединениям
нефти наблюдается для липидов осадка, преобразованного при 250 ºC. При данной температуре не проявляется комплекс спектральных данных, характерный для анилиновых основа-
№ 3, 2011
Нефть и газ
85
ний, присутствие которых в нефтях не установлено. Для подтверждения полученных результатов, полярную фракцию липидов осадка, преобразованного при 250 ºC, экстрагировали 0,1N водным раствором соляной кислоты для получения концентрата АО.
Анализ экстракта методом хромато-масс-спектрометрии показал, что в составе АО преобразованных липидов отсутствуют алифатические амины. Все АО концентрата представлены ароматическими гетероциклическими соединениями (рис.3, табл.2). Среди них установлены структуры, идентифицированные в нефтях-3-метилпиридин, 3-метил- и
8-метилхинолины, 2-метилбензотиазол [1], а также структуры (фенилпроизводные и тиенопроизводные пиридина), которые можно рассматривать в качестве предшественников
нефтяных азааренов. Источником таких соединений могут выступать алифатические амины
липидного комплекса. Полагают [8], что они образуют ароматические гетероциклические
структуры при взаимодействии с ненасыщенными углеводородами, альдегидами, кетонами
и жирными кислотами липидов.
Рис. 3. Хроматограмма концентрата азотистых оснований липидов,
выделенных из осадка, термолизованного при 250 0С
Таблица 2
Азотистые основания липидов осадка, термолизованного при 250 С
Номер пика на
хроматограмме
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Время удерживания, мин
m/z
Возможная структура
7,1
8,03
8,6
8,8
10,1
12,3
12,4
14,1
15,1
93
129
129
135
143
143
143
149
155
3-метил-пиридин
Хинолин
Изохинолин
Тиено[3,2-с]пиридин
8-метил-хинолин
3-метил-хинолин
3-метил-изохинолин
2-метил-бензотиазол
3-фенил-пиридин
Результаты проведенного исследования свидетельствуют о том, что процесс термического созревании современных осадков приводит к образованию АО, структура которых
соответствует соединениям, присутствующим в нефтях.
Список литературы
1. Камьянов В. Ф., Аксенов В. С., Титов В. И. Гетероатомные компоненты нефтей. - Новосибирск:
Наука. 1983. – 238 с.
2. Вассоевич Н. Б., Корчагина Ю. И., Лопатин Н. В. Главная фаза нефтеобразования // Вестник
МГУ. Серия геол. 1969. – С. 3 – 27.
3. Голушкова Е. Б., Сагаченко Т. А. Азотистые основания в нефтях и липидах современных осадков. // Известия вузов. Нефть и газ. - №2. - 2008. – С.81- 86.
4. Чешкова Т. В., Сагаченко Т. А. Гетероорганические соединения липидов современных осадков
(на примере оз. Тухлое, Западная Сибирь) / Материалы докладов 6-й Международной конференции
«Химия нефти и газа», 5 – 9 сентября 2006. Томск. - С. 128 -129.
86
Нефть и газ
№ 3, 2011
5. Golushkova E., Sagachenko T. Transformation of nitrogen bases in lipids from recent sediments under
late diagenesis simulating conditions. // Progress in oilfield chemistry.V.8. 20095. – p. 295 – 300.
6. Конторович А. Э. Очерки теории нафтидогенеза. Новосибирск: Изд-во СО РАН. 2004. –545 с.
7. Гордадзе Г. Н. Термолиз органического вещества в нефтегазопоисковой геохимии. М.: ИГтРГИ.
2002.– 336 с.
8. Баженова О. К., Бурлин Ю. К., Соколов Б. А., Хаин В. Е. Геология и Геохимия нефти и газа. М.: Изд-во МГУ.2000.- 384 с.
9. Безингер Н. Н., Гальперн Г. Д. Функциональный анализ азотистых оснований и аминов и групповой анализ азотистых соединений нефти. / Методы анализа органических соединений нефтей и их
производных. - М.: Изд-во АН ССР.1960. – С.141 – 149.
10. Кейтс М. Техника липидологии. - М.: Мир, 1985. - 320 с.
Сведения об авторах
Сагаченко Татьяна Анатольевна., д. х. н., вед.научный сотрудник, Институт химии нефти СО
РАН, г. Томск, тел.: (382-2) 49-21-44
Голушкова Евгения Борисовна, к. х. н., доцент, Томский политехнический университет, тел.:
(382-2) 49-21-44
Чешкова Татьяна Викторовна, к. х. н., младший научный сотрудник, Институт химии нефти
СО РАН, г. Томск, тел.: (382-2) 49-21-44
Sagachenko T. A., Doctor of Chemistry, leading scientific worker, Institute of Petroleum Chemistry, SB of
RAS, Tomsk, phone: +7(3822) 49-21- 44
Golushkova E. B., Candidate of Sciences in Chemistry, associate professor, Tomsk Polytechnic University, phone: (382-2) 49-21-44
Cheshkova T. V., Candidate of Sciences in Chemistry, junior scientific worker, Institute of Petroleum
Chemistry, SB of RAS, Tomsk, phone: +7(3822) 49-21- 44
____________________________________________________________________________
УДК 629.113
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ НАГАРООБРАЗОВАНИЯ
НА ЭКОЛОГИЧЕСКУЮ БЕЗОПАСНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ АВТОМОБИЛЕЙ
С БЕНЗИНОВЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ
Е. Р. Магарил, Р. З. Магарил, А. В. Чендарев, Н. В. Корзун
(Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б. Н. Ельцина;
Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Ключевые слова: нагарообразование, теплопроводность, теплоотвод, максимальная температура,
бензиновый двигатель, экологическая безопасность
Key words: сarbonization, thermal conductivity, heat sink, maximal temperature,
gasoline engine, environmental safety
Выбросы загрязняющих веществ с отработавшими газами автомобилей являются основным
источником загрязнения воздушного бассейна крупных городов. В значительной степени негативные последствия эксплуатации автомобилей обусловлены низким качеством моторных
топлив России, которое приводит, в частности, к повышенному нагарообразованию в двигателях внутреннего сгорания (ДВС). Рассмотрим влияние отложений нагара на экологическую безопасность и эффективность эксплуатации автомобилей с бензиновыми двигателями.
Нагар является быстро нагревающимся теплоизолятором, так как имеет коэффициент
теплопроводности в 1–2⋅103 раз меньший чем у металла и примерно в три раза меньшую
теплоемкость [1, 2]. Слой нагара из-за теплоизоляционных свойств даже при малой толщине способствует повышению температуры стенок двигателя. После отложения на рабочих поверхностях в двигателе нагара тепловой поток, переданный к стенкам, проходит последовательно через слой нагара, затем через слой металла к охлаждающей жидкости. Запишем уравнение теплопроводности для процесса переноса тепла через стенку цилиндра
после отложения на ней нагара:
Q  мет
(Tмет  TОЖ )
(T  Tмет )
S  наг наг
S ,
l мет
lнаг
(1)
где Tмет, Tнаг, TОЖ – температуры внутренней поверхности цилиндра, контактирующей со слоем
нагара; поверхности нагара, контактирующей с объемом камеры сгорания; охлаждающей жидкости соответственно К; λмет – коэффициент теплопроводности металла, так как стенки цилиндра
№ 3, 2011
Нефть и газ
87
двигателя изготовлены из алюминиевого сплава, принимается равным его значению для алюминия, λмет= λAl = 2,18 Дж/см·с·К [3]; λнаг – коэффициент теплопроводности нагара, Дж/см·с·К;
lмет, lнаг – толщина стенки цилиндра и слоя нагара, соответственно, см; S – площадь поверхности
стенки цилиндра, см2; τ – время, с.
Тогда температуру стенки после отложения на ней нагара (Tнаг) можно рассчитать
Tнаг  Tмет(1 
lнаг  мет lнаг  мет
)
T .
наг  l мет наг  l мет ОЖ
(2)
Коэффициент теплопроводности нагара определяется исходя из его состава. Рентгенофазовый анализ образцов нагара, взятых со стенок бензиновых двигателей внутреннего
сгорания, показывает содержание значительной доли углерода в аморфном состоянии, а
также наличие его предкристаллических структур. Примем значение коэффициента теплопроводности углерода в предкристаллическом состоянии равным его значению для графита.
Пусть доля углерода в аморфном состоянии составляет 50%. Тогда, если
λC(аморф) = 0,0017 Дж/см·с·К и λC(графит) = 0,049 Дж/см·с·К [4], коэффициент теплопроводности нагара:
λнаг = 0,5λC(аморф) + 0,5λC(графит) = 0,025 Дж/см·с·К.
Используя уравнение (2), определим температуру нагара при изменении толщины его
слоя, температуры охлаждающей жидкости. Как видно из результатов расчета (табл. 1), с
увеличением слоя нагара температура стенки цилиндра существенно повышается.
Таблица 1
Температура внутренней поверхности стенки цилиндра (lмет=0,6 см)
до и после отложения слоя нагара, К
Чистая
стенка
423
448
473
498
523
358
517
579
640
701
763
lнаг=0,01см
ТОЖ, К
368
503
564
626
687
748
362
510
571
633
694
755
373
496
557
618
680
741
378
488
550
611
672
734
358К
612
709
807
905
1002
lнаг=0,02см
ТОЖ, К
362К
368
597
583
695
680
793
778
890
876
988
973
373
568
666
764
861
959
378К
554
651
749
847
944
Отвод тепла излучением из объема камеры сгорания к стенке описывается законом Стефана-Больцмана [3]:
4
  Т 4
Т  
Qизл   1  1    2  2    S   ,
  100 
 100  

(3)
где ε1,2 – степень черноты соответственно излучающего и поглощающего тела; Т1,2– температура соответственно излучающего и поглощающего тела, К; S – площадь поверхности
излучающего тела см2; – время, с.
Тогда отношение теплоты, переданное излучением к стенке с нагаром и без нагара,
определяется следующим выражением:

наг
Qизл
мет
Qизл
4
  T 4
   пл     Tнаг  
пл
наг
  100 
 100  
,
 
4
  Т 4
T


пл
мет
 
   мет
 
 пл  100 
100  



(4)
где εпл, мет, наг – степень черноты соответственно пламени, чистой стенки и нагара;
Т пл, мет, наг – температура соответственно пламени, чистой стенки и нагара, К. Принимаем
εпл = ε мет = 0,5, εнаг =0,95.
Результаты расчетов влияния отложения нагара на теплоотвод излучением из объема камеры
сгорания к стенке цилиндра в зависимости от толщины его слоя, температуры внутренней поверхности чистой стенки, представлены (рисунок).
88
Нефть и газ
№ 3, 2011
Таким образом, при образовании нагара на стенках цилиндра из-за снижения теплоотвода от
внутренней поверхности стенок камеры сгорания к охлаждающей жидкости и повышения температуры стенок снижается на 5-10% и более доля теплоты, отводимой из объема камеры сгорания к стенкам. В результате увеличивается максимальная температура в цилиндре.
Рисунок. Влияние нагара на теплоотвод из объема
к стенкам камеры сгорания (ТОЖ=95°С)
По мере накопления нагара в камере сгорания и достижения некоторого равновесия по его
толщине для обеспечения бездетонационной работы двигателя, требуемое октановое число бензина повышается, как известно, до 10 пунктов [5-7]. Это объясняется увеличением скорости реакций в соответствии с уравнением Аррениуса и, что более существенно, повышением концентрации ионов и электронно-возбужденных молекул, вступающих в реакции со значительно
большей скоростью, чем радикалы [8]. Устранение нагарообразования должно, таким образом,
привести, благодаря смягчению температурного режима в двигателе, к снижению требований к
октановому числу используемого бензина до 10 пунктов.
Оксид азота в двигателе образуется по реакции:
N2 +O2
2NO  181 кДж
Используя кинетические данные [9], оценим изменение скорости прямой реакции, а
также равновесной концентрации оксида азота при снижении температуры, считая, что
концентрации азота и кислорода в газовой смеси при различных температурах одинаковы.
Результаты расчетов представлены в табл. 2. Со снижением температуры скорость реакции
образования оксида азота резко снижается, равновесная концентрация NO при сильной зависимости константы равновесия от температуры быстро падает.
Таблица 2
Изменение скорости реакции образования оксида азота и его концентрации
в равновесной смеси в зависимости от максимальной температуры в двигателе
T
( k c – константа скорости реакции N2 +O2
2NO, vT – скорость реакции,
k Tp – константа равновесия, сNO – равновесная концентрация оксида азота
T
при температуре Т)
Т, К
2500
2250
2000
kcT , см3/моль·с
105,21
104,08
10-1,14
kcT
vT

kc2500 v 2500
k Tр
1
0,074
4,5∙10-7
10-2,31±0,30
10-2,71±0,31
10-3,17±0,33
k Tp
k p2500

cTNO
2500
cNO
1
0,40±0,01
0,14±0,01
При сгорании топлива при стехиометрическом (=1) соотношении воздух: топливо и
при избытке кислорода (>1) содержание оксида углерода в отработавших газах определяется диссоциацией углекислого газа при максимальных температурах, достигаемых в двига-
№ 3, 2011
Нефть и газ
89
теле [10]. При давлении 1 МПа в продуктах горения углеводородов в кислороде концентрация оксида углерода в равновесной смеси составляет 18 % об. при 2000К и 23% об. при
3000К. При максимальной температуре пламени концентрация оксида углерода велика и
тем выше, чем выше температура. За фронтом пламени оксид углерода окисляется до диоксида, но с понижением температуры скорость реакции быстро убывает и реакция «замораживается».
Таким образом, устранение нагарообразования в двигателе, значительно понижающее
максимальную температуру в камере сгорания, приведет к существенному сокращению
выбросов оксидов азота и углерода с отработавшими газами.
Кроме того, устранению нагара сопутствует почти полное устранение выбросов с отработавшими газами автомобилей с бензиновыми ДВС полициклических ароматических углеводородов, являющихся предшественниками нагара, в том числе сильнейшего канцерогена –
бенз(α)пирена.
Представляется перспективным каталитическое ускорение протекания реакций газификации и окисления нагара в двигателе, что существенно повысит экологическую безопасность и эффективность эксплуатации автомобилей с бензиновыми двигателями. Снижение
выбросов оксидов углерода, азота, полициклических ароматических углеводородов, требований к октановому числу бензина при устранении нагарообразования в двигателе установлено экспериментально [10].
Выводы
 Теоретически показано, что устранение отложений нагара в бензиновых двигателях
приводит к снижению выбросов оксидов углерода и азота.
 Объяснено повышение требований двигателя к октановому числу бензина с отложением в двигателе нагара.
Список литературы
1. Сюняев З. И. Производство, облагораживание и применение нефтяного кокса / З. И. Сюняев/ М., 1973.
2. Сюняев З. И. / З. И. Сюняев//Нефтяной углерод. - М., 1980.
3. Физическая энциклопедия. Т. 1 / гл. ред. А. М. Прохоров.- М.: Большая Российская энциклопедия, 1998. - 699 с.
4. Физическая энциклопедия. Т. 5 / гл. ред. А. М. Прохоров.- М.: Большая Российская энциклопедия, 1998.
- 760 с.
5. Нефтепродукты. Свойства, качество, применение: справочник / Под ред. Б. В. Лосикова. - М.:
1966. - 776 с.
6. Грузе В. А. Технология переработки нефти/ В. А. Грузе, Д. Р. Стивенс//- Л.: Химия.1964. -607 с.
7. Гуреев А. А. Автомобильные бензины. Свойства и применение/ А. А. Гуреев, В. С. Азев// - М.:
Нефть и газ. 1996. - 444 с.
8. Кондратьев В. Н. Кинетика и механизм газофазных реакций/ В. Н. Кондратьев, Е. Е. Никитин//
- М.: Наука, 1974. - 558 с.
9. Кондратьев В. Н. Константы скорости газофазных реакций: справочник/ В. Н. Кондратьев// М.: Наука, 1970.
10. Магарил Е. Р. Влияние качества моторных топлив на эксплуатационные и экологические характеристики автомобилей: монография/ Е. Р. Магарил// - М.: КДУ, 2008. - 164 с.
Сведения об авторах
Магарил Елена Роменовна, д.т.н., заведующая кафедрой «Экономика химической промышленности» Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б. Н. Ельцина, тел.:
(3433)743320
Магарил Ромен Зеликович, профессор, д.т.н., Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 8 (3452) 25-69-49, htng@rambler.ru
Чендарев Артем Владимирович, аспирант, Уральский федеральный университет имени первого
Президента России Б. Н. Ельцина, тел.:(3433)743320
Корзун Нелли Всеволодовна, д. х. н., профессор, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:(3433)256944
Magaryl E. R., PhD, head of Department «Economics of Chemical Industry», Ural Federal University
named after B. N. Eltsin, first President of Russia, phone: (3433)743320
Magaryl R. Z., PhD, professor, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8 (3452) 25-69-49,
htng@rambler.ru
Chenderev A. V., postgraduate student, Ural Federal University named after B. N. Eltsin, first President
of Russia, phone: (3433)743320
Korzun N. V., PhD, professor, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8 (3452) 25-69-49
90
Нефть и газ
№ 3, 2011
УДК 550.47
СЕРОСОДЕРЖАНИЕ И МЕТАЛЛОНОСНОСТЬ НЕФТЕЙ
КАК ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
М. А. Лурье, Ф. К. Шмидт
(Институт нефте- и углехимического синтеза при Иркутском государственном
университете)
Ключевые слова: серосодержание, металлоносность, корреляция, нефтегенез
Key words: sulfur content, metal contents, correlation, neftegenez
В последнее время все более доказательными становятся решающая роль эндогенных
факторов в генезисе нефтегазовых систем и недостаточность осадочно-миграционной теории для объяснения всего комплекса данных об этом процессе [1].
Доминирующий характер приобретает признание возможности совместной реализации
эндо-и экзогенных процессов в нефтеобразовании как свойстве земных оболочек [2]. В связи с этим возникает необходимость оценить вклады био- и абиогенных составляющих.
Одной из главных задач дальнейшего развития представлений о генезисе нефтегазовых
систем является также необходимость объяснения наблюдаемой для нефтей ассоциации
элементов. Окончательно не ясно, являются ли гетероэлементы «спутниками», внедряющимися в том или ином количестве в углеводородную систему на какой-либо из стадий ее генезиса и придающими нефти лишь некую специфику, но не определяющими такие важные
характеристики, как конденсированность системы в целом и фракционный состав нефти,
либо гетероэлементы активно участвуют в процессе нефтеобразования с самых начальных
его стадий и их воздействие носит детерминистический характер.
В пользу последнего свидетельствуют многочисленные данные об устойчивых прямых
корреляциях между концентрациями гетерокомпонентов, прежде всего доминирующими
среди них S, V, Ni, относительным количеством V (V/Ni), концентрациями ароматических
структур, асфальтосмолистых компонентов, величинами вязкости и плотности [3].
Особенно следует отметить сочетание высоких количеств S и V в тяжелых сернистых
нефтях, мальтах, битумах и черных сланцах [4]. Кроме того, обнаруживается прямая корреляция между серосодержанием нефтей и их запасами для ряда стран и континентов, а также
в пределах одного нефтеносного региона (Западная Сибирь) [5].
В большинстве нефтей мира на 1000 атомов С приходится от 10-30 до 120 атомов S, тогда как в живом веществе этот показатель составляет от 0,5 до 3-4 [3]. Из 20 аминокислот,
образующих биологические системы, S входит в состав всего двух. В соответствии с теорией органического происхождения нефти S дополнительно попадает в органическое вещество (ОВ) вследствие сульфатредукции.
Представление об «осернении» нефти как вторичном процессе не проясняет причин,
указанных выше корреляций. Не соответствует биогенной концепции, в частности, прямая
связь сернистости нефтей и их запасов. В случае усиленного осадконакопления и увеличения количества ОВ следовало ожидать, что оно в той или иной степени будет изолироваться
от сульфатсодержащих вод. Доступ последних к части ОВ может быть затруднен или, вообще, прекратиться. Следовательно, должно наблюдаться уменьшение серосодержания
нефти с ростом ее запасов. Однако обнаруживается противоположная зависимость (рис. 1),
а запасы битуминозных высокосернистых нефтей в 3-4 раза выше остальных.
Такое же несоответствие между положениями биогенной концепции и действительностью должно наблюдаться и в случае металлов, так как их концентрация в нефти прямо
коррелирует с серосодержанием. Следует также заметить, что V в организмах находится в
следовых количествах. Кроме того, он характеризуется, в отличие от S, низким коэффициентом водной миграции, а в некоторых битумных массах равномерно распределен и не содержится во вмещающих породах, то есть возможность привноса его после образования битума исключена [6].
Наиболее вероятным путем абиогенного образования нефти принято считать каталитический синтез на основе водорода и оксидов углерода (синтез Фишера-Тропша). Обоснованием такой точки зрения служат наличие этих газов в тех или иных количествах во флюидах, поступающих из недр Земли, и экспериментально доказанная возможность синтеза
углеводородов различного типа.
№ 3, 2011
Нефть и газ
91
Рис. 1.
Влияние концентрации S в нефтях
на их запасы (Н) и соотношение
запасов газа и нефти (Г/Н) [5]:
1 -Саудовская Аравия; 2 – Кувейт;
3 – Ливия; 4 – Нигерия;
5 – Индонезия; 6 –Австралия;
7 - Новая Зеландия
При таком взгляде на природу нефтеобразования неизбежно приходится рассматривать
наличие S и металлов в нефти как результат протекания в углеводородной системе вторичных процессов и сталкиваться с еще большими трудностями в объяснении этого явления.
Учитывая распространенность металлов-катализаторов в земной коре (Fe > Ni > Co) и характер зависимости селективности процесса взаимодействия СО с Н2, от природы катализатора, следует ожидать образования в основном СН4, а не более высокомолекулярных продуктов. Метан, как известно, наряду с этим является основным носителем магматических
эманаций углерода. Глобальная эмиссия СН4 составляет 1,7-2,5 • 1014 г/год [7]. Преимущественно восстановленный характер глубинных газовых флюидов с преобладанием СН4 и
присутствие в некоторых из них S и H2S [8], являющихся ядами для реакции взаимодействия оксидов углерода с Н2, нужно считать главным препятствием протеканию таких реакций в земной коре и мантии.
Сера является одним из основных флюидообразующих элементов Земли, что приводит к
образованию больших запасов сульфидных руд. При этом некоторые восходящие потоки
«изначально специализированы на перенос С и S» [8]. Имеющиеся данные [9, 10] свидетельствуют, что взаимодействие СН4 и других углеводородов (УВ) с S при 500-1000°С приводит к образованию различных S-содержащих соединений и более высокомолекулярных
УВ. Сера инициирует дегидрирование, конденсацию, осернение СН4 и других УВ. В присутствии катализаторов (в том числе сульфидов металлов) и без них образуются все типы
имеющихся в нефтях УВ, S-содержащих соединений (меркаптаны, сульфиды, тиофены) и
высокомолекулярных структур вплоть до асфальтенов. Она является, прежде всего, не стехиометрическим участником конденсационных превращений, а главным образом каталитического типа инициатором комплекса реакций, протекающих по радикально-цепному механизму [9].
Таким образом, реализуются параллельно два де-гидроконденсационных окислительных
процесса: конденсация углеводородных структур и осернение с превращением
S-соединений в направлении меркаптаны —> сульфиды —> тиофены. Способность S выступать в качестве «сшивающего» агента при полимеризации без обязательного вхождения
в состав полимеров широко известна. Способностью конденсировать СН4 обладает не только элементная S. Конденсация СН4 может происходить даже при его контактировании с
сульфидами различных металлов (FeS, Cu2S и др.) без добавления элементной S [11]. Это,
видимо, обусловлено большой подвижностью сульфидной S. Реальная поверхность сульфидов металлов, как правило, обеднена металлом. В этом металлдефицитном нестехиометрическом слое S часто находится в моно-, ди- и полисульфидной формах. В геохимических
системах Me-S она (димер S) обладает высокой фугитивностью. Сульфидные магмы способны содержать в растворенном состоянии S и УВ.
Характер процессов, протекающих в системе УВ-S, позволяет полагать, что достигнутая
глубина превращений в группе S-соединений (меркаптаны —> сульфиды —> тиофены)
свидетельствует о степени конденсированности системы в целом. Действительно, в случае
преобладания в нефти меркаптанов количество светлых фракций максимально. Такие нефти
характеризуются низкими плотностью и содержанием асфальтосмолистых компонентов.
92
Нефть и газ
№ 3, 2011
Нефти тиофенового типа обычно высокосернистые, не содержат бензиновых фракций и
наиболее термостабильны. Сульфидные нефти занимают промежуточное положение. Таким
образом, наблюдаемая связь конденсированности реальных нефтей с составом группы содержащихся в них S-соединений вполне соответствует процессам, которые могут протекать
в системе УВ-S.
Качественные и количественные характеристики образующихся абиогенных нефтяных
систем должны нести черты родоначальных глубинных флюидов и зависеть, в частности, от
содержания в них S. Чем оно выше, тем масштабнее могут протекать конденсационные
превращения с образованием более сернистого и более тяжелого продукта. Эта связь
(рис. 1) действительно проявляется на примере ряда нефтяных комплексов. В случаях
наиболее сернистых флюидов должна достигаться очень высокая его конденсированность.
К таковым можно отнести высоковязкие нефти, битумы [4]. Доля несконденсированного
флюида должна уменьшаться с увеличением содержания S в системе, что хорошо иллюстрируют данные о соотношении запасов газа и нефти (см. рис. 1). Конденсационное воздействие S, проявляющееся в величинах запасов нефти и газа, их соотношении, должно,
видимо, проявиться и в показателях газонасыщенности нефти. Действительно, статистическая обработка материалов по всем нефтям территории СССР [5] выявила наличие высоких
коэффициентов корреляции между серосодержанием и газовым фактором нефтей. Последний так же, как и величина Г/Н (см. рис. 1), уменьшается с ростом концентрации S.
На рис. 2 представлены соответствующие данные для некоторых нефтей. Определяющее влияние концентрации S на ряд показателей нефтяных систем может служить косвенным свидетельством преобладания в них абиогенной составляющей. Это согласуется с
оценкой соотношения биогенного и абиогенного нефтегенеза, сделанной на основе сопоставления потоков углерода, его материального баланса и скоростей процессов [12].
Рис. 2.
Зависимость газового фактора (ГФ)
нефтей от содержания в них S [5]:
светлые кружки - нефти баженовской
свиты Салымского месторождения;
1 - Ромашкинское, 2 - Арланское,
3 - Туймазинское, 4 - Мухановское,
5 - Самотлорское,
6 - Жирновское месторождения
В бессернистом флюиде в соответствии с излагаемыми представлениями о роли S в
инициировании конденсационных процессов не должна продуцироваться нефть, а СН4
должен выделяться в атмосферу или аккумулироваться в земной коре, в частности, в виде
метангидратов. В местах их залегания не следует, таким образом, ожидать наличия S.
Например, результаты исследования составов пластовых газов и вод крупнейшего месторождения (Мессояхского) метангидрата [13] показали отсутствие в газах S-содержащих
компонентов, вода в 30% скважин не содержит сульфат-аниона, а в остальных его содержание ниже 1% от всех анионов. Хотя газогидраты имеются во многих регионах, залежей
нефти под ними не обнаружено, что, видимо, связано с отсутствием S в локальных флюидах.
Металлы, доминирующие в нефтях (V и Ni), входят в состав высокоуглеродистых флюидных систем, являясь «мантийными метками». В свободном состоянии и в составе различных структур данные металлы обладают ярко выраженной каталитической активностью в
различных реакциях. Существенно, что V и Ni по своим каталитическим свойствам являют-
№ 3, 2011
Нефть и газ
93
ся своего рода антагонистами. Во всяком случае, в составе углеводородной системы их действия должны иметь разнонаправленный характер. Катализаторы, содержащие V, в частности VO – порфирины являются катализаторами окисления УВ, что в присутствии такого
окислителя как S, может усиливать реакции окислительной конденсации. В противоположность этому Ni в свободном и связанном состояниях является гидрирующим агентом, разрушающим связь C-S. Показатели нефтей ванадиевого и никелевого типов хорошо согласуются с ожидаемым характером влияния этих металлов на нефтяную систему. «Ванадиевые» нефти тяжелые, высоковязкие, характеризуются высоким содержанием асфальтосмолистых компонентов, высокосернистые с преобладанием тиофеновых структур. Особенно
высокие концентрации V и S наблюдаются в битумах и мальтах [4]. Нефти с преобладанием
Ni напротив, легкие, с низкими содержаниями смол, асфальтенов и S-соединений. Устойчивые корреляции между количествами S, металлов (V, Ni) и другими параметрами состава
нефтей дают основание полагать, что S и данные металлы выполняют системообразующую
функцию уже на ранних стадиях образования абиогенной нефти. Существующее представление об эволюции изначально восстановленных мантийных потоков в целом как процессе
их окислительного преобразования и возможность конденсационных превращений УВ под
окислительным воздействием S позволяет заключить, что образование абиогенной нефти
является частью единого комплекса окислительных преобразований эндогенных флюидов.
Список литературы
1. Генезис углеводородных флюидов и месторождений/ Под ред. А. Н. Дмитриевского,
Б. М. Валяева. – М.: Геос, 2006. – 314 с.
2. Дмитриевский А. Н. / В кн.: Генезис нефти и газа, М.: Геос, 2003. – С. 104-105.
3. Эйгенсон А. С. О противостоянии двух концепций нефтегазобразования // Химия и технология
топлив и масел, 1998, № 3. – С. 3-5.
4. Маракушев А. А., Маракушев С. А. Природа геохимической специфики нефти // ДАН, 2006,
Т. 411, № 1. – С. 111-117.
5. Гончаров И. В. Геохимия нефтей Западной Сибири. – М.: Недра, 1987. – 181 с.
6. Холодов В. Н. Ванадий. – М.: Наука, 1968. – 245 с.
7. Валяев Б. М. Проблема генезиса нефтегазовых месторождений: теоретические аспекты и практическая значимость / В кн. Генезис углеводородных флюидов и месторождений. - М.: Геос, 2006. –
С. 14-22.
8. Летников Ф. А.Сверхглубинные флюидные системы Земли и проблемы рудогенеза // Геология
руд. месторождений, 2001, Т. 43, №4. – С. 291-307.
9. Реакции серы с органическими соединениями / Под ред. М.Г. Воронкова. – Новосибирск:
Наука, 1979. – 364 с.
10. Савченко В. И., Диденко Л. П., Завьялова Л. В. Взаимодействие метана с серой с образованием
продуктов парциального окисления и конденсации метана // Кинетика и катализ, 1996, Т. 37, № 2. –
С. 165-170.
11. Кущ С. Д., Савченко В. И. Дегидродимеризация метана на сульфидах металлов // Изв. АН
СССР. Сер. хим., 1989, № 4. – С. 976.
12. Руденко А. П., Кулакова И. И. Глубинный синтез углеводородов нефти и газа в открытых каталитических системах и возможность существования месторождений с самовозобновляемыми запасами
/ В кн. Генезис углеводородных флюидов и месторождений, - М.: Геос, 2006. – С. 68-83.
13. Агалаков С. Е., Курчиков А. Р., Бабурин А. Н. Геолого-геофизические предпосылки существования газогидратов в туронских отложениях восточно-мессояхского месторождения // Геология и
геофизика, 2001, Т. 42, № 11/12. – С. 1785-1791.
Сведения об авторах
Лурье Михаил Абрамович, д.х.н., старший научный сотрудник, Институт нефте- и углехимического синтеза при Иркутском государственном университете, тел.:(3952)429757
Шмидт Федор Карлович, д.х.н., профессор, заведующий отделом катализа, Институт нефте- и
углехимического синтеза при Иркутском государственном университете, тел.:(3952)429757
Lurie M. A., PhD, senior scientific worker, Institute of petroleum and coal-chemical synthesis, Irkutsk
State University, phone: (3952)429757
Schmidt F. K., PhD, professor, head of Department of Catalysis, Institute of petroleum and coal-chemical
synthesis, Irkutsk State University, phone: (3952)429757
_____________________________________________________________________________________
94
Нефть и газ
№ 3, 2011
УДК 677.464:678.019.3
ЗАКОНОМЕРНОСТИ АТМОСФЕРНОГО СТАРЕНИЯ МОДИФИЦИРОВАННОГО
ТРИАЦЕТАТА ЦЕЛЛЮЛОЗЫ
Б. О. Полищук, Т. В. Мезина
(Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Ключевые слова: триацетат целлюлозы; атмосферное старение;
стабилизация производными 5-нитрофурана
Key words: cellulose triacetate, atmospheric aging, stabilization by 5-nitrofuran derivatives
Известно [1], что на стабильность свойств высокомолекулярных соединений в атмосферных условиях оказывает влияние климат, то есть интенсивность и характер воздействия главным образом таких факторов, как солнечная радиация (прямой и отраженный
свет), окружающая температура, относительная влажность воздуха, осадки (дождь, роса,
туман), химический состав атмосферы, в частности, содержание озона. Они инициируют в
полимерах комплекс деструктивных процессов, что обусловливает изменение внешнего
вида, отрицательно отражается на физико-химических параметрах, ответственных за их
долговечность. В результате наблюдается частичное или полное разрушение полимерного
материала. Изменение указанных характеристик определяется кинетикой химических превращений, происходящих в полимерной матрице.
Определение атмосфероустойчивости особенно важно для качественной оценки эксплуатационных свойств антимикробных триацетатцеллюлозных (АТАЦ) волокон текстильного
назначения. Поэтому целью выполненных исследований являлось выявление кинетических
закономерностей в изменении комплекса физико-химических показателей АТАЦ- и обычных волокон после действия изнашивающих факторов натуральной инсоляции и установление корреляционных связей между ними.
Испытания проводили на образцах термофиксированных филаментных нитей линейной
плотности 11,1 текс, которые сформованы из прядильных растворов частично омыленного
ТАЦ (степень этерификации 291,8), содержащих 5 % (от массы полимера) антимикробного
соединения – β-(5-нитро-2-фурил)акролеина (НФА).
Основные свойства НФА, исходного ТАЦ и технологические параметры процесса переработки его в антимикробные волокна, которую осуществляли на опытно-промышленной
установке завода искусственного волокна, подробно изложены в [2].
Условия термической обработки и экспонирования, а также сведения об использованных методиках определения сравниваемых физико-химических характеристик АТАЦ- и
обычных волокон до и после инсоляции приведены в [3].
При приближении условий испытаний к реальным, имеющим место в процессе эксплуатации текстильных изделий из указанных АТАЦ волокон, старение проводили в воздушной
среде. Значения всех известных физико-химических факторов внешнего атмосферного воздействия на полимерные материалы инструментально не контролировались.
Глубину фотохимических превращений обоих видов волокон, обусловленных натуральной инсоляцией, фиксировали по степени полимеризации (СП) и содержанию в них связанной уксусной кислоты (СУК, %) и карбонильных групп (СКГ, ммоль/(г·10-2)) в зависимости
от количества поглощенной солнечной энергии (I, кДж/см2), которое в нашей работе служит
мерой продолжительности атмосферного старения испытуемых волокон.
Полученные экспериментальные результаты, разработанные на их основе, соответствующие адекватные кинетические модели и рассчитанные параметры деструкции, наглядно
свидетельствуют о том, что АТАЦ волокна отличаются повышенной атмосферостойкостью
по сравнению с контрольными образцами. Следовательно, включение 5 % мас. НФА в состав полимерной матрицы оказывает на волокна заметный ингибирующий эффект в течение
любого периода действия суммарного светового потока в интервале I=0-200 кДж/см2.
Представление совокупности опытных данных в виде таблицы или графика в данном
конкретном случае не является достаточным, так как они только качественно характеризуют зависимости между изучаемыми величинами, в то время как главная задача заключалась
в получении эмпирической формулы и определении ее констант. Поэтому экспериментальные результаты использовали для математического описания кинетики изменения физикохимических показателей инсолированных волокон (табл. 1).
№ 3, 2011
Нефть и газ
95
Таблица 1
Кинетическое описание деструкции инсолированных АТАЦ- и обычных волокон
Содержание НФА
в волокне, % (от
массы ТАЦ)
Зависимость между
показателями волокон вида у=f(х)
0
ΔСП= f(I)
5
0
СУК= f(I)
5
0
СКГ*102=
f(I)
5
Аппроксимирующие зависимости деструкции волокон вида у=f(х),
где у~ΔСП*, СУК, СКГ;
х~I=0-200 кДж/см2
у=43,5lg(x+1)
Коэффициент
детерминации
R2
0,9997
у=37,0lg(x+1)
0,9989
у=-1,04lg(x+1)+61,8
0,9999
у=-0,84lg(x+1)+61,8
0,9994
у=0,106lg(x+30)-0,07
0,9995
у=0,0974lg(x+30)-0,06
0,9966
* ΔСП – снижение степени полимеризации инсолированных волокон.
Однако здесь более значимой величиной является скорость атмосферного старения и закон ее изменения в ходе процесса.
Общепризнано [4], что большинство фотохимических превращений полимеров, в том
числе и ТАЦ, протекает в несколько стадий, кинетика их осложнена различными посторонними эффектами, в частности, влиянием продуктов реакций. В особенности это относится к
гетерогенным процессам атмосферного старения ТАЦ волокон, содержащих твердый модифицирующий агент, где и он может изменяться в ходе инсоляции. Поэтому наиболее
свободной от осложнений характеристикой подобных реакций, отражающих ее кинетику,
является скорость реакций при τ = 0 (в нашем случае при I=0) или так называемая начальная
скорость.
Для определения начальной скорости не обязательно знать начальные значения СП,
СУК и СКГ в инсолированных волокнах. Оценить ее экспериментально невозможно, так
как даже близкие к ней величины ΔСП/ΔI, СУК/ΔI и СКГ/ΔI при малых I определяются, как
правило, с очень небольшой точностью из-за технических затруднений. Кроме того, графическое дифференцирование в начальной части кинетических кривых приводит к большим
ошибкам. Поскольку нам точно известны уравнения скорости атмосферного старения
АТАЦ- и обычных волокон, то для определения начальной скорости применили аналитическую экстраполяцию, то есть выражаем ее в виде значения первой производной (табл. 2).
Таблица 2
Кинетические параметры деструкции инсолированных АТАЦ- и обычных волокон
(I=0-200 кДж/см2)
Содержание
НФА в волокне, %
(от массы
ТАЦ)
0
5
0
5
0
5
96
dСП , см2/кДж
dI
V=43,5*0,4343/(х+1)
Начальная
скорость
деструкции
волокон,
Vнач
18,90
V=37*0,4343/(х+1)
16,07
dСУК , (%·см2)/кДж
dI
V=-1,04*0,4343/(х+1)
-0,45
V=-0,84*0,4343/(х+1)
-0,37
dСКГ ,
dI
V=0,106*0,4343/(х+30)
15,35*10-4
V=0,0974*0,4343/(х+30)
14,10*10-4
Скорость деструкции волокон, V
(г10см2)/(ммоль·кДж)
Нефть и газ
0
Vнач
с
Vнач
1,18
1,24
1,09
№ 3, 2011
При этом полагали, если эмпирические формулы хорошо описывают истинную функцию, то еще нет полной уверенности, что производная от эмпирической функции будет
столь же адекватно описывать производную от истинной функции. Получение хорошей
эмпирической формулы не всегда возможно.
Константу скорости атмосферного старения волокон определяли, используя уравнение
1/СПI-1/СП0 = Кдестр·I, где СП0 – начальная степень полимеризации волокон; СПI – степень
полимеризации волокон после инсоляции определенным суммарным световым потоком
I, кДж/см2; Кдестр – эффективный коэффициент фотодеструкции волокон, см2/кДж. Во всех
случаях полученные уравнения (табл. 3) представляют прямые линии, тангенс угла наклона
которых определяет Кдестр инсолированных волокон.
Таблица 3
Кинетические уравнения деструкции инсолированных АТАЦ- и обычных волокон
Содержание
НФА
в волокне, %
(от массы
ТАЦ)
Аппроксимирующие зависимости
деструкции волокон
вида 1/СПI-1/СП0 =f(I),
где I = 0-200 кДж/см2
R2
Кдестр,
см2/кДж
0
у=0,0116х+0,0658
0,9666
11,6*10-3
5
у=0,0091х+0,0536
0,9536
9,1*10-3
0
К дестр
с
К дестр
1,27
Кроме того, нами установлено, что связи между обратными значениями СУК и СКГ соответственно в инсолированных АТАЦ- и обычных волокнах от обратной величины их степени полимеризации линейно коррелированы (табл. 4). Это находится в хорошем согласии с
известным уравнением Флори [5].
Таблица 4
Корреляционные уравнения деструкции инсолированных
АТАЦ- и обычных волокон (I = 0-200 кДж/см2)
Содержание
НФА в волокне,
% (от массы
ТАЦ)
0
5
0
5
Зависимость между
показателями волокон
вида 1/у = f(1/х)
1
1
 f(
)
СУК
СП
1
1
 f(
)
СКГ
СП
Аппроксимирующие зависимости между физикохимическими показателями
волокон
вида 1/у = f(1/х),
где у ~ СУК, СКГ; х ~ СП
R2
ε*,
%
1/у = 0,339*1/х+0,015
0,9989
0,17
1/у = 0,339*1/х+0,015
0,9995
0,18
1/у =-3557,8*1/х+25,2
0,9999
0,14
1/у =-4215,9*1/х+27,6
1
2,27
* ε – средняя относительная ошибка прогнозирования, %
Для количественной оценки полученных линейных корреляций между критериальными
физико-химическими показателями инсолированных волокон использовали коэффициент
линейной корреляции r, который рассчитывали согласно [6].
О тесноте связи между анализируемыми величинами в каждом отдельном случае судили
после рассмотрения соответствующего графика «корреляционного поля» и вычисления
коэффициента парной корреляции (табл. 5).
№ 3, 2011
Нефть и газ
97
Таблица 5
Зависимости между физико-химическими показателями
инсолированных АТАЦ- и обычных волокон (I = 0-200 кДж/см2)
Содержание
НФА в волокне, % (от
массы ТАЦ)
Зависимость
между показателями волокон
вида у=f(х)
0
Корреляционные
связи между СУК,
СКГ и СП волокон
Коэффициент
парной
корреляции, r
Степень
тесноты
линейной
связи*
у=0,0241*х+55,055
0,9999
Сильная,+
у=0,0225*х+55,496
0,9999
Сильная,+
у=-0,0928*х+33,861
- 0,9810
Сильная,-
у=-0,0958*х+34,725
- 0,9696
Сильная,-
у=-3,8596*х+246,40
- 0,9836
Сильная,-
у=-4,2661*х+271,52
- 0,9719
Сильная,-
СУК= f(СП)
5
0
5
0
5
СКГ*104=
f(СП)
СКГ*104=
f(СУК)
* «+» означает прямая (положительная) корреляционная связь;
« - » означает обратная (отрицательная) корреляционная связь.
Выводы
1. Установлено, что физико-химическое модифицирование ТАЦ волокон биологически
активным соединением – производным 5-нитрофуранового ряда существенно повышает их
устойчивость к комплексному воздействию факторов натуральной инсоляции.
2. Показано, что начальная скорость и константа скорости атмосферного старения антимикробных ТАЦ волокон значительно меньше аналогичных кинетических параметров контрольных образцов.
3. Выявлено, что связи между обратными значениями СУК и СКГ соответственно в инсолированных АТАЦ- и обычных волокнах от обратной величины их степени полимеризации линейно коррелированны, что хорошо согласуется с известным уравнением Флори.
Список литературы
1. Фойгт И. Стабилизация синтетических полимеров против действия света и тепла. Пер. с немец.
под ред. докт. хим. наук Б. М.Коварской. - Л.: Химия, 1972. – 544 с.
2. Полищук Б. О., Шевелева Н. П., Мезина Т. В. Кинетика фотодеструкции биополимерных материалов (нитей)// Известия вузов. Нефть и газ. 2007. - № 5. – С. – 105-110.
3. Паулаускас А. П., Полищук Б. О., Александравичюс Р. Б. Исследование влияния фото- и фотоокислительной деструкции на светостойкость модифицированных ДАЦ волокон// Полимерные материалы и их исследования/ Материалы XIII республиканской научно-технической конференции. – Вильнюс, 1973. – Выпуск 13. – С. 151-155.
4. Спиридонов В. П., Лопаткин А. А. Математическая обработка физико-химических данных. – М.:
Изд-во МГУ, 1970. – 222 с.
5. P. J. Flory. J. Am. Chem. Soc., 1945. - 67. – P. 2048.
6. Саутин С. Н., Пунин А. Е. Мир компьютеров и химическая технология.- Л.: Химия, 1991. – 144 с.
Сведения об авторах
Полищук Борис Овсеевич, д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Текстильное производство»,
Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:(3452) 68272028
Мезина Татьяна Владимировна, аспирантка, кафедра «Текстильное производство», Тюменский
государственный нефтегазовый университет, тел.: 68272028
Polischuk B. O., PhD, professor, head of Department «Textile Manufacture», Tyumen State Oil and Gas
University, phone: 68272028
Mezina T. V., postgraduate student, Department «Textile Manufacture», Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452)68272028
____________________________________________________________________________________
98
Нефть и газ
№ 3, 2011
Машины, оборудование
и обустройство промыслов
УДК 621.438:622.691.4.052.006
ПАРАМЕТРИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАГНЕТАТЕЛЕЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА
С. И. Перевощиков
(Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Ключевые слова: центробежные нагнетатели, природный газ,
техническое состояние, параметрическая диагностика
Key words: centrifugal superchargers, natural gas, technical state, parametric diagnostics
Центробежные нагнетатели являются основным средством доставки природного газа от
мест его добычи до потребителей. Ответственная роль центробежных нагнетателей (ЦБН) в
энергообеспечении многих отраслей экономики теплом и электроэнергией требует повышенного внимания к их техническому состоянию. Оно отслеживается различными способами и средствами. Среди них особое место занимают диагностические методы, в частности,
методы параметрической диагностики. К числу наиболее известных и почти приемлемых
методик из данного ряда относятся методики, изложенные в работах [1], [2] и [3]. Данные
методики позволяют выполнять диагностирование достаточно оперативно и без существенных дополнительных затрат. Однако они, как и прочие, аналогичные им методики, имеют
ряд существенных недостатков. Основное из них состоит в низкой точности и в неопределенности выполняемых по ним диагностических выводов. Этот недостаток проистекает из
ряда особенностей данных методик.
В качестве примера рассмотрим методику [1]. Первая ее особенность, порождающая недостатки диагностирования по ней, состоит в усложненном двухступенчатом формировании диагностического вывода на основе коэффициента технического состояния нагнетателей К н  пол / пол.п. , где пол – фактическое значение политропического КПД нагнетателя;  пол.п. – паспортное значение политропического КПД машины, соответствующее технически исправному состоянию ЦБН. Вторая – в расчете численных значений пол и  пол.п. с
ощутимой погрешностью, которая проистекает из невысокой точности исходной для расчета информации, сложной аналитической структуры расчетных зависимостей (касается, в
основном, расчета  пол ) и эмпирического характера данных зависимостей. Третьей особенностью методики, приводящей к неопределенности диагностического вывода по ней,
является определение коэффициента технического состояния нагнетателей, то есть значений  пол и  пол.п. , для условия Q  idem .
Наибольшие недостатки придает рассматриваемой методике ее особенность, состоящая
в расчете К н при условии Q  idem . Согласно данному условию, для определения технического состояния нагнетателей необходимо знать объемную производительность машин
Q . Между тем, большинство ЦБН не оснащены устройствами для измерения их производительности Q . Данное обстоятельство существенно сужает область применения рассматриваемой методики, заметно осложняет формирование диагностического вывода и снижает
его точность вследствие крайне малой вероятности наблюдать у компрессорных машин
почти идентичные производительности в течение более или менее ограниченных по времени эксплуатационных периодов их, для которых производится оценка технического состояния нагнетателей.
Методика, представленная в [2], по используемой для расчета пол и К н модели аналогична только что рассмотренной методике [1]. Различие между ними заключается только в
численных значениях коэффициентов, составляющих их основу эмпирических зависимостей. Методика ВНИИгаза [3] по используемым в ней расчетным зависимостям отлична от
№ 3, 2011
Нефть и газ
99
[1] и [2], но также основывается на Q  idem и эмпирической базе, изобилует промежуточными расчетами, как методики [1] и [2].
Для устранения приведенных выше недостатков, характерных для существующих методик параметрической диагностики технического состояния ЦБН, необходимо разработать
методику, в основе которой лежит минимум исходной информации, простые расчетные
зависимости и отсутствие необходимости в сведениях о производительности машин. Кроме
того, для придания диагностическим выводам определенности методика должна содержать
оценку достоверности результатов диагностирования.
Отвечающая данным требованиям методика приводится ниже. В ее основе лежит классическое выражение для определения политропического КПД компрессорных машин:
n 1
пол  z1 

n
n
1 n 1

 z1   T  N k ,
T2
k
1
T1
k 1
(1)
где z1 – коэффициент сжимаемости газа при условиях на входе в нагнетатель;

– степень
сжатия нагнетателя; T1 и T2 – абсолютная температура газа на входе и выходе нагнетателя;
n и k – показатели политропы и адиабаты процессов сжатия газа в нагнетателе;  T и N k –
параметры, обобщающие, для простоты, два комплексных сомножителя
z1 в (1).
Зависимость (1) получена теоретически, поэтому не в полной мере отражает реальные
термодинамические процессы, наблюдаемые в компрессорных машинах. Она объективно не
способна учесть особенности, присущие каждому типу машин в отдельности. Поэтому в
рамках предлагаемой методики теоретическое выражение (1) адаптируется к реальности
посредством введения в него коэффициента адаптации
ka
в виде сомножителя при z1 :
 пол  ka  z1   T  N k .
коэффициента k a находится отдельно
(2)
Численное значение
для каждого типоразмера
машин. Оно определяется по одному из краевых условий, а именно для условия, соответствующего номинальному режиму работы нагнетателей. Такое определение k a осуществимо, так как вся необходимая для этого информация содержится в паспортных характеристиках нагнетателей. При этом через найденные таким образом значения ka учитываются ранее не принятые во внимание, при выводе (1) , нюансы реальных термодинамических
процессов и особенности каждого типоразмера компрессорных машин, влияющие на процесс сжатия газа в них.
В качестве базы, на основе которой делается диагностический вывод, в предлагаемой
методике принят безразмерный комплексный параметр χ:

где
ln 
,
 z2  T2 

ln 
 z1  T1 
(3)
z 2 – коэффициент сжимаемости газа при условиях на выходе нагнетателя.
Параметром χ заменена производительность Q рассматриваемых компрессорных машин, используемая для этих же целей, то есть как база для получения диагностического
вывода, в методиках [1], [2] и [3].
Определенность диагностическому выводу придается из-за использования в предлагаемой методике программного продукта Microsoft Excel, с помощью которого производится
обработка результатов расчета  пол и χ, полученных на основе эксплуатационных данных
для нескольких режимов работы ЦБН в некоторый интересующий период времени. В результате данной обработки получается аппроксимирующая зависимость вида
 пол  f   и ее достоверность R 2 .
100
Нефть и газ
№ 3, 2011
Непосредственное формирование диагностического вывода производится сравнением
 пол.о. , то есть политропического КПД нагнетателя при его оптимальной подаче, рассчитанного по ранее полученной аппроксимирующей зависимости, с
 пол.п. –
паспортным
значением политропического КПД нагнетателя при той же подаче. При таком способе получения диагностического вывода критериальный диагностический параметр  пол.п. не
рассчитывается в каждом отдельном случае, как в методиках [1], [2] и [3], а принимается
без расчета по паспортным данным машин. Поэтому в предлагаемой методике
 пол.п. со-
держит минимальную погрешность, является постоянным и в равной мере приемлемым для
пол . Минимальная погрешность
всех случаев диагностики данного типоразмера ЦБН по
 пол.п. в рассматриваемом случае обеспечивается тем, что паспортные значения параметров машин получают в идеально возможных стендовых условиях. При таком подходе формирование диагностического вывода производится без использования ранее отмеченного
коэффициента К н , приводящего к повышению погрешности диагностического вывода.
Безразмерный комплексный параметр χ введен в предлагаемую методику в качестве базы для выполнения диагностических операций не случайно. Его введение обосновано известными положениями термодинамики, согласно которым
пол 
k 1 n
.

k n 1
(4)
Подставим в (4) вместо общего обозначения показателя политропы n его действительное среднее значение для рассматриваемого термодинамического процесса. Для этого воспользуемся также известным соотношением:
n
ln 

ln 1
2

ln 
,
 z1  T1 


ln   

 z 2  T2 
(5)
где численные значения всех параметров для получения среднего значения показателя политропы термодинамического процесса, происходящего в рассматриваемой компрессорной
машине, принимаются по приборам, установленным на данной машине.
После подстановки (5) в (4), выполнения простейших алгебраических преобразований и
подстановки вместо показателя адиабаты k его численного значения, принятого в газовой
промышленности для природного газа в размере 1,3072, получим
 пол  0,235 
ln 
.
 0,235  
 z 2  T2 

ln 
 z1  T1 
(6)
Таким образом, существование зависимости пол  f   подтверждается классическими положениями теоретической термодинамики. Это дает основание использовать ее
для обработки эксплуатационных данных с помощью программного продукта Microsoft
Excel.
Предлагаемая методика в целом состоит в последовательности следующих действий.
1. Определяется температура газа на выходе нагнетателя при оптимальном режиме работы машины, соответствующая технически исправному состоянию ЦБН – T20 .
При отсутствии данных по T20 численное значение ее рассчитывается по известному
значению температуры газа на входе компрессорной машины T10 , степени сжатия нагнетателя  0 и по политропическому КПД ЦБН –  пол.о . Значения всех перечисленных параметров берутся для технически исправного состояния нагнетателей и оптимальных режимов их работы:
0, 235
 пол.о
T20  T10   0
№ 3, 2011
,
Нефть и газ
(7)
101
где коэффициент 0,235 есть результат отношения k  1 , принятый в таком размере в соот-
k
ветствии с «Нормами технологического проектирования магистральных газопроводов».
Когда значение
T20 рассчитывается по (7), отношение

n 1
n
1
в (1) обращается в
T2
1
T1
единицу и выражение (2), вытекающее из (1), приобретает вид
пол  ka  z1  N k .
(8)
2. Рассчитывается коэффициент адаптации теоретической зависимости (1) к реальному
процессу сжатия газа, происходящему в нагнетателе k a . Для этого выражение (8) с учетом
(1) записывается для оптимального (расчетного) режима работы машины, указанного в паспорте или на приведенной характеристике ЦБН, и решается относительно k a
:
 z20  T20  T20

ln 
1
пол.о.
Z T 
,
ka 
 4,255   пол.о.   10 10   T10
n 1
z10   TO  N KO
z10
ln  0
(9)
0 n 1
где
z10
и
z 20 – коэффициенты сжимаемости газа при условиях на входе и выходе нагнета-
тель при оптимальном режиме его работы.
3. Находятся фактические значения
 пол
по выражению (1) с учетом
ka
для текущих
режимов работы ЦБН, вовлеченных в процесс диагностирования:
n 1
ln 
 n 1
 пол  0,235  ka  z1 

.
(10)
 z2  T2  T2  1


ln 

 z1  T1  T1
4. Рассчитываются значения безразмерного параметра χ, идентифицирующего термодинамический режим работы ЦБН, для каждого вовлеченного в процесс диагностирования
режима работы нагнетателя. Для этого используется зависимость (3).
5. Выполняются действия для получения функции, аппроксимирующей зависимость:
 пол = f (χ).
(11)
Для этого заполняется таблица Microsoft Excel, в которой аргументом является параметр
χ, а функцией – рассчитанные значения политропического КПД. Затем выполняется построение диаграммы с добавлением линии тренда и показом на диаграмме аппроксимирующего
уравнения и достоверности аппроксимации R2 .
При выборе вида аппроксимирующей зависимости из всех их разновидностей, предлагаемых компьютером, выбирается зависимость линейного вида в соответствии с выражением (6), являющимся базовым для рассматриваемой методики.
6. Находится фактическое значение политропического КПД, соответствующего оптимальному режиму работы нагнетателя ηпол.о.. Для этого по (3) рассчитывается безразмерный
параметр χ для оптимального режима работы нагнетателя χ0 . Полученное значение параметра χ0 подставляется в формулу (11) и по ней определяется искомое значение политропического КПД.
7. Производится оценка технического состояния нагнетателя. Она состоит в сравнении
ηпол.о с паспортным политропическим КПД машины, соответствующим оптимальному режиму работы технически исправного нагнетателя ηпол.о.
На основе представленной методики выполнено диагностирование технического состояния нескольких типов нагнетателей. При этом апробация методики проводилась на пред-
102
Нефть и газ
№ 3, 2011
ставителях почти всех разновидностей ЦБН, находящих применение в газовой промышленности – на неполнонапорных и полнонапорных машинах, на нагнетателях с одно- и
двухступенчатым сжатием (с одним и двумя рабочими колесами соответственно), на ЦБН,
входящих в состав различного типа газоперекачивающих агрегатов (ГПА), таких как ГПА
стационарного исполнения, агрегаты на базе авиационных и судовых двигателей, импортные ГПА (табл.1).
Таблица 1
Нагнетатели, вовлеченные в апробирование предлагаемой методики
Тип нагнетателя
Характеристика нагнетателя
Количество
Развиваемый
рабочих колес
напор
1
Неполнонапорный
2
Полнонапорный
2
Полнонапорный
370-18-1
ГПА-Ц-16/76
RF2BB-30
Тип ГПА
ГТК 10-4, стационарный
ГПА-Ц-16/76, авиационный
Каберра-182, импортный
Результаты расчетов по предлагаемой методике приведены (рис. 1-3).
η0,9
пол
η0,9
пол
0,85
0,85
0,8
0,8
0,75
0,75
0,7
0,7
0,65
0,65
0,6
η = 0,233χ - 0,011
0,55
R² = 0,996
0,6
η = 0,320χ - 0,270
0,55
R² = 0,998
0,5
0,5
2,5
2,7
2,9
3,1
3,3
Безразмерный параметр
3,5
χ
χо3,7
2,5
2,7
2,9
3,1
3,3
Безразмерный параметр
а)
3,5
χ3,7
о
χ
б)
Рис. 1. Определение технического состояния нагнетателя типа 370-18-1:
а) по предлагаемой методике; б) по методике [1]
Рис. 2. Определение технического состояния нагнетателя ГПА-Ц-16/76
№ 3, 2011
Нефть и газ
103
Рис. 3. Определение технического состояния нагнетателя RF2BB-30
Анализ представленных результатов исследований (см. рис. 1-3) позволяет сделать несколько выводов.
Первый из них касается производительности нагнетателей Q, которая в настоящее время
служит базой, на основе которой выполняются диагностические действия по определению
технического состояния центробежных нагнетателей [1], [2], [3]. Производительность, которая в большинстве случаев бывает неизвестной, может быть заменена комплексным безразмерным параметром χ, численное значение которого легко определимо. Данный параметр находится по показаниям основных штатных приборов, которыми в обязательном порядке оснащены все машины рассматриваемого типа. Правомерность замены Q на χ доказывается основными положениями термодинамики, представленными в работе зависимостью (6), и реальным существованием функциональной зависимости вида ηпол=f(χ)
(см. рис.1-3). Как видно, полученные по эксплуатационным данным различных ЦБН аппроксимирующие выражения, как и (6), являются линейными функциями. Они представляют такую же функцию, что и (6), но только смещенную относительно осей координат в той
или иной степени в зависимости от масштабов изменения проточной части нагнетателей
под воздействием различных эксплуатационных факторов. Зависимость ηпол=f(χ) наблюдается не только в случае определения ηпол по предлагаемой методике, но и в том случае,
когда ηпол находится совершенно независимым от комплекса χ способом - по методике [1].
Это является дополнительным, весомым, подтверждением сделанного вывода о возможности и обоснованности замены Q на χ.
Отказ от производительности нагнетателей Q, как базы для выполнения диагностических операций, и замена ее на параметр χ не только возможен, но и необходим, так как с
осуществлением такой замены значительно расширяется область применения методов параметрической диагностики нагнетателей. В этом случае их можно использовать повсеместно, а не только для машин, оснащенных специальными средствами по замеру расхода
газа через них.
Кроме того, все отмеченное позволяет считать безразмерный комплексный параметр χ
термодинамическим режимным параметром центробежных нагнетателей, отражающим в
обобщенном виде особенности протекания термодинамических процессов в проточной части нагнетателей в зависимости от технологических режимов их работы.
Второй вывод, вытекающий из результатов выполненных исследований, состоит в возможности оценки по предлагаемой методике достоверности диагностических выводов. Использование для обработки результатов расчета ηпол и χ, полученных на основе обычных
эксплуатационных данных для нагнетателей, установленных на рядовых компрессорных
станциях, программного продукта Microsoft Excel позволяет оценить достоверность диагностических выводов (см. рис.1-3). Эта достоверность R2, несмотря на то, что исходная информация не отвечает необходимым требованиям по точности, содержащихся в ней сведений по численным значениям режимных параметров нагнетателей, достаточно высока и
находится в пределах 0,873-0,998 (см. рис.1-3).
104
Нефть и газ
№ 3, 2011
Достаточно высокая степень достоверности диагностических выводов, полученных по
предлагаемой методике, достигается даже при ограниченном количестве используемых для
диагностирования исходных данных по ηпол и χ. В рассмотренных случаях количество этих
данных составляло от пяти до девяти. Данное обстоятельство делает предлагаемый метод
диагностирования перспективным, так как позволяет на его основе выполнять диагностирование даже при ограниченной исходной информации, что особенно важно в условиях производства, в которых находится большинство единиц компрессорной техники.
Третий вывод, который можно сделать (см. рис.1-3), относится к сравнительной оценке
рассмотренных в работе методик. Это, в первую очередь, касается предлагаемой методики и
методики, изложенной в [1]. Согласно рисункам и приведенным на них аппроксимирующим
зависимостям, обе методики дают примерно одинаковый результат по определению основного, для формирования диагностического вывода, параметра  пол.о. (табл. 2).
Таблица 2
Расчетные значения КПД, полученные по аппроксимирующим зависимостям методик
Тип
нагнетателя
Паспортное значение
КПД  пол.п.
370-18-1
ГПА- Ц- 16/76
RF2BB-30
0,850
0,850
0,812

Расчетное значение КПД пол.о.
Предлагаемая методика
Методика [1]
0,831
0,886
0,823
0,832
0,787
0,818
Однако в двух из трех рассмотренных случаев, методика [1] дает значения  пол.о. , превышающие, а в одном случае – существенно превышающие, соответствующие паспортным значениям КПД  пол.п. , что физически наблюдаться не может. Поэтому при выборе
методики для расчета  пол , когда выполняется параметрическая диагностика технического
состояния нагнетателей с использованием параметра χ и Microsoft Excel, рекомендуется
отдавать предпочтение предложенной в данной работе методике расчета численного значения данного параметра.
Выводы
1. Существующие способы параметрической диагностики технического состояния центробежных нагнетателей базируются на использовании текущей информации о данных машинах, взятой из оперативных эксплуатационных журналов нагнетателей, а также на сведениях о производительности нагнетателей. Последнее обстоятельство существенно сужает
область применения рассматриваемых методов диагностики, так как большинство компрессорных машин не оснащено средствами для измерения расхода газа через них. Опора на
текущую эксплуатационную информацию, не предназначенную для выполнения на ее основе каких-либо аналитических действий, придает результатам диагностирования на ее основе
низкую точность. Сами, используемые в настоящее время, методы параметрической диагностики не позволяют оценивать точность и достоверность получаемых диагностических
выводов.
2. Предложенный в работе метод параметрической диагностики технического состояния
нагнетателей лишен отмеченных недостатков. Он позволяет:
 обходиться при диагностировании без сведений о производительности нагнетателей,
что делает область применения данного метода почти неограниченной;
 использовать для диагностирования в качестве исходных данных текущую эксплуатационную, низкокачественную по точности, информацию без потери точности определения диагностируемого параметра;
 обходиться ограниченной исходной информацией для формирования диагностического вывода, что делает данный метод приемлемым почти в любой производственной ситуации;
 оценивать достоверность полученного диагностического вывода на основе современных достижений в области компьютерного программирования.
3. Рассмотренный в работе параметр χ можно считать термодинамическим режимным
параметром центробежных нагнетателей, отражающим в обобщенном виде особенности
протекания термодинамических процессов в проточной части нагнетателей в зависимости
№ 3, 2011
Нефть и газ
105
от технологических режимов их работы.
Список литературы
1. Эксплуатация газопроводов Западной Сибири / Г. В. Крылов. А. В. Матвеев, О. А. Степанов,
Е. И. Яковлев.- Л.: Недра, 1985.-288с.
2. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций / Б. П. Поршаков, А. С. Лопатин, А. Н. Назарьина, А. С. Рябченко.- М.: Недра, 1992.
3. Казаченко А. Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов.- М.:
Нефть и газ, 1999.- 463 с.
Сведения об авторе
Перевощиков Сергей Иванович, д. т. н., профессор, кафедра «Машины и оборудование нефтяной
и газовой промышленности», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452)
46-74-80
Perevoschikov S. I., Doctor of Technical Sciences, professor, Tyumen State Oil and Gas University,
phone: (3452)46-74-80
_____________________________________________________________________________________
УДК 669.017.11
РАЦИОНАЛЬНОЕ ЛЕГИРОВАНИЕ И МОДИФИЦИРОВАНИЕ АЛЮМИНИЕВЫХ
СПЛАВОВ НА ОСНОВЕ СИСТЕМ Al-Cu-Mg-Mn И Al-Zn-Mg-Cu
В. М. Замятин, С. В. Грачев, М. А. Гриненко, О. П. Московских, В. С. Мушников,
Н. А. Зайцева
(Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина,
г. Екатеринбург)
Ключевые слова: алюминиевые сплавы, механические свойства,
рациональное легирование
Key words: aluminum alloys, mechanical properties, efficient alloying
Алюминиевый сплав Д16 (2024 по обозначению Алюминиевой Ассоциации США ) системы Al-Cu-Mg-Mn и ряд других алюминиевых сплавов широко применяются для производства полуфабрикатов в виде штамповок, листов, а также труб переменного сечения,
предназначенных для бурения нефтяных и газовых скважин [1]. Из-за агрессивных условий
работы трубы часто разрушаются вследствие их низкого сопротивления коррозии. Сопротивление полуфабрикатов из сплава Д16 различным видам коррозии в значительной степени зависит от их микроструктуры: наличия фаз кристаллизационного происхождения и фаз,
выделившихся при термообработке, цепочек нерастворимых соединений и других особенностей [2].
В связи с этим вопрос оптимизации химического состава многокомпонентных алюминиевых сплавов на основе системы Al-Cu-Mg-Mn, предназначенных для изготовления полуфабрикатов с требуемыми структурой и свойствами, имеет очень важное значение [3, 4].
Один из подходов к решению этого вопроса основывается на минимизации эффективной
объемной доли и неоднородности ориентации избыточных фаз в полуфабрикатах [3]. Указанный подход не учитывает состава фаз и матрицы сплавов, что не позволяет в полной
мере оптимизировать состав сплавов по содержанию легирующих и примесных элементов.
В данной работе для оптимизации химического состава многокомпонентных алюминиевых сплавов предлагается подход, основанный на результатах термического и микрорентгеноспектрального анализа сплавов в закаленном или состаренном состояниях.
Для модифицирования многокомпонентных алюминиевых сплавов все шире начинают
применяться лигатурные прутки Al-5%Ti-1%B и Al-3%Ti-0,15%C. Однако вопрос об оптимальном расходе этих лигатур при непрерывном модифицировании алюминиевых сплавов в
процессе полунепрерывного литья слитков пока не решен. Это обстоятельство потребовало
дополнительных исследований процесса модифицирования алюминиевых сплавов вышеуказанными лигатурами.
Объектами исследования служили образцы промышленных алюминиевых сплавов Д16
на основе системы Al-Cu-Mg-Mn и 7050 на основе системы Al-Zn-Mg-Cu. Образцы вырезали из литых и гомогенизированных плоских слитков поперечным сечением 300х1100 и
400х1320 мм, а также из термообработанных толстых плит.
106
Нефть и газ
№ 3, 2011
Для определения температур фазовых превращений (неравновесного солидуса, равновесного солидуса и ликвидуса) образцов от слитков и плит алюминиевых сплавов применен
модернизированный метод термического анализа (ТА) с последующим численным дифференцированием кривых нагревания и охлаждения.
В связи с тем, что график в координатах «температура (t,оС) – время (,с)» характеризуется плавными переходами, определение температур фазовых превращений в сплавах с
минимальной погрешностью затруднено. Для определения этих температур зависимость
t=f() численно дифференцировали и строили график «скорость изменения температуры
образца (t/, усл. ед.) – его температура (t,оС)» (рис. 1). В режиме нагрева скорость перед
плавлением образца составляла 14оС/мин, а перед затвердеванием его – 45оС/мин.
Рис. 1. Кривая скорости нагревания сплава в зависимости от его температуры
Из полученного графика находили значения температур неравновесного солидуса (tнs),
равновесного солидуса (ts) и ликвидуса (tl). Для определения температуры начала линейной
усадки (tн.л.у.) горячий спай термопары «вмораживали» в образец. Затем последний монотонно нагревали и фиксировали температуру, при которой оказывалось возможным извлечение термопары из образца, что свидетельствовало о моменте разрушения его кристаллического каркаса. Зафиксированное значение температуры принимали за температуру начала
линейной усадки сплава. Далее найденное значение tн.л.у. сопоставляли с особенностями
соответствующих кривых скорости охлаждения (рис. 2).
Рис. 2. Кривая скорости охлаждения сплава в зависимости от его температуры
№ 3, 2011
Нефть и газ
107
Погрешность получаемых значений температуры составила 1 оС. Уменьшение погрешности определения температур фазовых превращений достигнуто из-за плотного контакта
образца с горячим спаем термопары, использования цифрового вольтметра Щ31 с точностью измерения термо-э.д.с. 0,001 mV, расчета первой производной от температуры по
времени и компьютерной обработки полученных экспериментальных данных.
Для исследования структуры сплавов применялся сканирующий электронный микроскоп «JSM-5900LV» с приставкой электронно-зондового микроанализатора локальностью
12 мкм. Для определения механических свойств слитков и полуфабрикатов использовали
универсальную испытательную машину «Instron 5585H», снабжённую цифровым экстензометром высокого разрешения.
Одна из задач заключалась в установлении влияния химического состава сплавовД16
(2024) и Д16ч (2124) на основе системы Al-Cu-Mg-Mn на механические свойства плит толщиной 60÷150 мм.
Плиты, изготовленные из сплавов 2024 и 2124 разных плавок, часто характеризовались
уровнем механических свойств ниже требуемого. В некоторых случаях, хотя и удавалось
получать плиты с уровнем свойств, отвечающих требованиям нормативной документации,
однако, механические свойства плит имели значительный разброс (таблица).
Механические свойства плит толщиной 139,7 мм из сплава 2124 Т851
серийного и скорректированного химического состава
Направление
вырезки
образца
в, МПа
серий
ный
скорректирован
ный
Продольное (L)
445 –
463
460 –
472
Поперечное (ST)
Высотно
е (ST)
440 –
457
420 –
435
450 –
460
426 –
440
0,2, МПа
требу
емый
серий
ный
скорректирован
ный
442
385 –
409
395 –
414
380 –
403
360 –
388
390 –
406
375 –
390
442
421
, %
требу
емый
серий
ный
скорректирован
ный
379
7,5 –
8,5
8,4 –
9,5
5,6 –
6,3
1,4 –
1,8
6,6 –
7,5
2,3 –
2,6
379
366
требу
емый
5
4
1,5
Все предпринятые попытки обеспечить получение плит из сплава 2024 с требуемыми
значениями механических свойств при изменении режимов гомогенизации слитков, температуры нагрева плит под закалку и продолжительности их выдержки при температуре закалки не увенчались успехом.
Сложившееся положение послужило основанием для выявления роли химического состава сплавов 2024 и 2124 в формировании структуры и свойств плит.
На рис. 3 представлены термограммы нагрева гомогенизированных сплавов 2024 и 2124.
Содержание основных легирующих элементов в серийных сплавах 2024 и 2124 составляло
(в мас.%): 4,60 и 4,40 Cu; 1,60 и 1,50 Mg; 0,63 и 0,47 Mn соответственно.
Обращает внимание наличие на термограммах нагрева сплавов четко выраженных эндотермических пиков при температуре 511оС, свидетельствующих о том, что полного растворения неравновесной эвтектики при гомогенизации слитков по выбранным режимам добиться не удается. Часть неравновесной эвтектики, располагающейся по границам зерен твердого раствора на основе алюминия (Al), сохраняется и после гомогенизации, а последующее плавление ее сопровождается образованием эндотермических пиков.
Микрорентгеноспектральный анализ (МРСА) образца сплава 2024 от гомогенизированного слитка сечением 355х1370 мм подтвердил наличие по границам зерен и дендритных
ячеек сетки сплошных прослоек неоднородной и сложной по химическому составу неравновесной эвтектики, нерастворенной в алюминиевой матрице сплава при гомогенизации
слитка. Неравновесная эвтектика представляет смесь кристаллов α-твёрдого раствора на
основе алюминия (αAl) и фазы Al2CuMg.
108
Нефть и газ
№ 3, 2011
Рис.3
Термограммы промышленных
алюминиевых
сплавов
Рис.
3 Термограммы
промышленных
алюминиевых
сплавов
в
1 –12024;
2 –2
2124.
в режиме
режименагрева:
нагрева:
– 2024;
–2124
Для определения совместной предельной растворимости магния и меди в алюминиевой
матрице сплава 2024 провели МРСА образцов, вырезанных из закаленной и состаренной по
режиму Т351 (закалка, правка растяжением, естественное старение) плиты из этого сплава.
Выяснилось, что в структуре плиты сохраняется нерастворенная фаза Al2CuMg. Содержание основных легирующих элементов внутри зёрен α-твёрдого раствора составляет
(в мас.%): (1,3÷1,42) Mg, (3,77÷3,88) Cu, (0,16÷0,59) Mn.
Согласно нормативной документации, содержание меди, магния и марганца в сплавах
2024 и 2124 может варьироваться в следующих пределах (в мас.%): 3,804,90; 1,201,80 и
0,300,90 соответственно. Следовательно, полученные данные убедительно свидетельствуют об избыточном легировании сплава 2024 медью и магнием.
На основании установленной совместной растворимости меди и магния в алюминиевой
матрице при температуре 497оС было предложено за нижние пределы легирования выбрать
содержание этих элементов, соответствующее их предельной растворимости, а верхние – на
0,10,2 мас.% выше нижних пределов.
Выбор диапазона концентрации основных легирующих элементов на 0,10,2 мас.% выше предельной растворимости рекомендован нами, исходя из следующего. Избыток меди
приводит к образованию интерметаллидных соединений с другими элементами (типа
AlCuMnFeSi), почти нерастворимых при гомогенизации слитков. Кроме того, медь и магний образуют избыточную фазу Al2CuMg, которую не удается растворить полностью ни
при гомогенизации слитков, ни при нагреве труб под закалку. С другой стороны, выбор
концентрационного интервала базируется на существующей технологии приготовления
сплава, точный состав которого получить невозможно. Предложенный нами верхний предел концентрации легирующих элементов позволяет обеспечивать гарантированное насыщение твердого раствора на основе алюминия магнием и медью при нагреве плит под закалку и минимизировать объемную долю нежелательных интерметаллидных соединений.
№ 3, 2011
Нефть и газ
109
Такой подход к выбору химического состава сплава назван принципом рационального легирования.
Сравнение механических свойств плит, изготовленных из слитков серийного и скорректированного химического состава, показало, что значения механических свойств плит повысились, а разброс их уменьшился (см. таблицу).
Таким образом, за счет корректировки химического состава сплавов 2024 и 2124 удалось получать плиты со стабильными и требуемыми механическими свойствами, снизить
расход дорогостоящих легирующих элементов и значительно уменьшить брак конечной
продукции.
При промышленном производстве плит толщиной 60150 мм из сплава 7050 системы
Al-Zn-Mg-Cu часто наблюдался недопустимо низкий уровень и разброс их механических
свойств. Для решения этой актуальной задачи использован принцип рационального легирования сплавов, основанный на результатах их термического и микрорентгеноспектрального
анализов.
Термический анализ образцов от отожженного и гомогенизированного слитков показал
(рис. 4), что на термограммах имеются четко выраженные эндотермические пики, свидетельствующие о том, что полного растворения неравновесной эвтектики при гомогенизации
слитков по серийным режимам не происходит.
Рис. 4. Термограммы промышленного алюминиевого сплава 7050 в режиме нагрева
(состояния):1 – отожженное; 2 – гомогенизированное
Эндотермический пик сплава 7050 системы Al-Zn-Mg-Cu-Zr в отличие от сплавов системы Al-Cu-Mg-Mn имеет раздвоение. Первый пик на термограммах при температуре
477оС обусловлен плавлением легкоплавкой эвтектики, представляющей смесь кристалликов Al и фазы Mg(Zn,Cu,Al)2. В результате этого процесса цинк диффундирует в зерна
алюминиевой матрицы. Фаза Mg(Zn,Cu,Al)2 превращается в фазу Al2CuMg, которая совместно с кристалликами Al образует новую эвтектику. Плавление новой эвтектики осуществляется при температурах вторых эндотермических пиков: 490 и 497оС (образцы от
отожженного и гомогенизированного слитка соответственно).
Микрорентгеноспектральный анализ шлифов из центральной зоны плит толщиной
152,4 мм из сплава 7050 в состоянии Т7451 (закалка, правка с растяжением, двухступенчатое старение) показал наличие по границам зерен дисперсных частиц фазы Al2CuMg, нерас-
110
Нефть и газ
№ 3, 2011
творенной при нагреве плит под закалку. Содержание основных легирующих элементов в
матрице плиты из сплава 7050 в состоянии Т7451(закалка, правка с растяжением, двухступенчатое старение) составляет (в мас.%): 7,30% Zn, 1,88%Mg и 2,19%Cu. Следовательно,
при нагреве плиты под закалку до 475оС и выдержке ее при этой температуре в течение
300 мин указанные значения концентраций соответствуют предельной растворимости основных легирующих элементов в алюминиевой матрице сплава. Исходя из принципа рационального легирования, рекомендованы следующие нижние концентрационные пределы
магния и меди в сплаве 7050 (в мас.%): 1,9%Mg и 2,2%Cu.
Что касается цинка, он почти полностью растворяется в алюминиевой матрице сплава
при нагреве плит под закалку. Поэтому его содержание в сплаве целесообразно выбирать в
середине концентрационного интервала, задаваемого нормативной документацией.
На основании полученных результатов предложен сбалансированный химический состав сплава 7050 по основным легирующим элементам, содержание которых изменяется в
интервалах (в мас.%): (1,952,15) Mg, (2,202,35) Cu, (6,206,40) Zn.
При современном промышленном производстве слитков из деформируемых алюминиевых сплавов, получаемых методом полунепрерывного литья, применяется комбинированный способ модифицирования сплавов (лигатура в виде чушек Al-3%Ti + прутковая лигатура Al-5%Ti-1%B). Из-за присадки лигатуры Al-3%Ti содержание титана в сплаве поддерживается в пределах 0,040,06 мас.%, а расход прутковой лигатуры Al-5%Ti-1%B составляет
1 кг на 1 т сплава. Результаты исследования структуры слитков свидетельствуют о существенном измельчении размера литого зерна (до 100150 мкм). Однако в микроструктуре
слитков наблюдается увеличение толщины эвтектических прослоек по границам зёрен и
размеров интерметаллидных фаз кристаллизационного происхождения.
Анализ
серийного
комбинированного
способа
модифицирования
сплава
Al-8,1%Zn-2,2%Mg-1,6%Cu-0,12%Zr показал, что значительное измельчение литого зерна в
слитках данного сплава не приводит к ожидаемому повышению их пластических свойств
при температурах (3904100С) горячей деформации. Модифицирование этого сплава прутковой лигатурой Al-5%Ti-1%B при ее расходе 1 кг на 1 т расплава вызывает существенное
снижение вязкости разрушения плит. Аналогичные результаты получены и для сплавов
7050 и 7075.
Кроме того, при изготовлении штамповок сложной конфигурации из сплава 7050 в состоянии Т74 (закалка, двухступенчатое старение) в их макроструктуре обнаруживаются
дефекты типа расслоений. В поверхности расслоений обнаружены частицы фаз, свойственные сплаву 7050: Al2CuMg, Al7Cu2Fe и Mg2Si. В поверхности раскрытого блестящего расслоения помимо фаз, свойственных данному сплаву, имеются частицы с высоким (до 20%)
содержанием титана, которые не были обнаружены при микрорентгеноспектральном анализе здорового излома и специально приготовленных шлифов. На основании полученных
данных уточнен механизм образования блестящих расслоений, сделано заключение об отрицательном воздействии избыточного модифицирования алюминиевых сплавов титаном
(из расчёта 1 кг лигатуры Al-5%Ti-1%B на 1 тонну расплава) вследствие его высокой гидридообразующей способности.
Промышленные эксперименты показали, что уменьшение расхода лигатур Al-3%Ti и
Al-5%Ti-1%B обеспечивает получение штамповок из сплавов 2014Т6 (закалка, искусственное старение) и 7050Т74 (закалка, двухступенчатое старение) без расслоений. На основании
полученных результатов сформулирован принцип рационального модифицирования многокомпонентных алюминиевых сплавов, который заключается в том, что количество вводимого модификатора должно обеспечить получение однородной макроструктуры слитков с
разветвленным равноосным зерном диаметром 200250 мкм и, как следствие, дисперсность
фаз в межосных пространствах. При этом содержание модификатора в сплаве должно быть
минимальным, а его распределение по микрообъемам сплава – максимально равномерным.
Благодаря такому подходу к процессу модифицирования, удалось предотвратить образование расслоений в штамповках и плитах, повысить вязкость разрушения и усталостную долговечность полуфабрикатов.
Выводы
Для оптимизации химического состава многокомпонентных алюминиевых сплавов на
основе систем Al-Cu-Mg-Mn и Al-Zn-Mg-Cu обоснован принцип рационального легирования, основанный на результатах их термического и микрорентгеноспектрального анализов.
Принцип рационального легирования учитывает: предельную совместную растворимость
легирующих элементов в алюминиевой матрице сплавов при температуре нагрева под за-
№ 3, 2011
Нефть и газ
111
калку; долю легирующих элементов, участвующих в образовании с примесными элементами практически нерастворимых фаз, а также долю легирующих элементов, образующих
между собой избыточные фазы, которые, хотя и являются растворимыми, но не могут раствориться при нагреве под закалку из-за достигнутого насыщения легирующими элементами -твердого раствора.
Список литературы
1. Структура и свойства полуфабрикатов из алюминиевых сплавов: Справ. Изд. / З. Н. Арчакова,
Г. А. Балахонцев, И. Г.Басова. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Металлургия, 1984. - 408с.
2. Алюминий: свойства и физическое металловедение: справ. изд. Пер. с англ. Под ред.
Хэтча Дж. Е. - М: Металлургия, 1989. - 422с.
3. Вайнблат Ю. М., Копелиович Б. А. Влияние ориентированного распределения включений на
анизотропию свойств алюминиевых сплавов // Москва. Металлы, - №2, - 1978. – С. 209-213.
4. Микляев П. Г., Нешпор Г. С., Кудряшов В. Г. Кинетика разрушения – М.: Машиностроение,
1979. – 280 с.
Сведения об авторах
Замятин Виктор Михайлович, д.т.н., профессор кафедры физики, Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б. Н. Ельцина, г. Екатеринбург, тел.: (343)3754456,
е-mail: Zamyatin.av@gmail.com
Грачев Сергей Владимирович, д.т.н., профессор, Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б. Н. Ельцина, г. Екатеринбург, тел.: (343)3754456
Гриненко Мария Александровна, аспирантка, Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б. Н. Ельцина, г. Екатеринбург, тел.: (343)3754456
Московских Ольга Петровна, к.т.н., доцент кафедры физики, Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б. Н. Ельцина, г. Екатеринбург, тел.: (343)3754456.
Мушников Валерий Сергеевич, к.т.н., доцент кафедры Безопасность жизнедеятельности,
Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б. Н. Ельцина, г. Екатеринбург, тел.: (343)3754456
Зайцева Наталья Анатольевна, к.т.н., доцент, Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б. Н. Ельцина, г. Екатеринбург, тел.: (343)3754456
Zamyatin V. M. PhD, professor, Department of Physics, Ural Federal University named after B.N. Eltsin,
first President of Russia, phone: (343)3754456, е-mail: Zamyatin.av@gmail.com
Grachev S. V., PhD, professor, Ural Federal University named after B.N. Eltsin, first President of Russia,
Yekaterinburg, phone: (343)3754456
Grinenko M. A., postgraduate student, Ural Federal University named after B.N. Eltsin, first President of
Russia, Yekaterinburg, phone: (343)3754456
Moskovskikh O. P., Candidate of Technical Sciences, associate professor, Department of Physics, Ural
Federal University named after B.N. Eltsin, first President of Russia, Yekaterinburg, phone: (343)3754456
Mushnikov V. S., Candidate of Technical Sciences, associate professor, Department «Safety of life activity», Ural Federal University named after B.N. Eltsin, first President of Russia, Yekaterinburg, phone:
(343)3754456
Zaitseva N. A., Candidate of Technical Sciences, associate professor, Ural Federal University named after B.N. Eltsin, first President of Russia, Yekaterinburg, phone: (343)3754456
_____________________________________________________________________________________
УДК 622.276.76
ФОРМИРОВАНИЕ ОБОРОТНОГО ФОНДА УЗЛОВ И МЕХАНИЗМОВ
ПОДЪЕМНЫХ УСТАНОВОК
А. С. Кузнецов, О. Ф. Данилов
(Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Ключевые слова: подъемная установка, бригада ремонта скважин,
оборотные узлы и механизмы
Key words: pulling unit, well-workover operation crew, reverse assemblies and mechanisms
При выполнении текущего и капитального ремонтов скважин широко используются
подъемные установки. Отказы подъемных установок приводят к простою бригад ремонта
скважин. Приведено количество простев бригад капитального ремонта скважин вследствие
отказов подъемных установок за последние годы в ОАО «Сургутнефтегаз» (рис. 1), откуда
видно, что по причинам отказов подъемных установок простои бригад капитального ремонта скважин составляют от 15 до 38 %.
112
Нефть и газ
№ 3, 2011
простои КР%
Продолжительность простоев бригад ремонтов скважин зависит не только от безотказности подъемных установок, но и от продолжительности устранения отказов. Если за время
ремонта скважины происходит отказ подъемной установки, то при незначительном отказе,
если продолжительность устранения отказа не превышает время прибытия и монтажа резервной установки, он устраняется непосредственно на скважине выездной бригадой слесарей.
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
38
36
31,2
26,7
22,9
14,8
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Рис. 1. Доли простоев бригад капитального ремонта скважин
из-за отказов подъемных установок
Для быстрого устранения отказа подъемной установки на скважине необходимо иметь
оборотный запас изнашиваемых узлов и механизмов. В методике расчета оптимального
количества оборотных, быстроизнашиваемых узлов и механизмов подъемных установок [1]
используется экономико-вероятностная модель, базирующаяся на потоке отказов с использованием теории игр.
В качестве целевой функции определения оптимального количества оборотных узлов и
механизмов подъемных установок принято максимум прибыли предприятия, составляющими которой являются:
а) затраты, связанные с содержанием запаса оборотных узлов и механизмов Схр;
б) доходы предприятия от работы подъемной установки при наличии оборотных узлов и
механизмов Сраб;
в) потери основного производства в связи с простоем бригады ремонта скважины из-за
отсутствия отказавших узлов и механизмов подъемной установки Спр ;
С  (С хр  С раб  Спр )  max .
(1)
При анализе потока отказов быстроизнашиваемых узлов и механизмов подъемных установок установлено, что нестационарный поток хорошо описывается распределением Пуассона. В качестве исходных данных для расчетов оборотных узлов и механизмов использовались:
 стоимость узла, механизма подъемной установки;
 стоимость одного часа работы подъёмной установки;
 стоимость одного часа простоя бригады КРС;
 количество подъёмных установок в предприятии;
 показатели безотказности узлов и механизмов подъемной установки.
Расчеты, выполненные по разработанной методике и программе [2], позволили определить оптимальное количество оборотных узлов и механизмов для различных предприятий и
подъемных установок.
На рис. 2 приведены результаты расчетов оптимального количества насосов Челси для
подъемных установок КВ 210В ЦБПО и НО.
№ 3, 2011
Нефть и газ
113
Рис. 2. Расчет оптимального количества оборотных насосов Челси
Приведены расчеты оптимального количества оборотных узлов и механизмов для подъемных установок КВ 210В ЦБПО и НО (таблица).
Наименование основных узлов
Параметры
закона
распределения
Количество
отказов
t=250
Количество
оборотных узлов
и механизмов
Пор.
ном.
Стоимость, р.
Расчет необходимого количества оборотных узлов и механизмов подъемных
установок КВ-210В ЦБПО (16 шт.)
t0
b
2462431,50
817
2,57
0,123
2
1
Ротор в сборе с гидромотором
2
Компрессор воздушный
91626,09
836
2,61
0,112
5
3
Насос гидравлический
58715,73
1035
3,07
0,039
4
4
Насос управления гидроротором
40522,44
874
2,71
0,091
5
5
Насос Челси
87707,70
1337
3,08
0,018
2
6
Насос НШ-100А-3-Л
5010,75
1314
3,05
0,019
3
7
Пневмоклапан
3961,96
1276
3,10
0,020
4
8
Коробка отбора мощности 1-27886
33458,90
1118
3,31
0,023
4
9
Коробка отбора мощности 1-28684
503540,80
1140
3,34
0,021
2
10
Пневмоцилиндр 1-26881
20093,04
1303
3,22
0,016
3
11
Аутригер гидродомкрат
370417,65
1578
3,15
0,010
1
12
Гидромотор гидроротора
157675,91
1603
3,20
0,008
2
13
Лебедка с гидравлическим
приводом
155426,69
1755
3,30
0,005
1
14
Цепь роликовая
51133,51
1048
3,09
0,037
4
15
Гидроцилиндр в сборе
14617,16
1450
3,00
0,016
4
16
Лента тормозная в сборе
103171,93
1310
3,08
0,019
2
114
Нефть и газ
№ 3, 2011
Внедрение разработанных рекомендаций в ОАО «СНГ» в 2009 году позволило сократить продолжительность устранения отказов подъемных установок на скважине, тем самым
простои бригад ремонта скважин.
Список литературы
1. Савин, С. А. Методика формирования оборотных узлов и механизмов подъемных установок /
С. А. Савин, С. Г. Щергин, А. С. Кузнецов, // Нефтяное хозяйство.- №12, -2008. - С. 81-84.
2. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2008612884. Расчет оптимального количества оборотных узлов и механизмов, необходимых при выполнении текущих ремонтов
подъемных агрегатов, используемых при ремонте скважин / А. С. Кузнецов.
Сведения об авторах
Кузнецов Александр Сергеевич, к.т.н., заведующий кафедрой «Машины и технологическое оборудование», Сургутский институт нефти и газа, тел.: 8(3462)354166
Данилов Олег Федорович., д.т.н., профессор, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 25-69-84, е-mail: nauka@tsogu.ru
Kuznetsov A.S., Candidate of Technical Sciences, Head of Department «Machines and processing facilities», Surgut Institute of Oil and Gas, phone: 8(3462)354166
Danilov O.F., PhD, professor, Tyumen State Oil and gas University, phone: (3452) 25-69-84, е-mail:
nauka@tsogu.ru
_____________________________________________________________________________________
Информационные
технологии
УДК 681.3.06
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОДДЕРЖКИ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЯ
В УПРАВЛЕНИИ ГОРОДОМ
Н. А. Белобородова
(Институт управления, информации и бизнеса, г. Ухта, Республика Коми)
Ключевые слова: прогнозирующие модели, генетический алгоритм,
прогнозирование оптимальных вариантов роста производства
Key words: forecasting models, genetic algorithm, forecasting of production growth optimal options
В статье «Модели прогнозирования развития муниципального образования (города) в
нефтегазовом регионе России» (Н.А. Белобородова) представлена методика построения
прогнозных моделей роста производства на основе классического генетического алгоритма.
Статья «Автоматизированные технологии поддержки принятия решения управлении городом», продолжая тему о применении информационных технологий в управлении муниципальным образованием (МО) на территории города в нефтегазовом регионе России, представляет средства автоматизации построения прогнозных моделей.
Автоматизированные средства построения моделей исследования показателей динамики
развития МО представлены программой-препроцессором Pre Pro 1.0.
В качестве среды реализации программных средств используется Borland Delphi 7.0
(язык программирования ˗ Object Pascal, среда Delphi представляет продукт фирмы
«Borland», предназначенный для RAD ˗ разработки приложений Windows).
Сервер баз данных ˗ MS SQL Server 2005. Программные средства могут эксплуатироваться на ПЭВМ типа IBM PC на базе процессоров не ниже Pentium III, на компьютере, с
установленной на ней Win32-операционной системой (WinXP), объединенных в локальную
вычислительную сеть на основе протокола TCP/IP. В комплект комплекса технических
средств рабочей станции должны входить: ВДТ, ПЭВМ, принтер, клавиатура, манипулятор
типа «мышь».
Минимальные требования к конфигурации оборудования:
• процессор Intel Pentium III или Celeron (также их аналоги);
№ 3, 2011
Нефть и газ
115
• 256 MB RAM;
• минимум 1GB на винчестере;
• видеокарта AGP 8MB.
Реализация Pre Pro построена на двухзвенной архитектуре «клиент-сервер». В качестве
сервера используется надежный в эксплуатации сервер баз данных MS SQL Server 2005.
Клиентские места разработаны под Windows XP. Среда программирования Borland
Delphi 7.0 использовалась для реализации клиентской части.
Подготовка данных выполняется средствами MS Excel (рис. 1).
Рис. 1.Исходные данные в формате MS Excel
Pre Pro осуществляет следующие функции по обеспечению доступа к следующим данным:
1. «Создать», функция создать новый проект (новый вариант модели), задать имя проекта (рис. 2).
Рис. 2. Механизм доступа к данным. Функция «Создать» проект,
новый вариант модели
Механизм доступа к данным из Excel осуществляется на основе технологии OLE. Технология OLE (Object Link and Embedding) является стандартом Windows и обеспечивает
связывание и встраивание объектов на основе технологии COM. На основе которой получаем доступ к любым приложениям Windows и используем данные, подготовленные сред-
116
Нефть и газ
№ 3, 2011
ствами этих приложений. С COM-объектами работают все приложения Windows (Word,
Excel и т.д).
Функция создания нового проекта для нового варианта модели «Создать» проект, организует логическую единицу, где записываются исходные данные, осуществляется хранение
промежуточных данных и результатов расчетов.
2. «Импорт», функция импорта данных из Excel осуществляется на основе механизма
OLE доступа к данным (рис. 3, 4, 5).
Рис. 3. Механизм доступа к данным. Функция “Открыть” файл данных формата
MS Excel в режиме импорта данных
Рис. 4. Механизм доступа к данным. Импортируемые данные формата MS Excel
№ 3, 2011
Нефть и газ
117
Рис. 5. Механизм доступа к данным. Функция «Сохранить как» файла проекта
(нового варианта прогнозной модели)
3. Функция «Сохранить как», функция сохранения проекта, обеспечивает сохранение
данных проекта; для сохранения которого необходимо задать маршрут доступа к файлу
проекта и наименование файлу проекта (файл проекта имеет расширение .gal).
Результативная информация формируется как совокупность ключевых муниципальных
показателей, которые определяют рост производства в экономике МО, рост доходов муниципального бюджета, рост доходов населения, сокращение безработицы и т.д. ˗ это файл с
расширением .gal (<наименование>.gal). Результаты расчетов заносятся в структуры данных
типа Record, из которых формируется структура данных (объект) типа TList, универсальный
контейнер списков. TList позволяет создать набор из произвольного количества элементов и
организовать индексный способ доступа к ним. Размер списков TList может динамически
меняться в ходе работы программы, ограничен только размером доступной памяти. В списках может быть организовано хранение данных разного типа. Технически списки представляют массивы нетипизированных указателей на размещенные в динамической памяти элементы. Массивы размещаются в куче ˗ отсюда возможность динамического изменения размеров списков; входящие в списки нетипизированные указатели позволяют ссылаться на
произвольные элементы. Сохранение данных типа TList в файл производится с помощью
свойств объекта TFileStream.
Функции обработки данных.
В качестве средств обработки данных использовался метод квантования, бинаризации
данных, предложенный в [1, 2, 3]. Данные пересчитываются в диапазон [0,1]. Методика
включает последовательность следующих вычислительных операций:
 исчисление прироста показателя Y за анализируемый период;
 определение пороговых значений показателя Y;
 преобразование абсолютных значений показателя Y к бинарному виду (квантование
показателей, бинаризация) на основе расчетных пороговых значений;
 преобразование абсолютных значений каждого показателя Хi к бинарному виду
(квантование, бинаризация) на основе рассчитанных пороговых значений;
 определение количества ошибок на классифицированной последовательности Y
сравнением значений каждого Хi с данными Y за анализируемый период;
 определение предварительного списка факторов, определяющих рост производства,
рост доходности бюджета МО, сокращение безработицы и рост доходов населения выявле-
118
Нефть и газ
№ 3, 2011
нием тех показателей, которые имеют наименьшее количество ошибок на классифицированной последовательности данных Y за анализируемый период.
Процесс разработки модели роста производства, роста доходной части бюджета, сокращения безработицы и увеличения доходов населения представлен на рис. 6 ˗ 8.
Рис. 6. Процедуры расчета прироста показателей Y и Xi , пороговых значений,
квантования, формирования классифицированной последовательности
Рис. 7. Выбор значимых показателей (факторов роста) по минимальному
количеству ошибок на классифицированной последовательности данных
№ 3, 2011
Нефть и газ
119
Рис. 8. Выбор факторов, определяющих экономический рост, формирование
модели роста (Y ˗ рост производства, рост доходов бюджета,
рост доходов населения, сокращение безработицы)
Реализация генетического алгоритма.
1. Генерация начальной популяции. Генерируем случайную начальную популяцию из
N особей, рассчитываем функцию пригодности (рис. 9).
Рис. 9. Режимы генерации начальной популяции и расчета функции
пригодности особей популяции
2. Оценивание приспособленности (пригодности) особей в популяции.
Расчет функции пригодности всех особей популяции. Находим значение выбранной целевой функции для каждой хромосомы в соответствии с выбранной оценкой и функцию
пригодности (рис. 10).
120
Нефть и газ
№ 3, 2011
Рис.10. Режимы отбора особей в родительский пул, скрещивание и мутация особей
3. Скрещивание и мутация. В данном блоке программы формируется поколение особей ˗
потомков. Каждая особь может иметь три потомка, блок также реализует мутацию в хромосомах потомков в популяции. Особи переводятся в разряд потомков.
4. Создание новой популяции особей, воспроизводство популяции. Формируем новую
популяцию, применяем элитизм. Сохраняем популяцию (рис. 11).
Рис. 11. Режим сохранения популяций (прогнозных вариантов развития)
№ 3, 2011
Нефть и газ
121
5. Визуализация данных из файлов, хранилищ популяций, (визуализация вариантов прогноза, рис. 12).
Рис. 12. Режим визуализации характеристик каэдой из популяций
Предлагаемая технология прогнозного моделирования на основе автоматизации ГА,
позволяет определить оптимальные варианты роста производства в экономике муниципального образования с точки зрения роста доходной части бюджета МО, сокращения безработицы и роста доходов населения. Способствует повышению достоверности и объективности
прогнозов социально-экономического развития МО, обоснованности решений в выборе
приоритетов развития.
Список литературы
1. Щетинин В. Г. Анализ факторов экономического роста региона // Вопросы статистики. - 1996. № 3. - С. 40-46.
2. Щетинин В. Г., Костюнин А. В. Принятие решений на нейронных сетях оптимальной сложности //Автоматизация и современные технологии. - 1998. - № 4. - С. 38-43.
3. Щетинин В. Г. Самоорганизация минимальной нейронной сети // Нейроинформатика и ее приложения // СО РАН. – Красноярск. - 1996. - С. 43-44.
Сведения об авторе
Белобородова Наталья Андреевна, к. э. н., доцент, заведующая кафедрой «Информационные технологии в управлении», Институт управления, информации и бизнеса, г. Ухта, Республика Коми,
е-mail: velbest@mail.ru
Beloborodova N. A., Candidate of Economic Sciences, associate professor, head of Department «Information technologies in management» , Institute of management, information and business, Ukhta, Komi Republic, е-mail: velbest@mail.ru
_____________________________________________________________________________________
122
Нефть и газ
№ 3, 2011
Рефераты Abstracts
УДК 556.52: 624.139
Мониторинг экзогенных геологических процессов на магистральном газопроводе
«Заполярное - Новый-Уренгой». Губарьков А. А., Алешин Г. А., Идрисов И. Р.,
Кириллов А. В. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3. С. 7 - 13.
Проведен мониторинг экзогенных геологических процессов в 2003-2006 гг. на газопроводе «Заполярное - Новый-Уренгой», показавший, что наиболее массовыми процессами в
период строительства и начального этапа эксплуатации являются: эрозия, термоэрозия, затопление и подтопление. Установлено, что данная группа процессов составляет более 90%
от их общего количества. Табл. 1, библиогр. 8 назв.
Monitoring of exogenous geological processes on the main gas pipeline «Zapolarnoye –
Novy Urengoi». Gubarkov A. A., Idrisov I. R., Aleshin G. A., Kirillov A. V.
Construction of trunk gas pipelines in the north of West Siberia is accompanied by activation
of some geological processes which negatively influence the geological environment in the zone of
interaction with the pipelines. In the period from 2003 to 2006 the monitoring of exogenous geological processes was run on a gas pipeline «Zapolarnoye – Novy Urengoi» which showed that the
most mass processes during construction and in the beginning of operation are erosion, thermoerosion, flooding and underflooding. It is established that this group of processes is over 90% of
their total amount.
УДК 622.276.1/4:55
Декластеризация исходных данных при построении и контроле качества
трехмерных геологических моделей. Забоева А. А., Предеин А. С., Никитин И. С. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3. С. 14 - 20.
Изучена проблема декластеризации исходных данных и ее влияние на процесс трехмерного геологического моделирования. Описан алгоритм создания декластеризованного геолого-статистического разреза, показана эффективность его использования в качестве одномерного тренда изменения песчанистости при создании куба литологии, а также эталона
при анализе качества результатов моделирования. Ил. 5, библиогр. 3 назв.
Declustering of initial well data for creation and quality control of 3D geological models.
Zaboeva A. A., Predein A. S., Nikitin I. S.
The problem of declustering of initial well data and its influence on 3D geological modeling is
studied in the article. The algorithm of creation of the declustered vertical proportional curves
(VPC) is described. The efficiency of this VPC using as 1D trend of sand content variation at
generation of the lithology cube is demonstrated as well as a reference used when analyzing the
modeling results quality.
УДК 549.551
Определение динамических характеристик пород-коллекторов ачимовской толщи.
Маклакова Е. А. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3. С. 20 - 24.
Для выделения коллекторов в разрезе скважин, обладающих высокими фильтрационноемкостными свойствами, предлагается использовать параметр «гидравлическая единица
коллектора», который наиболее характеризует петрофизические свойства породколлекторов и оказывает основное влияние на течение жидкости и газа в поровом пространстве коллектора. Ил. 5, библиогр. 6 назв.
Determination of dynamic characteristics of reservoir rocks. Maklakova E. A.
To distinguish the reservoirs in the profile of wells possessing high filtration and capacity
characteristics it is offered to use the parameter called «a reservoir hydraulic unit». This parameter
characterizes the petrophysical properties of reservoir rocks and produces the basic influence on
the flow of liquid and gas in the pore space of the reservoir.
УДК 621.31
Динамометрирование, моделирование и диагностирование состояния глубинной
штанговой насосной установки. Ковшов В. Д., Сидоров М. Е., Светлакова С. В. Известия
вузов. Нефть и газ. 2011. № 3. С. 25 - 29.
Излагается метод диагностирования состояния глубинных штанговых насосных устано-
№ 3, 2011
Нефть и газ
123
вок на основе распознавания устьевой динамограммы по характерным признакам, имеющихся классифицированных динамограмм. Анализируются режимы работы глубинных
штанговых насосных установок на основе моделирования динамограмм, позволяющем
расширить диапазон изменения их характерных признаков. Изложенный в работе метод
реализован в разработанной авторами программе DinamoGraph, используемой в
ОАО «Татнефть». Ил. 5, табл.1, библиогр.7 назв.
Dynamometry, modeling and diagnosis of sucker rod pumps condition.
Kovshov V. D., SidorovM. E., Svetlakova S. V.
The article describes a method of sucker rod pumps condition diagnosis based on recognition
of characteristic signs in the available classified dynamometer cards. The operation modes of
sucker rod pumps are analyzed on the basis of dynamometer cards' modeling; these operating
modes permit to extend a range of their specific features variation. The method was implemented
using DinamoGraph software developed by the authors. This software is currently used by OJSC
«Tatneft».
УДК 532.546:949.8
Анализ влияния гравитационных сил на распределение водонасыщенности вблизи
нефтяных скважин. Бочаров О. Б., Телегин И. Г. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3. С.
30 - 35.
Численно анализируется поведение решений различных краевых задач для модели
двухфазной фильтрации Маскета-Леверетта в окрестности добывающей скважины. Показывается, что наилучшие условия для описания проявления капиллярно-гравитационного взаимодействия обеспечивают условия пропорциональности расхода фаз их подвижностям.
Ил. 8, библиогр. 10 назв.
Analysis of gravity forces influence on water saturation distribution near the oil wells.
Bocharov O. B., Telegin I. G.
The numerical methods are used to analyze the behaviour of different boundary-value problem
solutions for Muskat-Leverett two-phase filtration model. It is shown that the best conditions for
description of capillary-gravity interactions occurrence are created by the hypothesis that phases
outflow is proportional to their mobility.
УДК 622.276.6(571.122)
Оценка эффективности и факторный анализ волновой технологии по
Хохряковскому месторождению. Апасов Т. К., Салиенко Н. Н., Апасов Р. Т., Апасов Г. Т. Известия вузов. Нефть и газ. 2010. № 3. С. 36-41.
Рассмотрена одна из основных проблем снижения продуктивности скважин после ГРП в
процессе эксплуатации Хохряковского месторождения. Проведен анализ применения новой
волновой технологии фирмы ООО «ПромТекс» в проблемных скважинах после ГРП с 2005
по 2008 гг. Определены конструктивные, технологические особенности волнового генератора и технология проведения работ. Проведен сравнительный анализ технологии с другими
видами обработок. Проведена оценка применения метода на полого-горизонтальных скважинах. При определенной доработке существующей технологии, правильном подборе скважин возможно применение этой технологии на горизонтальных скважинах, использование технологии не только как метода интенсификации, но и метода повышения нефтеотдачи
в комплексе с современными гидродинамическими методами. Ил. 8, библиогр. 3 назв.
Estimation of performance and factor analysis of wave technology for Khohryakovskoye
field. Apasov T. K., Salienko N. N., Apasov R. T., Apasov G. T.
One of the main problems of well productivity decline after HFF in the process of Khohryakovskoye field exploitation is reviewed. The application of the new wave technology developed by
«PromTeks, Ltd.» in the problem holes after HFF in the period 2005 – 2008 is analyzed. Some
design, technological features of the wave oscillator and a method of operations conduction are
determined. A comparative analysis of the technology with other types of treatment is carried out.
The assessment of the method application in the sloping-horizontal holes is made. It is stated that
at certain adaptation of existing technology and with a proper selection of holes the application of
this technology might be feasible in horizontal holes not only as intensification method, but also
as oil recovery enhancement method combined with advanced hydrodynamic methods.
124
Нефть и газ
№ 3, 2011
УДК 552.578.2:53
Образование зон нефти с различными физико-химическими свойствами при
разработке залежи. Сорокин А. В., Сорокин В. Д. Сорокина М. Р. Известия вузов. Нефти и
газ. 2011. № 3. С. 41-47.
Показана принципиальная разница между значениями физико-химических свойств
нефти, находящейся в свободной объеме и в поровом пространстве. В процессе вытеснения
нефти из пласта в нем возникают обширные зоны с различными значениями физикохимических свойств пластовых жидкостей. Для более обоснованного результата подсчета
запасов необходимо использование значений физико-химических свойств пластовой нефти
с учетом ее структурированного слоя. Учет значений свойств всех составляющих пластовой
нефти ведет к более обоснованному результату подсчета запасов углеводородного сырья.
Необходимо использование динамики изменения значений физико-химических свойств
пластовых жидкостей в процессе их движения по пласту приводит к построению более точной гидродинамической модели. Ил.3, библиогр. 8 назв.
Formation of zones of petroleum with various physical-and-chemical properties in the
process of the deposit development. Sorokin A. V., Sorokin V. D., Sorokina M. R.
A principle difference between the values of physical and chemical properties of oil existing in
the free volume and in the pore space is shown. In the process of oil displacement in the formation
the extended zones emerge that are characterized by different values of physical and chemical
properties of reservoir liquids. For more justified results of the reserves estimation it is recommended to apply the values of physical-and-chemical properties of the reservoir oil taking into
consideration its structured layer. Accounting for all components of the reservoir oil leads to a
more valid result of hydrocarbon raw material reserves estimation. Using the dynamics of physicochemical properties values of reservoir fluids in the process of their movement through the formation results in construction of a more precise hydrodynamic model.
УДК 622.27
Определение
продуктивности
сложнопостроенных
коллекторов.
Паникаровский Е. В., Паникаровский В. В. Известия вузов. Нефти и газ. 2011. № 3. С.47-52.
Разработка и эксплуатация сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщи связана
с выделением в разрезе скважин трещиноватых зон гидродинамическими и геофизическими методами. Анализируются проблемы получения промышленных притоков из трещиннопоровых коллекторов. Предложено оценивать потенциальный дебит скважин по данным
испытания и геофизических исследований скважин БКЗ, ИК и др. Ил.5, табл. 2, библиогр.
5 назв.
Determination of productivity of reservoirs with a complex structure. Panikarovsky E. V.,
Panikarovsky V. V.
Development and exploitation of the complex structure reservoirs of the Achimov section are
associated with distinguishing the fractured zones in the well profile using hydrodynamic and geophysical methods. In the paper the problems are analyzed related to obtaining commercial influxes
from the fractured-porous reservoirs. It is suggested to estimate a potential flow rate of the wells
on the basis of well test and logging results. Fig. 5, ref. 5.
УДК 539.32-047.44
Анализ моделей гиперупругого материала с использованием данных одного
деформированного состояния. Поздняков И. В. Известия вузов. Нефти и газ. 2011. № 3.
С. 52 - 57.
Выполнен анализ применяемых в конечно-элементных программных комплексах моделей поведения гиперупругих материалов (резин). Необходимые константы для рассматриваемых моделей получены с помощью применения метода наименьших квадратов. Выполнена оценка качества моделей, полученных при использовании экспериментальных данных
только одного напряженно-деформированного состояния (одноосное растяжение), по результатам которой наиболее подходящими оказались модель Еоха и неогуковская модель.
Ил.7, библиогр.8 назв.
Analysis of hyperelastic material models using the data of a single state of strain.
Pozdnyakov I. V.
Analysis of models of hyperelastic materials (rubbers) behavior used in the finite-element
№ 3, 2011
Нефть и газ
125
software packages was performed. The required constants for these models were obtained using
the least-square method. The authors estimated the quality of the models created at using the experimental data of only one state of strain (uniaxial tension), the results of which showed that the
most appropriate were neohookean and Yeoh models that gave comparatively good matching with
the data.
УДК 622.279.7
Методика определения технологических параметров освоения скважин.
Кустышев Д. А. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3. С. 58 - 61.
Месторождения Севера Тюменской области вступили в завершающую стадию разработки, характеризующуюся аномально низкими пластовыми давлениями, обводнением залежей и разрушением призабойной зоны пласта. В этих условиях классические технологии
освоения скважин не всегда эффективны. Необходимы новые технологии, отвечающие изменившимся геолого-техническим условиям. К ним относятся колтюбинговые технологии
освоения скважин. Для повышения эффективности технологического процесса необходимы
новые методики определения технологических параметров, применительно к низким пластовым давлениям. Табл.1, библиогр. 5 назв.
Procedure for determination of the fields development process parameters.
Kustyshev D. A.
The oil fields in the North of the Tyumen region have approached to a final stage of exploitation, characterized by abnormally low reservoir pressures, water invaded beds and bottom-hole
zone damage. In these conditions the conventional methods of well completion are sometimes
ineffective. It is necessary to apply advanced technologies. These technologies include, for example, coiltubing method of wells completion. To increase the efficiency of the process the new techniques are needed for determination of the process parameters with regard to low reservoir pressures.
УДК 622.276
Анализ
опытно-промышленного
использования
греющих
кабелей
на
месторождениях ООО «Нарьянмарнефтегаз». Чеботников В. А. Известия вузов. Нефть и
газ. 2011. № 3. С. 62 - 65.
Борьба с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в насоснокомпрессорных
трубах на сегодняшний день является одной из важных задач, что влияет на режим работы
скважины и снижение добычи скважинной продукции. Поэтому необходимость использования метода электропрогрева является одним из перспективных направлений в нефтегазодобывающей отрасли. Ил. 3, табл. 2, библиогр. 2 назв.
Analysis of experimental and industrial use of heating cables in the fields of
«Naryanmarneftegaz, Ltd.». Chebotnikov V. A.
It is shown that protection of oil-well tubing against asphalt-resin-paraffin deposits (ARP) today is one of the important problems that affects the well performance, and well production decline. In this connection using the advanced method of electric heating becomes one of the promising areas in the oil and gas producing industry.
УДК 622.691.4-192
Мониторинг коэффициента запаса прочности трубопровода в эксплуатации.
Новоселов В. В., Сызранцев В. Н., Голофаст С. Л. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3.
С. 66 – 73.
Приведены результаты исследований, позволяющие оценить эффективность методов
непараметрической статистики при прогнозировании надежности работы трубопровода.
Ил.2, табл.1, библиогр. 5 назв.
Safety factor monitoring of the pipeline under operation. Syzrantsev V. N.,Novoselov V. V.,
Golofast S. T.
The paper presents the results of studies that permit to estimate the effectiveness of methods of
non-parametric statistics at predicting the pipeline reliable performance.
126
Нефть и газ
№ 3, 2011
УДК 622.692.4.053
Планирование эксперимента «исследование напряженно-деформированного
состояния тройников». Хасанов Р. Р., Янышев Р. С., Султанмагомедов С. М. Известия
вузов. Нефть и газ. 2011. № 3. С.73 - 77.
Приводится описание запланированного эксперимента по исследованию напряженнодеформированного состояния наиболее распространенных тройников: тройник штампосварной (ТШС) и тройник сварной с усиливающей накладкой (ТСН). Подробно излагается
основная суть и содержание проводимых работ. Ил. 5, библиогр. 2 назв.
Planning of the experiment for investigation of T-joints deflected mode. Khasanov R. R.,
Yanyshev R. S., Sultanmagomedov S. M..
The paper describes the planned experiment on investigation of the deflected mode of T-joints
that most commonly used. These joints include stamp-welded and welded T-joints with a reinforcement sheet. The main idea and the content of operations held are outlined in detail.
УДК 532.5
Влияние внутреннего гидростатического давления на частоты свободных
колебаний криволинейного участка трубопровода. Березнёв А. В. Известия вузов. Нефть
и газ. 2011. № 3. С. 77 - 80.
Исследуются частоты и формы собственных колебаний шарнирно-опертых по концам
криволинейных участков стальных трубопроводов, содержащих стационарный поток жидкости на основании полубезмоментной теории оболочек в тороидальных координатах. Выявлено различное влияние гидростатического давления на поведение труб из стали. Табл.1,
библиогр.4 назв.
Effect of inner hydrostatic pressure on free frequencies of the pipeline curved section.
Bereznev A. V.
The frequencies and forms of free oscillations of curved sections hinged on both ends of steel
pipeline containing liquid flow are studied based on the semi-membrane theory of shells in toroidal coordinates. A different influence of hydrostatic pressure on steel pipes behavior has been
identified.
УДК 54.02:678.044.5:665.51:556.12
Преобразование азоторганических оснований при катагенитическом созревании
современного осадка. Сагаченко Т. А., Голушкова Е. Б., Чешкова. Т. В. Известия вузов.
Нефть и газ. 2011. № 3. С. 81 – 85.
Изучено изменение состава азоторганических оснований в процессе термолиза современного осадка. С использованием методов элементного анализа, ИК – и ЯМР (1Н, 13С)
спектроскопии, хромато-масс-спектрометрии, показано, что воздействие температуры приводит к образованию азотистых оснований, структура которых соответствует соединениям,
присутствующим в нефтях. Ил. 3, табл. 2, библиогр. 10 назв.
Transformation of nitrogenous organic bases at recent sediment catagenetic maturation.
Sagachenko T. A., Golushkova E. B., Cheshkova T. V.
A change in the composition of nitrogen-organic bases in the process of recent sediment thermolysis is studied. By using the methods of element analysis, IFR and MNR (1H, 13C) spectroscopy, chromato-mass-spectrometry, it was shown that the thermal impact leads to generation of nitrogen bases the structure of which corresponds to the compounds present in oils.
УДК 629.113
Влияние нагарообразования на экологическую безопасность эксплуатации автомобилей с бензиновыми двигателями. Магарил Е. Р., Магарил Р. З., Чендарев А. В.,
Корзун Н. В. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3. С. 85 - 88.
Обосновывается возможность улучшения эксплуатационных и экологических характеристик автомобилей с бензиновыми двигателями устранением нагарообразования. Ил. 1,
табл. 2, библиогр. 10 назв.
Theoretical study of carbon deposit influence on environmental safety of motor cars with
gasoline engines. Magaril E. R., Chendarev A. V., Magaril R. Z., Korzun N. V.
The possibility of improving operating and ecological characteristics of motor cars with gasoline engines by carbon deposit elimination is proved. Fig. 1, Tables 2, ref. 13.
№ 3, 2011
Нефть и газ
127
УДК 550.47
Серосодержание и металлоносность нефтей как генетические характеристики.
Лурье М. А., Шмидт Ф. К. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3. С. 89 - 92.
Доминирующим становится признание возможности полигенного образования нефтяных систем. Имеющиеся к настоящему времени подходы к объяснению образования абиогенной составляющей не проясняет причин появления в нефтях гетероатомов (S, V, Ni и
др.) и устойчивых корреляций между их количеством и другими показателями нефтей. Авторами предполагается, что взаимодействие эндогенных СН4 (его ближайших гомологов) и
S с участием в качестве катализаторов V и Ni, входящих в состав мантийных потоков, обеспечивает формирование абиогенной нефти и обуславливает указанные корреляции. Ил. 2,
библиогр.13 назв.
Sulfur- and metal content of oils as genetic characteristics. Lurie M. A., Schmidt F. K.
Recognition of possibility of petroleum systems polygenic generation is becoming dominant.
Currently available approaches towards the explanation of the abiogenous component formation
do not clarify the causes of occurrence of heteroatoms (S, V, Ni, and others) in oils and stable
correlations between their quantity and other parameters of oils. It is believed that the interaction
of endogenic CH4 (its nearest homologues) and S with participation as catalysts V and Ni, the
constituents of the mantle flows, ensure a formation of abiogenous oil and determine the correlations mentioned above.
УДК 677.464:678.019.3
Закономерности атмосферного старения модифицированного триацетата
целлюлозы. Полищук Б. О., Мезина Т. В. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3. С. 93 - 96.
Установлено, что физико-химическое модифицирование ТАЦ волокон биологически активным соединением – производным 5-нитрофуранового ряда существенно повышает их
устойчивость к комплексному воздействию факторов натуральной инсоляции. Показано,
что начальная скорость и константа скорости атмосферного старения антимикробных ТАЦ
волокон значительно меньше аналогичных кинетических параметров контрольных образцов. Выявлено, что связи между обратными значениями СУК и СКГ соответственно в инсолированных АТАЦ- и обычных волокнах от обратной величины их степени полимеризации
линейно коррелированны, что хорошо согласуется с известным уравнением Флори. Табл. 5,
библиогр. 6. назв.
Regularities of atmospheric aging of modified cellulose triacetate. Polischuk B. O.,
Mazina T. V.
It has been found that physicochemical modification of TAC fibers by biologically active
compound – the derivative of 5-nitrofuran series – increases heavily their resistance to the complex effect of natural insolation factors. It is shown that the initial velocity and velocity constant of
atmospheric aging of antimicrobial TAC (ATAC) fibers is much less than the similar kinetic parameters of reference specimen. It has been determined that the relationships between reciprocals
of CAA and CCG, respectively, in the insolated ATAC- and common fibers from the reciprocal of
their polymerization degree are linearly correlated which agrees well with the known Flory’s equation.
УДК 621.438:622.691.4.052.006
Параметрическая диагностика технического состояния центробежных нагнетателей природного газа. Перевощиков С. И. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3.
С. 97 -104.
Предлагается способ параметрической оценки технического состояния центробежных
нагнетателей природного газа, основанный на показаниях штатных приборов данных машин без использования сведений о производительности нагнетателей. По данному способу
техническое состояние определяется с оценкой вероятности диагностического вывода.
Ил. 3, табл. 2, библиогр.3 назв.
Parametric diagnostics of technical state of centrifugal superchargers of natural gas.
Perevoschikov S. I.
A method is proposed for parametric estimation of the technical state of natural gas centrifugal
superchargers based on the indications of standard devices of the given automobiles without using
the data on the superchargers performance. Using this method one can determine the technical
state along with estimation of probability of the diagnostic conclusion. Fig. 3, tables 2, ref. 3.
128
Нефть и газ
№ 3, 2011
УДК 669.017.11
Рациональное легирование и модифицирование алюминиевых сплавов на основе
систем Al-Cu-Mg-Mn и Al-Zn-Mg-Cu. Замятин В. М., Грачев С. В., Гриненко М. А.,
Московских О. П., Мушников В. С., Зайцева Н. А. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3.
С.104 - 110.
Приведены результаты дифференциально-термического анализа алюминиевых сплавов
на основе систем Al-Cu-Mg-Mn и Al-Zn-Mg-Cu. Установлены предельные растворимости
легирующих элементов в алюминиевой матрице сплавов при температурах нагрева под
закалку. Рассмотрены особенности модифицирования алюминиевых сплавов лигатурами
Al-Ti-B и Al-Ti-C. Предложены принципы рационального легирования алюминиевых сплавов для получения требуемых механических свойств. Ил. 4, табл.1, библиогр. 4 назв.
Efficient alloying and modification of aluminum alloys based on systems Al-Cu-Mg-Mn
and Al-Zn-Mg-Cu. Zamyatin B. M., Grachev S. V., Grinenko M. A., Moskovskikh O. P., Mushnikov V. S., Zaitseva N. A.
The results of differential-thermal analysis of aluminum alloys based on the systems Al-CuMg-Mn and Al-Zn-Mg-Cu are presented in this article. The limit solubilities of alloying elements
in aluminum matrix of alloys at quenching heating temperature were determined. The specific
features of aluminum alloys modification by ligatures Al-Ti-B and Al-Ti-C are considered. The
principles of efficient alloying are proposed for obtaining the required mechanical properties. Fig.
4, ref. 4.
УДК 622.276.76
Формирование оборотного фонда узлов и механизмов подъемных установок.
Кузнецов А. С., Данилов О. Ф. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3. С. 110 - 113.
Приведены результаты определения оптимального количества оборотных узлов и механизмов подъемных установок А60/80, используемых при капитальном ремонте скважин.
Ил. 2, табл. 1, библиогр. 2 назв.
Formation of revolving fund and mechanisms of pulling units. Kuznetsov A. S.,
Danilov O. F.
The paper presents the results of determination of optimal quantity of reverse assemblies and
mechanisms of pulling units A60/80 used in well-workover operations. Fig. 2, table 1, ref. 2.
УДК 681.3.06
Автоматизированные технологии поддержки принятия решения в управлении
городом. Белобородова Н. А. Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3. С. 113 - 120.
Предложена технология автоматизации построения прогнозных моделей роста доходной части бюджета МО, сокращения безработицы, роста доходов населения и снижения
уровня бедности с использованием генетического алгоритма. Анализ и исследование прогнозных моделей позволяют обосновать оптимальные управленческие решения по приоритетам социально-экономического развития; на основе анализа моделей могут быть выработаны различные варианты управленческих воздействий на экономику для увеличения экономического роста. Ил.12, библиогр. 3 назв.
Automated technologies of decision-making support in the city governance.
Beloborodova N. A.
A technology is proposed to computerize a construction of forecasting models of the budget
revenue part growth, unemployment reduction, population income rise and poverty level minimizing through the use of genetic algorithms. The analysis and study of the forecasting models allow
for justifying the optimal managerial decisions on priorities in the social- economic development.
Based on the models analysis the various options of managerial influence on economy to increase
the economic growth can be elaborated. Fig. 12, ref.3.
№ 3, 2011
Нефть и газ
129
Правила подготовки рукописи
Рукопись, представляемая в редакцию, должна иметь: сопроводительное письмо руководства организации, откуда исходит рукопись, рекомендацию соответствующей кафедры вуза (заверенную выписку из протокола заседания кафедры); экспертное заключение о возможности опубликования в открытой печати (оформленное в организации, откуда исходит рукопись); реферат, кратко излагающий основное содержание рукописи, объемом до 500
знаков; название статьи, ключевые слова, сведения об авторах и текст реферата на русском и английском языках;
заголовок статьи должен содержать не более 8-9 слов.
2. Рукопись представляется в редакцию в виде файла на CD-диске, набранного с использованием редактора Win
Word, размер шрифта № 9 (Times New Roman), интервал одинарный, абзац 0,5 см, страницы не нумеруются.
Ввод формул и символов, используемых в тексте, производить только в редакторе формул Microsoft Equation. Символы в формулах статьи набирают: обычный – 12пт; крупный индекс – 8пт; мелкий индекс – 7пт; крупный символ – 12пт; мелкий символ – 8пт. Иллюстрации выполняются только на компьютере и вставляются
в файл статьи после ссылки в тексте. Рисунки выполняются только в чёрно-белом варианте. Сканированные рисунки должны быть чистыми, чёткими, аккуратными. Статьи с небрежно выполненными рисунками не
принимаются. Фотографии должны быть контрастными, с хорошей проработкой деталей, на матовой бумаге,
отретушированы. Подписи к иллюстрациям в рисунки не вставляются! На обратной стороне фотографий карандашом указывается их порядковый номер и фамилии авторов. В таблицах все наименования проставляются полностью, без сокращения слов. Материалы распечатать в двух экземплярах на лазерном принтере. Если автор
направляет более одной статьи для публикации, то каждая статья и информация к ней должны быть представлены на отдельном CD-диске, не содержащим посторонней информации.
Объем статьи 5 – 7 страниц.
3. Параметры страницы:
Поля: верхнее - 3,8 см; нижнее - 4,2 см; левое - 4,2 см; правое - 4,2 см; переплет – 0. От края до колонтитула: верхнего - 3,1 см; нижнего- 3,1 см.
В заглавии статьи указываются: индекс УДК, название статьи, инициалы и фамилии авторов, наименование
учреждения, откуда исходит рукопись.
Необходимо избегать применения громоздкого математического аппарата. Сведения, приводимые в статье,
должны содержать самый необходимый минимум формул. Все второстепенные формулы и промежуточные математические преобразования следует выносить в приложение к статье (для рецензента).
4. Применять физические величины, соответствующие стандарту СЭВ1052-78(СН 528-80).
5. Библиографический указатель (список литературы) дается авторами в конце статьи в порядке последовательности ссылок в тексте, согласно ГОСТ Р 7.0.5 2008. Ссылки на литературу в тексте заключаются в квадратные
скобки. В списке литературы указываются: а) для журналов и сборников – фамилии и инициалы автора, название
статьи, название журнала (сборника), номер или том, место и год издания, стр.; б) для книг – фамилии и инициалы автора, название книги, место издания, наименование издательства, год издания, стр. (ГОСТ Р 7.0.5 2008). В
список литературы вносят только те работы, которые опубликованы в печати.
6. Если статья была или будет направлена в другое издание или же ранее опубликована, обязательно сообщить об
этом в редакцию.
7. При доработке статьи после рецензии на первой странице указывается ее редакционный номер, число, месяц,
год и пометка “рукопись после доработки”. К доработанной рукописи обязательно прикладывать все ответы на
замечания рецензента. Датой поступления статьи считается момент получения редакцией ее окончательного текста.
8. Рукописи, не принятые к опубликованию, авторам не высылаются.
Редакция имеет право производить сокращения и редакционные изменения текста рукописей. Корректура статей
иногородним авторам не предоставляется.
Рукописи, не удовлетворяющие перечисленным требованиям, к рассмотрению не принимаются и авторам не возвращаются.
9. CD-диски со статьями не возвращаются.
10.Обязательно указание места работы каждого автора статьи, его должности, контактной информации на русском и английском языках.
11.Плата за опубликование рукописей аспирантов не взимается.
Перепечатка материалов или их фрагментов возможны только с письменного
разрешения редакции.
Ссылка на научно-технический журнал «Известия вузов. Нефть и газ» обязательна!
130
Нефть и газ
№ 3, 2011