авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |

«I Содержание КАДРЫ РЕШАЮТ ВСЁ Газовая промышленность (Москва), 17.06.2013 1 ...»

-- [ Страница 4 ] --

Исследуемые образцы АСПО, взятые из середины трубопровода (слой, непосредственно контактирующий с транспортируемым потоком), отличаются очень высокими значениями температуры плавления. Этому способствует растворение его легких компонентов. Как видно из рис.

2, в, образец АСПО из середины трубы после проведения операции промывки бензином плавится в узком диапазоне. Это свидетельствует о вымывании наиболее легко растворимых компонентов и утяжелении остатка. Если рассматривать слои АСПО по сечению трубы, можно заметить, что их состав и физические свойства переменны. Этому содействуют гидродинамические факторы, такие как повышение рабочего давления в системе транспорта ГК по мере накопления отложений в трубе и общее утяжеление состава скважинного продукта. АСПО распределяются таким образом, что формируются слои различной плотности (рис. 3): более плотные и тугоплавкие слои АСПО располагаются в центре трубы, у ее периферии слои отложений имеют меньшую плотность.

Эффективность удаления отложений напрямую зависит от их свойств. В табл. 4 приведены данные по определению растворимости АСПО. Исследования проводились «методом корзиночек». Размер ячейки корзиночки - 1,25 х 1,25 мм, растворитель - 100 мл конденсата КС Краснодарская (пределы выкипания 31-223°С).

Представленные в табл. 4 данные наглядно демонстрируют, насколько зависит моющая способность растворителя от места в слое отложений, из которого происходил отбор пробы. Так, лучше всего отмывается, растворяется и диспергируется слой отложений, находящийся у стенки трубы. Более плотные и промытые при периодически проводимых попытках очистки трубы от отложений средние слои АСПО показывают более низкие результаты по растворимости.

Для удаления АСПО с металлических поверхностей использовали реагенты, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции. За счет теплоты реакции АСПО плавятся и легко выводятся из трубы.

Используемые термохимические реагенты [2, 3] являются азотгенерирующими системами, способствующими разрыхлению и ускоренному удалению АСПО с поверхности металла.

Для определения эффективности термохимического состава проводился эксперимент, в котором на стальную пластину массой 1,5 г равномерным слоем наносили АСПО, определяли его вес и помещали пластину в цилиндрический сосуд, содержащий раствор В. Затем к раствору В в течение 20-30 с приливали раствор А. Состав и концентрации исходных растворов приведены в табл. 5.

Таким образом, рассмотренные термохимические составы с успехом могут использоваться для очистки внутритрубного пространства от тугоплавких АСПО на коротких участках трубопроводов и при обеспечении необходимой теплоизоляции труб.

В заключение необходимо сделать следующие выводы.

1. В работе определены состав и основные свойства АСПО. Поскольку АСПО состоят из высокоплавких компонентов (T(пл) до 96°С), удаление обычными приемами не приводит к желаемым результатам. Соответственно, используемые в настоящее время ГК Некрасовского месторождения и КС Краснодарская малопригодны для удаления АСПО. Основная причина низкая температура кипения данных растворителей.

2. Неоптимальная технология удаления АСПО приводит к образованию плотной, плохо растворимой корки отложений внутри трубы, в месте непосредственного контакта с прокачиваемым продуктом. Периодические промывки горячей водой (60 °С) и конденсатами, даже при остановке процесса транспортировки, привели не к удалению АСПО, а к вымыванию легких его компонентов и утяжелению остатка. Без полного удаления застарелых отложений из внутритрубного пространства дальнейшие мероприятия нецелесообразны.

3. Впервые на АСПО Прибрежной группы месторождений опробован термохимический метод для удаления АСПО из внутритрубного пространства. Данный метод позволяет создать необходимую для полного расплавления отложений температуру. Исследованные термохимические составы с успехом могут использоваться для очистки внутритрубного пространства от тугоплавких АСПО на коротких участках нефтепроводов.

Список литературы 1. Богомолов А.И., Гайле А.А, Громова В.В. и др. Химия нефти и газа: Учеб. пособ. для вузов // Под ред. В. А. Проскурякова, А. Е. Драбкина. - Л.: Химия, 1989. - 424 с.

2. Рагулин В.В., Шавалеев Н.М., Хасанов М.М., Михайлов А. Г. Термохимический состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений // Патент РФ N 2186948, 2002 г.

3. Гусаков В.Н., Семеновых А. Н. Способ обработки призабойных зон добывающих скважин // Патент РФ N 2373385, 2009 г.

СПРАВОЧНЫЙ РАЗДЕЛ Дата публикации: 17.06. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 63, 75, Выпуск: св ДИССЕРТАЦИИ Новый метод диагностирования нефтегазового оборудования Оценка параметров, характеризующих охрупчивание металла, может быть выполнена по результатам разрушающих испытаний образцов, вырезанных из наиболее нагруженных элементов оборудования. Такие вырезки влекут за собой необходимость замены этих элементов. Из-за сложности работ и отсутствия замены такие вырезки и испытания образцов в практике диагностирования выполняются крайне редко, в основном на выбраковываемых элементах. При этом результаты оценки параметров, характеризующих охрупчивание, относятся к металлу вырезанных элементов и не могут служить базой сравнения для следующих испытаний, что делает невозможным мониторинг, установление закономерностей и прогнозирование охрупчивания этого металла. В этих условиях диссертация В. А. Ломанцова «Разработка метода диагностирования нефтегазового оборудования, эксплуатируемого в сероводородсодержащих средах, с применением анализа охрупчивания металла» является актуальной и значимой задачей исследования.

В диссертации теоретически обоснованы и разработаны метод анализа охрупчивания металла, математическая модель и алгоритм оценки, мониторинга и прогнозирования значений параметров KCV и температуры вязко-хрупкого перехода (Г) на основе зависимостей H-KCV при T(1-6) для металла оборудования, эксплуатируемого в сероводородсодержащих средах. Также разработано специальное захолаживающее устройство - предметный стол твердомера, обеспечивающий захолаживание до -70 °С и стабильность регулирования требуемой температуры при испытании твердости металла образов.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

*** Диагностирование целостности защитных покрытий труб Разработка практических мер по предохранению и поддержанию качества заводских защитных покрытий газопроводов на этапах приемки, хранения и монтажа в условиях Севера является актуальной задачей строительных и газотранспортных предприятий. Поэтому тема диссертации Ф.А.Новоселова «Разработка методов диагностирования целостности защитных покрытий труб при строительстве магистральных газопроводов» является актуальной.

В диссертационной работе экспериментально обоснован метод оценки изменения свойств защитного покрытия, позволяющий установить механизм развития отслоений покрытия под действием факторов окружающей среды, сопровождающийся упрочнением и снижением эластичности клеевого слоя на границе отслоений с адгезионной прочностью до 190-210 Н/см в сравнении с показателями бездефектных областей покрытия 130-150 Н/см.

Расчетным путем обоснован метод определения параметров теплового поля при сварке труб на основе зависимостей температуры от времени и расстояния до источника сварки, проверенных экспериментально путем измерения температуры внутренней и наружной стенки трубы в окрестности сварного шва с расхождением расчетных и экспериментальных данных с учетом введенного поправочного коэффициента не более 5%.

Разработанные рекомендации внедрены в ходе нового строительства газопроводов Бованенково Ухта и Ухта - Торжок, диагностировано примерно 1100 труб, из которых защитное покрытие 19 труб оперативно отремонтировано.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

*** Метод укладки морских газопроводов с бетонным покрытием При строительстве морских трубопроводов широко используются трубы с бетонным утяжеляющим покрытием, предназначенным для придания трубопроводу отрицательной плавучести и механической защиты от повреждения падающим грузом. Укладка морских трубопроводов с таким покрытием, как правило, осуществляется стингерным методом с применением специализированных трубоукладочных судов.

Согласно требованиям морского стандарта СТО Газпром 2-3.7-050-2006 (DNV-OS-F101) расчет напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода для всех режимов укладки при строительстве, включая аварийные, является обязательным элементом проектных работ. По его результатам определяется проектная толщина трубопровода, рассчитываются технологические карты укладки и задаются нормы допустимой дефектности монтажных кольцевых сварных соединений. Однако методы и алгоритмы требуемого расчета НДС при укладке как необетонированных трубопроводов, так и трубопроводов с бетонным утяжеляющим покрытием данным стандартом не регламентированы. Поэтому тема диссертации И.Ю. Морина «Разработка методов оценки напряженно-деформированного состояния морских газопроводов с бетонным покрытием при укладке» является актуальной.

В диссертационной работе разработан уточненный метод определения перемещений оси и внутренних силовых факторов в трубопроводе, укладываемом на дно моря стингерным методом, учитывающий наличие бетонного покрытия.

Разработанный метод и его программная реализация применены для расчета морской укладки при разработке компанией ООО «Газпром ВНИИГАЗ» экспертных заключений в рамках научно-технического сопровождения строительства морских участков МГ Бованенково - Ухта, Сахалин - Хабаровск - Владивосток, Джубга - Лазаревское - Сочи и проекта «Обустройство Киринского месторождения».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

ВНЕДРЕНИЕ ИННОВАЦИОННЫХ ИДЕЙ В ПРАКТИКУ Дата публикации: 17.06. Автор: И.Г. Волынец, Б.П. Елькин, В.А. Иванов (Тюменский государственный нефтегазовый университет) Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 64, 65, Выпуск: св УДК 061.6:622. Научные предложения вузов и научно-исследовательских институтов (НИИ) России в области сооружения и ремонта магистральных трубопроводов имеют высокий потенциал эффективности и могут существенно снизить затраты в этом виде деятельности, но недостаточно активно внедряются на производстве. В статье рассмотрены: проблема создания инновационно активного предприятия, программы и система льгот развитых стран мира, направленных на применение инновационных решений предприятиями различных отраслей России, проведен анализ инвестиционной активности предприятий России. Представлены три уровня обоснования целесообразности инвестиций и примеры технических решений ученых Тюменского государственного нефтегазового университета (ТюмГНГУ) по всем уровням, направленных на совершенствование технологий ремонта линейной части магистральных газопроводов.

Вузы России в партнерстве с НИИ нефтегазовой отрасли находятся в постоянном поиске решения проблем отрасли. Научные разработки ТюмГНГУ в области сооружения и ремонта трубопроводов имеют не один десяток инновационных предложений. Новые идеи могут существенно продвинуть отрасль по пути развития, основным содержанием которого являются научные знания и высокоэффективные национальные инновационные предложения. Именно по такому пути, как неоднократно отмечается в публикациях журнала «Инвестиции в России», идут развитые страны мира.

Как отмечено в работе [1], развитие инвестиционной деятельности в мире прошло три исторических этапа. Для первого этапа (70-е гг. прошлого столетия) были характерны портфельные инвестиции в форме создания и финансирования дочерних компаний иностранных фирм, товарных кредитов для реализации инвестиционных проектов. На втором этапе (80-е гг. прошлого столетия) преобладали прямые инвестиции предпринимательского капитала в создание и реконструкцию промышленных предприятий и систему сервиса за рубежом (в основном в развивающихся странах).

Сегодня начался третий этап инвестиционной деятельности с новыми формами инвестиционного сотрудничества. Такие новые формы реализуются путем предоставления не только денег, но и «неосязаемых» инвестиционных ресурсов - лицензионных соглашений, контрактов на управление, франчайзинга, когда инвесторы получают прибыль благодаря обладанию технологическими и управленческими преимуществами, позволяющими устанавливать контроль в области производства и реализации конечного продукта.

К сожалению, по мнению экспертов, инвестиционная активность в России, в том числе и в Западной Сибири, находится еще на пути от первого этапа к второму, а потенциальные иностранные инвесторы мыслят категориями третьего этапа [1]. Чем быстрее Россия выйдет на третий этап, тем больше будет способствовать развитию инвестиционного процесса.

Законодательные органы России практически не работают в направлении создания системы льгот для бизнеса. Простой пример: в 2010 г. Министерство образования и науки России выделяло гранты для вузов с условием двустороннего участия вуза и бизнеса (50 на 50%). Эти попытки заинтересовать бизнес были безуспешны. Руководители предприятий сетовали на то, что нет никаких стимулов для отвлечения 50% средств в пользу вуза.

Решающий элемент инвестиционного процесса - технико-экономическое обоснование целесообразности инвестиций, которое состоит из трех уровней.

1. Элементарное обоснование. Предлагается новое приспособление для выполнения сварочных работ, стоимость которого невелика, при этом трудозатраты сокращаются на 10-20%. Воздействие усовершенствования на потоки денежных средств и налоги пренебрежимо мало. Или другой пример: предложено сократить дальность доставки плетей труб со сварочной базы на объект в зимнее время за счет прокладки временной подъездной дороги по болоту.

Для доказательства целесообразности таких предложений необходимы простейшие доводы. В данном случае затраты окупаются в течение строительного сезона.

2. Обоснование на этом уровне требует детального анализа. Например, готовится предложение о замене старой техники новой - более производительной. При этом замена может привести к снижению затрат по основной заработной плате, сокращению трудозатрат и сроков выполнения работ. Для покупки новой машины могут потребоваться значительные средства. Ввиду большой стоимости риск достаточно высокий, поэтому предложение должно быть подробно обосновано.

3. В случае если предложение по новой технике коренным образом меняет существующие технологии выполнения работ или существенно влияет на потоки денежных средств, на постоянные или переменные накладные расходы, то оценка должна проводиться финансистами предприятия достаточно глубоко. Трудоемкость и неопределенность таких расчетов существенно возрастают, особенно в тех случаях, когда предлагается новая машина или оборудование.

Анализ предложений ТюмГНГУ в области сооружения и ремонта магистральных трубопроводов за последние 10-15 лет показывает, что имеются разработки разного уровня обоснования (таблица), при этом чем предложения радикальнее, тем выше эффективность.

Расчеты технико-экономической эффективности новых решений по указанному направлению показывают, что предложения ТюмГНГУ третьего уровня выгодны не только в средне- и долгосрочной, но и в краткосрочной перспективе [2].

Для продвижения нововведений в практику сегодня должна быть сформирована система стимулирования этого процесса. Развитые страны мира имеют множество программ действий в данном направлении.

Например, в США действуют системы налоговых льгот для предприятий разного уровня и государственной поддержки крупных инновационных проектов. Так, по данным [3], в целях поддержки малого бизнеса в США на основе федеральных законов реализуются две национальные программы: Программа поддержки инновационных исследований малого бизнеса (the Small Business Innovation Research Program, далее - SBIR) и Программа по распространению технологий малого бизнеса (the Small Business Technology Transfer Program, далее - STTR). Обе эти программы координируются отделом технологий Администрации малого бизнеса (далее - агентство SBA).

Ежегодно 11 ведущих федеральных агентств вносят в фонд Программы SBIR более 1 млрд долл., которые используются для финансовой поддержки научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР).

Для получения доступа к участию в реализации инновационных проектов в рамках программ SBIR и STTR малые предприятия должны соответствовать следующим жестким критериям:

предприятие должно быть частным, коммерческим, принадлежать только гражданину США и быть независимым в своем управлении;

предприятие должно быть прибыльным и стабильным;

наличие научно-исследовательского сектора (отдела);

число занятых - не более 500 работников.

В Тюмени работает и развивается ООО «ИВА», выполняющее проектные и ремонтные работы в нефтегазовой отрасли. Предприятие полностью отвечает всем требованиям для участия в названных программах США, но не поддерживается в России законодательно оформленной программой, стимулирующей инновационные процессы. В настоящее время в производственной деятельности заняты четыре кандидата и два доктора наук. Кризис, отсутствие достаточных средств и стимулов для продвижения новых технологий не позволяют планомерно заниматься научным поиском и внедрением нововведений.

Программами SBIR и STTR предусмотрены три основные фазы развития и реализации инновационных проектов. Первые две фазы рассчитаны на три года, а размер субсидий достигает 100 тыс. долл. на первой фазе и не более 750 тыс. долл - на второй. На первой фазе осуществляются поисковые работы и исследования в части промышленного применения или анализ осуществимости идеи либо технологии, на второй - дальнейшее расширение и развитие инновационной разработки.

Третья фаза программ SBIR и STTR является периодом внедрения результатов второй фазы из лабораторной практики в рыночную среду и завершается масштабным коммерческим применением. Однако программы SBIR и STTR не предоставляют государственных средств для поддержки работ на этой фазе. В связи с этим для финансирования работ по третьей фазе применяются иные механизмы [3].

Предложения ТюмГНГУ по продвижению бесподъемных методов ремонта трубопроводов [2] ориентированы на две фазы:

1) исследования и ОКР (три года с финансированием около 300 млн руб.);

2) внедрения результатов из лабораторной практики в рыночную среду и завершения масштабным коммерческим применением с экономической эффективностью за пять лет около 1 млрд руб.

Государство ищет пути инновационного развития экономики. В 2009 г. Департаментом стратегического управления и бюджетирования Минэкономразвития России был представлен для обсуждения проект плана по стимулированию инновационной активности предприятий, реализация которого обещает развитие новых технологий в государственно значимых сферах «опережающими темпами» [4].

Согласно этому документу особой государственной поддержки удостоятся пять направлений:

энергоэффективность и энергосбережение (включая разработку новых видов топлива);

ядерные технологии;

космические технологии, в том числе связанные с телекоммуникациями (включая ГЛОНАСС и наземную инфраструктуру);

медицинские технологии (включая диагностическое оборудование и лекарственные средства);

стратегические информационные технологии (включая суперкомпьютерную технику и разработку программного обеспечения).

Возникает вопрос, почему нефтегазовая отрасль России, в том числе ее трубопроводная система, приносящие государству миллиарды рублей дохода в бюджет в виде налогов ежедневно, не является сферой, требующей особой государственной поддержки.

Следует отметить и мнение множества экспертов, что упомянутый план по стимулированию инновационной активности предприятий ничем не отличается от многочисленных концепций и стратегий, которые пишутся для видимости поддержки инноваций.

Объяснить происходящее в сфере инновационного развития государства можно на основе одной из существующих концепций в рамках экономической теории, согласно которой на творческий поиск вообще не распространяются законы рынка и мотивы прибыли, имеющей значение лишь в рыночной подсистеме, тогда как инновационная активность является частью творческой подсистемы [5]. В ней присутствует иная мотивация: не побуждение к обогащению, а стремление к оригинальности. Разумеется, речь идет об оригинальности в определенных рамках, задаваемых традициями, существующими в любой сфере культуры, будь то фундаментальная наука или область искусства. Именно оригинальность в рамках традиции и считается главным мотивом всех авторов творческой подсистемы, т. е. ученых.

Объединить мотивы бизнеса и мотивы творчества можно только применяя опыт развитых стран, которые создали и постоянно совершенствуют систему налогового стимулирования инновационных процессов [2]. В противном случае инновационные процессы будут развиваться в направлении, показанном многими экономистами и проанализированным Д. Гэлбрейтом [6]. Сущность этого направления - фирмы, обладающие монопольной властью, будут, скорее всего, отсталыми, они используют свою власть для подавления и сдерживания технического прогресса. Как утверждает Д.

Гэлбрейт, монополист ни к чему так не стремится, как к спокойной жизни.

Решающим, при действующей технологии внедрения нововведений, является плохо работающий на практике административный ресурс, диктующий «сверху» идеи об инновациях, но не стимулирующий бизнес внедрять разработки рационализаторов, изобретателей и ученых.

Поддержка нововведений со стороны менеджеров высшего звена - это временное принуждение.

Организация подчиняется этим действиям, только ощущая с их стороны силовое давление, но стоит давлению ослабнуть или вниманию менеджеров переключиться на другие вопросы, как сопротивление нововведениям усиливается.

Следует констатировать, к сожалению, что российская практика применения инноваций на производстве существенно отстает от такой же практики развитых стран. Как показано в работе [7], налоговое стимулирование в России до 2007 г. фактически отсутствовало. Развитые страны, например Япония, уже в течение 50 лет широко используют такие экономические рычаги, как:

списание расходов на исследования и разработки (ИР);

освобождение от налога части прибыли;

налоговый исследовательский кредит (вычет из суммы налога на прибыль части затрат по ИР, определяемой процентной ставкой налогового кредита от 18 до 40%);

специальные режимы амортизации и др.

Такие меры позволяют бизнесу [7] на каждый доллар, предоставленный в виде налоговых стимулов, дополнительно расходовать на ИР: Канада - 0,11 долл.;

Австралия - 0,5-0,9 долл.;

Франция - 0, долл.;

Норвегия - 1,3-2,9 долл.

Все страны стремятся как можно раньше отслеживать результаты налоговой политики, в том числе налогового стимулирования ИР [7], с выходом на изменение налогового законодательства.

Следует признать, что адаптация методов налогового стимулирования ИР развитых стран к бизнес-практике России требует длительного периода. В связи с этим сегодня таким транснациональным компаниям, как ОАО «АК «Транснефть», ОАО «Газпром» и др., необходима разработка внутрикорпоративных методов стимулирования ИР, заменяющих методы административного принуждения.

Выводы:

1) инновационные предложения ученых нефтегазовых вузов и НИИ способны обеспечить существенное повышение эффективности производства, но процесс внедрения слишком замедлен;

2) для коренного изменения темпов развития инновационных процессов в России требуется система льгот для производственников, в результате применения которой возникнут предприятия, объединившие в своей структуре мотивы бизнеса и творчества;

3) до создания системы налогового законодательства страны (длительный период) взамен административного принуждения необходимы внутрикорпоративные стимулы ИР.

*** Список литературы 1. Поляков В. Г. Организация и сопровождение инвестиционного процесса в Западной Сибири // Эко. - 1997. - N 3. - С. 42-61.

2. Елькин Б.П. Иванов В.А. Повышение надежности оценки экономической эффективности инноваций // Газовая промышленность. - 2011. – N 3. - С. 12-14.

3. [Электронный ресурс.] - Режим доступа:

http://www.vneshmarket.ru/content/document_r_87FB2A31-D9FB-4D6F-AD51-E2C165EF9E42.html (дата обращения: 20.05.12).

4. [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://inag.icp.ас.ru/laws/strat_2015.htm (дата обращения: 20.05.12).

5. Скоробогатов А.С. Институциональная экономика: курс лекций. - СПб.: СПб филиал ГУ-ВШЭ, 2006. - С. 27-32.

6. Гэлбрейт Д. Новое индустриальное общество. - М.: Транзиткнига, 2004. - 602 с.

7. Налоговое стимулирование инновационных процессов / Сер. «Б-ка ин-та мировой экономики и междунар. отношений». - М.: ИМЭМО РАН, 2009. - 160 с.

ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА ОСНОВЕ АКТИВНОГО ИЛА В УСЛОВИЯХ ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ Дата публикации: 17.06. Автор: Р.Х. Беккер, Ю.А. Гуторов, А.М. Гареев Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 67, 68, Выпуск:

св УДК 622. Р.Х. Беккер, Ю.А. Гуторов, А.М. Гареев(ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет, филиал г. Октябрьский) Биотехнология на основе активного ила относится н микробиологическим методам увеличения нефтеотдачи (ММУН) с использованием микроорганизмов, нарабатываемых в наземных условиях и закачанных в пласт с питательными добавками (питательное заводнение). В работе представлена технология повышения нефтеотдачи пластов на основе активного ила. Описываются технологическая схема его применения в промысловых условиях и механизм воздействия на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта.

В настоящее время во многих странах мира предпочтение отдается группе микробиологических методов, поскольку бактерии и микробы, вводимые с питательными добавками, живут и размножаются внутри пласта, вырабатывают метаболиты, что способствует увеличению нефтеизвлечения, которое достигается благодаря комплексному воздействию на пласт как самой биомассой микроорганизмов, так и нарабатываемыми ими метаболитами.

В 1991 -1994 гг. в НИИнефтеотдача АН РБ на основе продукции биоочистных сооружений (БОС) АО «Каустик» г. Стерлитамака разработан новый перспективный базовый биореагент, так называемый избыточный активный ил (ИАИ).

Активный ил формируется в процессе биохимической очистки сточных вод в аэротенках, затем он проходит через вторичные отстойники, а избыток ила, который удаляется из системы очистки, используется в технологиях ММУН. ИАИ легко образует водную суспензию, совместим с высокоминерализованной сточной водой и соответствует требованиям, предъявляемыми к биореагентам для увеличения нефтеотдачи пластов.

По внешнему виду ИАИ напоминает хлопья гидрата окисида железа или алюминия белесо-коричневого или темно-коричневого цвета. Хлопья ила состоят из большого числа многослойно расположенных бактериальных клеток, заключенных в слизь. Микрофлора представлена почти всеми видами и родами аэробных и анаэробных бактерий, но самой распространенной и наиболее многочисленной группой в составе ила являются бактерии рода Pseudomonas (50-54%), Mycobacterium (9-11%) и Bacterium (8-9%). Кроме бактерий в ИАИ также содержатся дрожжи, микроскопические водоросли и простейшие. Поскольку в ИАИ имеется большое видовое количество микроорганизмов, он может рассматриваться как источник для выделения различных ассоциаций микроорганизмов и создания на их основе различных модификаций биотехнологий увеличения нефтеотдачи.

В составе ИАИ имеются различные классы органических и неорганических веществ, однако их недостаточно для поддержания активной жизнедеятельности микрофлоры ила в условиях пласта в течение длительного времени. Полученные результаты лабораторных и опытно-промысловых исследований позволили сделать вывод, что для интенсификации микробиологических методов повышения нефтеотдачи пластов возможно и необходимо разработать на основе ИАИ биореагенты с добавлением различных питательных и стимулирующих добавок. В качестве дополнительного питательного субстрата предлагаются надосадочная жидкость сырых осадков, культуральная жидкость Acinetobacter sp., отходы производства синтетического глицерина и некоторые полимеры.

При добавлении таких питательных веществ биохимическая активность ИАИ в несколько раз повышается, газообразующая способность ила возрастает в 5-10 раз, также интенсифицируются окислительно-восстановительные процессы с образованием и выделением различных промежуточных и конечных продуктов метаболизма. Разработанные биореагенты на основе продукции БОС могут быть использованы не только для увеличения нефтеизвлечения, но и для снижения обводненности продукции.

Для изучения фильтрационных характеристик использовался ИАИ биоочистных сооружений Стерлитамакского ОАО «Каустик» с рядом питательных добавок и нефтенасыщенная кварцево-песчаная насыпная модель пласта. Насыщение модели проводили изовязкостной моделью нефти Арланского месторождения (плотность 875 кг/м(3), вязкость 22 мПа-с, содержание очищенного керосина 17,6%). Затем нефть вытесняли из модели пласта минерализованной водой (плотность воды 1120 кг/м(3)) до полной обводненности продукции на выходе из модели и стабилизации перепада давления. После этого в модель закачивалась композиция активного ила (0,5 поровых объемов) с оторочками из пресной воды (по 0,2 поровых объема). Модель термостатировалась при 25 °С в течение 18 сут, и затем в нее опять закачивалась минерализованная вода.

Действие суспензии активного ила или состава оценивали по изменению фильтрационного сопротивления модели пласта:

Результаты эксперимента представлены на рис. 1 и в табл. 1.

Закачка состава в модель пласта сопровождается резким ростом перепада давления и снижением проницаемости пористых сред. Результаты закачки показывают, что остаточный фактор сопротивления составляет в среднем величину 19,7 (максимальное значение 95,2). Коэффициент нефтевытеснения возрастает незначительно (рост на 1,7%), что обусловлено, по-видимому, использованием изовязкостной модели нефти (смесь нефти с керосином).

Таким образом, применение разработанного микробиологического метода будет активно изменять фильтрационные свойства пластов, увеличивая их нефтеотдачу за счет роста коэффициента охвата и вовлечения в разработку застойных зон.

На основании проведенных исследований и обобщения, анализа известных данных основные элементы, составляющие механизм повышения нефтеотдачи пластов, можно представить в виде схемы (рис. 2).

Технология с использованием МАИ применяется при следующих геолого-промысловых условиях:

залежах с неоднородными по проницаемости пластами (более 0,04 мкм(2));

мощности от 1 до 10 м;

температуре от 20 до 65 °С;

коэффициенте выработанности извлекаемых запасов не более 0,954;

обводненности добываемой продукции более 60%;

минерализации закачиваемой сточной воды не более 150 г/см;

приемистости скважины не менее 50 м(3)/сут.

Получение комплексного биореагента ИАИП-1 достигается смешением ИАИ и питательных добавок в открытых емкостях или автоцистернах на территории БОС САО «Каустик». Без аэрации биореагент при температуре выше 20 °С может храниться до 3 сут.

Технологический процесс осуществляется в следующей последовательности.

1. Закачка биореагента ИАИП-1 с двумя разделительными пресноводными оторочками и продавочной жидкости по схемам, представленным в табл. 2.

Объем продавочной жидкости должен быть равен объему столба жидкости в скважине.

Закачиваемые объемы измеряются штатными мерниками агрегатов ЦА-320М или АС-400.

2. После продавки сточной водой нагнетательную скважину необходимо остановить на 5 сут для адаптации биоценоза к условиям пласта. Затем ее пускают под закачку сточной водой в обычном режиме.

3. После продавки сточной водой добывающую скважину необходимо законсервировать на 4- недель. По истечении этого срока скважину вводят в эксплуатацию, Подготовительные работы проводятся в следующей очередности.

1. Расчет требуемых объемов реагентов, исходя из условий:

при приемистости скважины до 300 м(3)/сут требуемый объем ИАИ составляет 15 м(3), питательная добавка - 50 кг;

при приемистости скважины свыше 300 м(3)/сут требуемый объем ИДИ - 20 м(3), питательная добавка - 100 кг.

2. Объем пресной воды для оторочек при плотности закачиваемой сточной воды более 1050 кг/м(3) равен объему закачиваемого биореагента. При плотности закачиваемой сточной воды менее кг/м(3) возможно осуществление технологии без пресноводных оторочек.

3. Проверка скважины на герметичность эксплуатационной колонны и отсутствие заколонных перетоков.

4. Подготовка скважины путем промывки забоя с последующей проверкой исправности устьевого оборудования и опрессовкой колонны скважины на 1,5-кратное ожидаемое давление.

5. Проверка наличия и исправности обратного клапана.

6. Гидродинамические и геофизические исследования до и после воздействия на скважину путем снятия кривых падения давления (КПД), затем замер пластового давления и снятие профильной приемистости для нагнетательной скважины или профиля притока для добывающей.

Стоимость реагента ИАИП-1 составляет 1,6 тыс. руб/т, включая затраты на производство ила (аэрацию, работу насосов, электроэнергию, оплату персонала).

Эффективность 1 скв/обработки с помощью ИАИП-1 составляет:

для добывающих скважин - 150-600 т;

для нагнетательных - 300-1600 т;

продолжительность эффекта - до 1 года и более;

успешность обработок - 80%.

Технология прошла опытно-промысловые испытания в следующих НГДУ:

Чекмагушнефть, Ишимбайнефть, Аксаковнефть, Уфанефть - с 1991 г.;

Азнакаевскнефть - 1999-2001 гг.;

Джалильнефть - 2001 г.;

Елховнефть - 2001 г.;

Бавлынефть - 2001 г.;

Чернушканефть - 2000-2001 гг. (биокомплексная технология).

Технология ИАИП-1 прошла опытно-промышленное применение в различных нефтедобывающих предприятиях АПК «Башнефть» и ОАО «Татнефть» и предусмотрена в рекомендуемом варианте разработки Степноозерского месторождения.

ОЦЕНКА НЕБЛАГОПРИЯТНЫХ ИНЖЕНЕРНО-ГЕОКРИОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ НА ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА НА П-ОВЕ ЯМАЛ Дата публикации: 17.06. Автор: А. В. Крюков, С.Н. Булдович, В.З. Хилимонюк Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 70, 71, 72, 73, 74, Выпуск: св УДК 624.13: 563: 519. А. В. Крюков (ВЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Ухта»), С.Н. Булдович, В.З. Хилимонюк (МГУ им.

М.В. Ломоносова) При строительстве системы МГ Бованенково - Ухта возник ряд проблем геокриологического характера, связанных с размывом насыпных сооружений, разрушением площадок крановых узлов (КУ) и деформацией линейных сооружений. Данная проблема характерна для всего п-ова Ямал, где производится строительство технологических объектов. Несмотря на проработанные проектные решения, направленные на сохранение многолетнемерзлых пород, происходит их растепление и образование таликов. Для оценки опасности этих процессов и путей устранения возможных последствий выполнялось математическое компьютерное моделирование формирования геокриологической обстановки при техногенных воздействиях. Разработаны мероприятия, обеспечивающие безопасную эксплуатацию вновь смонтированных объектов и препятствующие развитию термокарстовых явлений.

Магистральный газопровод Бованенково - Ухта проходит от газового месторождения Бованенково по территории п-ова Ямал, по дну залива Байдарацкой губы Карского моря и далее по европейской части вдоль Уральского хребта. Основная часть его расположена в области развития многолетнемерзлых пород. Транспортировка газа началась весной 2012 г.

К началу эксплуатации МГ Бованенково - Ухта стали проявляться различные негативные явления. В частности, сложилась опасная ситуация на некоторых его объектах, требующая принятия быстрых решений, направленных на ее ликвидацию. Произошло существенное разрушение (размыв) площадок КУ, расположенных на территории п-ова Ямал на подходе к побережью Байдарацкой губы.

После изучения материалов изысканий и технической документации было выполнено непосредственное обследование объектов. По полученным результатам установлены характер и масштабы разрушения площадок и изменения геокриологической ситуации на прилегающей территории. Особо сильно пострадали объекты КУ 3, где наблюдалось полное разрушение насыпей площадок (рис. 1), в меньшей степени - другие объекты (КУ 4). Эта ситуация сложилась в начале июня и связана с периодом интенсивного снеготаяния, к тому же время практически совпало с пуском газопровода в эксплуатацию.

ИНЖЕНЕРНО-ГЕОКРИОЛОГИЧЕСКАЯ СИТУАЦИЯ УЧАСТКА РАЗМЕЩЕНИЯ КУЗ Обследуемый участок КУ 3 находится в нижней части склона вытянутого местного водораздела (поднятия) с отметками около 20 м вблизи (в 100 м) от крупного озера.

Участок расположения КУ представляет собой циркообразное понижение на склоне. На космических снимках 2006-2009 гг. участок обводнен: видна водная поверхность, микрорельеф с мочажинами и западинами. Прилегающая территория представляет собой более возвышенную со всех сторон мохово-кустарничковую и травяно-моховую тундру.

Проектные решения и их выполнение в целом должны были обеспечить устойчивость сооружений КУ, т.е. необходимо:

создание котлована и свайного фундамента в зимнее время;

засыпка котлована мерзлым карьерным песком в зимнее время;

отрицательная температура продукта газопровода;

размещение тепловой изоляции в подошве насыпи;

устройство насыпи площадок КУ мерзлым грунтом в зимнее время;

создание системы термостабилизации по периметру насыпей.

Из проектных решений не было реализовано только последнее - не была установлена система термостабилизации. Кроме того, при пробных пусках газопровода температура продукта в трубе в кратковременные периоды повышалась до небольших положительных значений. Последнее, впрочем, не могло оказать сколь-либо существенного воздействия на геокриологические условия в связи с наличием теплоизоляции трубы.

Анализ причин разрушения площадок показал, что основным фактором являлся склоновый сток, вызванный интенсивным снеготаянием в условиях неэффективной системы дренажа, которая способствовала пропуску водных потоков через территорию размещения площадок и даже скоплению их на этой территории в кольце окружной насыпи дороги (рис. 2).

Вода поступала на территорию через водопропускные трубы 1, 2. Отвод воды с территории площадки осуществлялся только по одной трубе 5. Водоотводящие трубы 6, 7, которые должны были отводить воду с территории размещения площадок, на момент обследования не работали (расположены выше уровня воды). Предусмотренные проектом водопропускные трубы 3, 4, предназначенные для отвода вод, поступающих со склона, в обход территории размещения площадок вообще не были установлены. Таким образом, система дренажа не защищала площадки КУ, а способствовала их разрушению водными потоками и накоплению талых техногенных грунтов вокруг.

Итогом этого воздействия помимо полного разрушения площадок явилось накопление талых водонасыщенных грунтов на территории размещения объектов КУ (рис. 3).

К моменту обследования (октябрь) насыпи площадок КУ были в значительной мере восстановлены или отсыпаны заново талым грунтом. По периметру насыпи укреплены мешками с грунтом (см. рис.

1). Верхняя часть разреза пород, находящаяся в талом состоянии, была достаточно подробно исследована с помощью зондирования специальными щупами на всей площади размещения КУ.

Общая мощность талых грунтов (насыпных и естественных) на момент обследования составила 1,4-1,8 м на участках между площадками КУ и свыше 2 м на самих площадках. На всей территории размещения КУ внутри кольцевой насыпи подъездной автодороги залегают намывные техногенные грунты в виде водонасыщенного слоя песчано-глинистых отложений относительно небольшой мощности 0,5-0,7 м. Эти отложения залегают на поверхности слоя сезонного опаивания подстилающих пород.

После восстановления площадок необходимо привести талые грунты насыпей в мерзлое состояние, как предусмотрено проектом. Проще всего это можно осуществить с использованием естественного холода в зимнее время.

Для выявления возможности промораживания образовавшейся толщи талых грунтов, состоящей как из ненарушенных пород, оттаявших за летний период, так и из талых насыпных и намытых водными потоками грунтов, было выполнено математическое моделирование условий теплообмена в породах и формирование геокриологической обстановки. Кроме того, математическое моделирование выполнялось в целях изучения возможностей и способов управления глубинами оттаивания и температурным режимом пород на площадках КУ с помощью размещения теплоизоляционных плит в теле насыпи.

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ УСЛОВИЙ ПРОМЕРЗАНИЯ ТАЛЫХ ГРУНТОВ В ОСНОВАНИИ ПЛОЩАДОК КУ И НА ПРИЛЕГАЮЩЕЙ К НИМ ТЕРРИТОРИИ Учитывая то, что площадки КУ являются локальной контрастной формой рельефа, решение задачи выполнялось с учетом бокового теплового взаимодействия между площадками и прилегающими участками. Для этого проводилось численное математическое моделирование двухмерной задачи теплообмена в породах, позволяющее определить динамику пространственного перемещения границ мерзлых и талых пород.

Моделирование выполнялось на ПЭВМ с применением компьютерной программы «Тепло», разработанной на кафедре геокриологии МГУ под руководством профессора Л. Н. Хрусталева[1].

Прежде всего следует сказать, что при создании модели и схематизации природных условий использовался принцип «максимального неблагоприятствования», т.е. из всех возможных вариантов или пределов изменения того или иного параметра природной среды для модели выбирались значения, соответствующие, в данном случае, наиболее медленному промерзанию пород. Такой подход дает определенный запас надежности расчета, что немаловажно, учитывая ответственный характер инженерного сооружения.

Исходя из предположения, что рекомендации проекта по засыпке котлованов КУ полностью выполнены, грунты непосредственно в котлованах фундаментов КУ должны находиться в мерзлом состоянии, а подошва слоя сезонного оттаивания в границах собственно площадок КУ - залегать примерно на том же гипсометрическом уровне, что и на прилегающих участках внутри кольца объездной автодороги.

Последнее представление базируется на том, что с момента размыва площадок в начале лета до начала восстановления площадок, т.е. в наиболее теплый период лета, условия на всей указанной территории были относительно однородными (см. рис. 3). Таким образом, суммарная мощность талого грунта на восстановленных площадках на момент обследования (начало зимнего периода) составляет величину около 2,5-2,8 м.

Моделирование выполнялось по профилю, проходящему вдоль короткой стороны площадки через центр последней. Проектные плановые размеры площадок составляют 12 х 18 м, высота площадок КУ принята равной 1,2 м. Расчетная область охватывает и прилегающую к площадке территорию, размеры расчетной области выбираются таким образом, чтобы ее границы были достаточно удалены от объекта (30 м) и не оказывали обратного влияния на моделируемый процесс теплообмена в породах. Нижняя граница проходит на глубине 30 м от поверхности, т. е.

значительно глубже уровня проникновения годовых колебаний температур в массиве пород.

На боковых и нижней границах расчетной области задается условие теплоизоляции (нулевое условие второго рода). На верхней границе области задается условие третьего рода, учитывающее одновременно температуру внешней среды и наличие теплоизолирующих покровов (снега) на поверхности пород. Указанное условие является различным для участка собственно площадки и прилегающей территории.

В качестве верхних граничных условий принимается ход среднемноголетних месячных температур воздуха по наиболее близко расположенной к объекту метеостанции Марре-Сале [2]. Данные температур по месяцам представлении ниже.

Рассчитаны среднемноголетние месячные температуры воздуха за последние 12 лет (2000-2011 гг.).

Следует сказать, что полученные значения заметно отличаются от среднемноголетних значений за предыдущие 20 лет (1980-2000 гг.). Так, среднегодовая температура воздуха в связи с потеплением климата составила в последнюю десятилетку -7,0 °С, что на 0,9°С выше, нежели за предыдущее двадцатилетие (-7,9°С).

Снежный покров в природных условиях рассматриваемой территории является наиболее действенным температурообразующим фактором геологической среды, обеспечивающим значительное отепляющее воздействие на температурное поле пород. На модели снежный покров учитывается как слой теплоизоляции с заданным термическим сопротивлением, зависящим от его мощности и плотности.

В серии тепловых задач, реализованных в настоящем исследовании, принимаются различные мощности снежного покрова. Динамика накопления в зимнее время снежного покрова на участках интенсивного техногенного воздействия и наличия сооружений и зданий (контрастных положительных форм рельефа) сложной формы практически непредсказуема. Это особенно относится к рассматриваемому району, для которого характерен интенсивный метелевый снегоперенос. Поэтому при математическом моделировании принимались некоторые средние за зимний период значения мощности снежного покрова. Средняя за зиму плотность снега во всех случаях считалась характерной для района величиной, равной [ро](сн) = 0,3 г/см(3). Растительные напочвенные покровы на всей нарушенной территории полностью отсутствуют и на модели не учитываются.

Разнородная толща грунтов в окружении площадок КУ и под ними на модели заменяется однородной толщей отложений, имеющих некий осредненный гранулометрический состав (супеси).

Кроме того, в расчетную область входят насыпные площадки из песчаного грунта. Теплофизические свойства пород, необходимые для выполнения моделирования, задавались с учетом нормативных документов (СНиП 2.02.04-88) [3].

Основной целью задачи является расчет динамики промерзания слоя талых пород в зимний морозный период за счет естественного холода. Для обеспечения запаса надежности расчета в модели было принято, что насыпи площадок КУ, так же как и подстилающие их отложения, представлены водонасыщенными супесчаными грунтами, имеющими высокую удельную теплоту фазовых переходов и относительно низкую по сравнению с песчаными породами теплопроводность.

В такой ситуации промерзание талого массива происходит особенно медленно. Кроме того, для ужесточения ситуации относительно природной начальная температура в подстилающей мерзлой толще была принята близкой к температуре замерзания (-0,3°С), что заметно выше, нежели в действительности. Эта мера практически исключила возможность дополнительного промерзания талых пород снизу.

Была реализована серия однотипных задач, различающихся характеристиками снежного покрова на поверхности пород.

В первом варианте моделировалась ситуация полного отсутствия снежного покрова (уборки в течение всей зимы) как на насыпных площадках, так и на окружающей территории. Результаты моделирования приведены на рис. 4. Граница талых и мерзлых пород проходит по границе между серым и голубым цветами, температурное поле пород отображается цветами шкалы в °С.

Установлено, что за счет естественного промораживания при условии полного удаления снега с поверхности грунта за один сезон в рассматриваемых климатических условиях может перейти в мерзлое состояние слой пород мощностью до 2,8-3,0 м, т.е. промерзнет вся толща талых грунтов насыпных площадок. В то же время видно, что на прилегающей к площадкам территории талый слой пород мощностью 1,6-1,8 м полностью промерзает уже в январе.

Такое развитие геокриологической ситуации не является вполне благоприятным. Опережающее промерзание водонасыщенных пород вокруг площадок может привести к отжатию избыточной влаги в зону талых пород, еще существующую к этому моменту под насыпями, что с высокой степенью вероятности вызовет распучивание пород под площадкой КУ, сопровождающееся опасными деформациями грунта и заключенных в нем конструкций.

В связи с этим более предпочтительным является вариант, когда смыкание мерзлой толщи под площадкой КУ произойдет раньше, нежели на примыкающей территории. Такая ситуация может быть реализована путем управления характеристиками снежного покрова на окружающих участках.

При этом, естественно, остается в силе требование полного удаления снега непосредственно с площадок.

В результате решения серии задач была установлена среднезимняя мощность снега, отвечающая некоторой переходной ситуации, когда полное промерзание пород происходит одновременно под насыпными площадками и на прилегающих участках. Указанная ситуация реализуется при среднезимнем значении мощности снега около 0,25 м. Полученная пороговая мощность снега несколько меньше характерной для региона среднезимней мощности снежного покрова на открытых плоских пространствах, составляющей примерно 0,3-0,35 м (что соответствует максимальной мощности снега в конце зимы около 0,4-0,5 м). Если средняя мощность снега на территории вокруг площадок будет превышать пороговую величину 0,25 м, то полного промерзания талых пород здесь за один зимний сезон не произойдет.

С увеличением мощности снежного покрова развитие мерзлотной ситуации происходит следующим образом. При небольшом превышении пороговой мощности снега ниже подошвы промерзающих пород к концу первой зимы остается часть исходного талого массива. Его промерзание может произойти на следующий год или на это потребуется ряд лет в зависимости от величины указанного превышения. Однако при достижении снежным покровом так называемой критической мощности процесс многолетнего промерзания становится невозможным, и на этом участке начинается деградация многолетнемерзлых пород (ММП). Это выражается в формировании несливающихся ММП или локальных несквозных таликов.


Для определения закономерностей промерзания талого массива пород в зависимости от высоты снега и, в частности, нахождения значения его критической мощности было выполнено дополнительное моделирование. В результате установлено, что для рассматриваемых водонасыщенных грунтов среднезимнее значение критической высоты слоя снега составляет всего 0,4 м, что соответствует максимальной мощности снега около 0,6 м.

Критическая мощность снега помимо его собственных теплоизоляционных свойств существенно зависит от теплофизических свойств подстилающих пород, и особенно от их влажности. Так, для сравнения, критическая среднезимняя мощность снега для дренированных песков насыпных площадок при всех прочих равных условиях составляет 0,83 м (соответствует максимальной мощности снега 1,25 м). Указанные величины вдвое превышают таковые для влажных грунтов.

Повышенные мощности снега, приводящие к переходу ММП в талое состояние, могут формироваться в различных понижениях рельефа. Территория размещения площадок КУ, ограниченная сравнительно высокой кольцевой насыпью подъездной дороги, является довольно контрастной техногенной депрессией. Здесь в результате метелевого переноса снега могут формироваться мощные снеговые накопления высотой более 1 м.

Этот факт, основанный на данных по другим инженерным объектам-аналогам, вызывает опасения в отношении сохранения устойчивого теплового состояния ММП в период эксплуатации сооружения.

Выходом из положения может служить засыпка грунтом пространства между площадками КУ в границах кольцевой дорожной насыпи (см. рис. 2) до уровня поверхности площадок и дорожной насыпи. Тогда общая площадка КУ будет представлять собой положительную форму рельефа с плоской поверхностью. В этом случае снег будет сдуваться с этой поверхности в окружающие понижения, и его мощность будет меньше, нежели на окружающих естественных участках. Такое решение обеспечит также и защиту собственно площадок КУ от размыва водными потоками.

МОДЕЛИРОВАНИЕ УСЛОВИЙ УПРАВЛЕНИЯ ГЛУБИНАМИ СЕЗОННОГО ОТТАИВАНИЯ ПОРОД Весьма действенной мерой управления глубинами сезонного оттаивания пород и ужесточения их температурного режима является использование полимерных теплоизоляционных плит, размещаемых в теле насыпи или на ее поверхности. Их применение приводит к сокращению глубин сезонного оттаивания до минимальных значений, что практически исключает процессы выпучивания свай, труб и иных конструкций.

В проектном решении предусматривалось размещение теплоизоляции «пеноплекс» в основании песчаной насыпи площадки на глубине 1 м и более от поверхности. Однако при аварийном разрушении насыпных площадок в начале лета 2012 г. теплоизоляционные плиты также были уничтожены и в процессе восстановления площадок уже не укладывались. Кроме того, столь глубокое заложение теплоизоляции малоэффективно в плане сокращения глубин сезонного опаивания грунтов.

Для оценки возможностей указанного метода воздействия на геокриологическую обстановку выполнялось решение ряда двухмерных тепловых задач теплообмена в породах. В ходе исследования были установлены факт максимального воздействия теплоизоляции на глубины оттаивания пород и их температурный режим при размещении плит непосредственно на поверхности пород. Такое решение, однако, не обеспечивает защиты полимерных плит от различных механических воздействий. В ходе моделирования рассмотрены варианты неглубокого (0,2-0,4 м) заложения плит толщиной 0,05 м в тело насыпи. Принималось, что площадки сложены дренированными песчаными грунтами. Ниже разрез представлен влажными супесчаными отложениями. На поверхности как площадок КУ, так и прилегающих участков задавался одинаковый снежный покров со среднезимней мощностью около 0,3 м. Верхние граничные температурные условия, а также конфигурация расчетной области оставлены теми же, что и ранее.

Результаты моделирования сводятся к следующему. Теплоизоляционные плиты с указанными характеристиками при их расположении в теле насыпи на глубинах около 0,3 м практически полностью исключают сезонное промерзание нижележащих пород. Фронт сезонного оттаивания опускается ниже подошвы плиты не более чем на несколько сантиметров или вообще не опускается.

Таким образом, можно сказать, что в рассматриваемой ситуации глубина сезонного оттаивания пород ограничивается глубиной укладки теплоизоляционных плит.

Помимо эффекта резкого сокращения глубин сезонного оттаивания применение теплоизоляции обеспечивает заметное охлаждение пород - понижение среднегодовой температуры пород составляет 1-2°С.

Использование теплоизоляции при восстановлении площадок КУ может существенно улучшить геокриологические условия эксплуатации оборудования в связи с практически полным блокированием процессов выпучивания конструкций из мерзлых пород за счет сил смерзания и сезонного пучения в сезонно-мерзлом слое.

Можно также порекомендовать расчистку снега на территории площадок (в пределах ограждения) не только на период промораживания талых пород, но и в процессе дальнейшей эксплуатации трубопровода. Эта мера приведет к дополнительному охлаждению пород и повышению устойчивости ММП, что немаловажно в условиях существования выраженной тенденции потепления климата.

На основе анализа результатов обследования сложившейся ситуации на объектах северной (Ямальской) части МГ Бованенко-во - Ухта можно сделать следующие выводы.

1. Обследования, проводившиеся в течение трех лет, показывают, что основным негативным фактором на начало эксплуатации газопровода является активизация термоэрозионных процессов вдоль траншеи газопровода и размыв насыпных сооружений водными потоками преимущественно в период снеготаяния. Отмечаются и другие формы размыва, вплоть до полного уничтожения площадок ответственных сооружений (КУ 3). Разрушения сопровождаются непроектными изменениями мерзлотных условий.

2. Ликвидация последствий размыва включает:

удаление деформаций элементов конструкций газопровода, восстановление проектных конфигураций насыпей;

реорганизацию дренажной системы, укрепление откосов и других элементов насыпей (георешетки, биоматы и др.);

приведение геокриологической обстановки к проектному состоянию (многолетнемерзлое состояние пород) с использованием естественных запасов холода при удалении снежного покрова, что подтверждается методами математического моделирования;

ужесточение геокриологических условий (понижение температур пород) и предотвращение процессов выпучивания конструкций путем размещения теплоизоляционных панелей в теле насыпных площадок.

*** Список литературы 1. Хрусталев Л.Н., Емельянов И.В., Пустовойт Г.П., Яковлев С, В. Программа расчета теплового взаимодействия инженерных сооружений с вечномерзлыми грунтами WARM // Свидетельство 940281. РосАПО, 1994.

2. [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://www.tutiempo.net/en/Climate/MARESALE/ 2008/230320.htm (Дата обращения: 11.12.2013 г.).

3. СНиП 2.02.04-88. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. - М.: Госстрой СССР, 1990.

РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИТИЧЕСКОГО ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ПУСКА АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ Дата публикации: 17.06. Автор: A.M. Зиатдинов, Д.Н. Нурбосынов, Т.В. Табачникова Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 76, 77, Выпуск: св УДК 621.311. A.M. Зиатдинов, Д.Н. Нурбосынов, Т.В. Табачникова (Альметьевский государственный нефтяной институт) В работе получены аналитические зависимости в виде системы дифференциальных уравнений для автоматизированного электропривода (АЭП) с низковольтным преобразователем частоты (НПЧ), повышающим трансформатором и высоковольтным асинхронным электродвигателем (ВАД) дожимной насосной станции (ДНС). Разработана математическая модель рассматриваемой системы.

Скорректирован метод расчета динамических характеристик с учетом новых аналитических зависимостей.

Технологические процессы транспорта углеводородного сырья характеризуются высокой энергоемкостью. Основными потребителями электроэнергии в магистральных нефтепроводах (МН) являются основные и вспомогательные насосные агрегаты, расход электроэнергии которых составляет 94-98% и более от общих затрат электроэнергии.

Объектом исследования является ДНС МН, которая осуществляет сбор, сепарацию, предварительное обезвоживание, учет и дальнейшую транспортировку нефти и попутного газа до центральных пунктов сбора [1].

В большинстве случаев электроприводы технологических установок транспорта углеводородного сырья являются нерегулируемыми. Регулирование давления, а следовательно, и производительности перекачки осуществляется комбинированным способом: ступенчатое регулирование путем отключения и включения насосных агрегатов, а также эпизодическое регулирование с помощью дроссельного органа (заслонки, клапана), что не обеспечивает режим рационального электропотребления.

Рабочие машины этих установок, выбранные по максимальной производительности, значительную часть времени работают с нагрузкой меньшей, чем номинальная, следовательно - с превышением удельного расхода электроэнергии на транспорт перекачиваемого сырья.

Рассматриваемая задача снижения производительности потерь электроэнергии путем автоматического регулирования производительности насоса является весьма актуальной.

На рис. 1 представлена структурная схема электроснабжения электротехнического комплекса дожимной насосной станции (ЭК ДНС). Структурная схема содержит: участок воздушной линии (ВЛ), понижающий трансформатор, низковольтный преобразователь частоты (НПЧ), фильтр, повышающий трансформатор, участок кабельной линии, высоковольтный асинхронный электродвигатель (ВАД).


В целях аналитического исследования режима работы рассматриваемого комплекса в установившихся и переходных режимах строится математическая модель рассматриваемого комплекса. Для этого по схеме замещения (рис. 2) составляется система дифференциальных уравнений (1), описывающая участок схемы электроснабжения соответствующими приведенными электрическими параметрами [2-4].

Полученная система уравнений дополнена дифференциальными уравнениями асинхронного электродвигателя в произвольно ориентированной координатной системе х и у, вращающейся синхронно с магнитным полем.

После ряда преобразований, выделения мнимой и вещественной части эти уравнения приравниваются к нулю. Вынося мнимую единицу j за скобки, можно заметить, что j стоит как при операторе дифференцирования p, так и при мнимой части уравнения. Следовательно, исключая j в левых и правых частях уравнений, система дифференциальных уравнений приводится к форме Коши [5]:

где Х(m) - взаимное индуктивное сопротивление, обусловленное магнитным потоком в воздушном зазоре высоковольтного асинхронного электродвигателя, Ом.

Выражая через номинальные параметры, систему уравнений (1) приводят к относительным единицам, т.е. определяют базисные значения [3].

Базисное напряжение:

Результаты математического моделирования переходных процессов в ЭК ДНС при прямом пуске электропривода приведены на рис. 3, а результаты математического моделирования переходных процессов в ЭК с ДНС при пуске электропривода с НПЧ приведены на рис. 4.

По результатам анализа полученных графиков зависимостей токов, момента и угловой скорости в функции времени при сравнении прямого пуска системы и с использованием НПЧ в переходных и установившихся режимах получены следующие параметры, представленные в табл. 1, 2.

В заключение можно сказать, что предлагаемая математическая модель ЭК с ДНС позволяет исследовать данную систему в переходных и установившихся режимах работы. По результатам анализа математического моделирования получены графики зависимостей токов, момента и скорости в функции времени при прямом пуске системы и с использованием НПЧ. Из графиков видно, что при пуске системы с НПЧ снижаются пусковые токи на 25%, уменьшается ударный момент на 38% и время пуска снижается в 2 раза, что в результате позволяет улучшить параметры технологического процесса, снизить потери эмульсии за счет снижения избыточного давления в трубопроводе при уменьшении производительности насосной станции путем регулирования скорости, а также снизить потребляемую мощность.

*** Список литературы 1. Зиатдинов А.М., Табачникова Т.В. Моделирование и сравнительный анализ электроприводов насосов // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: мат-лы XVIII междунар. науч.-техн.

конф. студентов и аспирантов, Москва, 1-2 марта 2012 г.: в 4 т./отв. ред. С.В. Серебрянников. - М. :

Изд. дом МЭИ, 2012. - Т. 2.-С. 305.

2. Рудаков В.В., Столяров И.М., Дартау В.А. Асинхронные электроприводы с векторным управлением. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд., 1987.

3. Сабинин Ю.А., Грузов В.Л. Частотно-регулируемые асинхронные электроприводы. - Л.:

Энергоатомиздат. Ленингр. отд., 1985.

4. Шрейнер Р. Т. Математическое моделирование электроприводов переменного тока с полупроводниковыми преобразователями частоты. - Екатеринбург: УРО РАН, 2000. - 654 с.

5. Нурбосынов Д.Н., Зиатдинов A.M. Разработка математической модели электротехнического комплекса дожимной насосной станции // Уч. зап. Альметьевского гос. нефтяного ин-та. Т. X. - Ч. 1.

- Альметьевск: Типография АГНИ, 2012. - С. 226-230.

ОЦЕНКА ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АДАПТИВНЫМ МЕТОДОМ ПАДЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ Дата публикации: 17.06. Автор: В.Л.Сергеев, А.Г.Наймушин (Томский политехнический университет) Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 79, 80, Выпуск: св УДК 622.279.23/.4: 519. В статье рассматривается проблема определения извлекаемых запасов газовых и газоконденсатных месторождений по промысловым данным и предлагается новый подход к ее решению, основанный на адаптивном методе падения давления с учетом априорной информации. Приводятся результаты анализа точности адаптивных оценок извлекаемых запасов на объектах разработки Толон-Мастахского ГКМ, где использование традиционных методов оценки запасов вызывало значительные трудности.

В настоящее время актуальной проблемой в области рационального использования природных ресурсов является задача мониторинга и контроля извлекаемых запасов месторождений углеводородов на ранних этапах их разработки, когда объем промысловых данных мал.

Традиционный метод определения извлекаемых запасов газовых и газоконденсатных месторождений - метод падения пластового давления, основанный на уравнении материального баланса, точность которого зависит от режима работы залежи [1]. Как правило, на газовых и газоконденсатных месторождениях имеют место два режима: короткий газовый и упруговодонапорный. При газовом режиме работы залежи зависимость пластового давления от накопленной добычи газа носит прямолинейный характер, что обеспечивает приемлемую точность определения запасов газа при полном вовлечении залежи в разработку и однородной ее структуре по емкостным и фильтрационным параметрам. Упруго-водонапорный режим характеризуется вторжением в газовую залежь воды, что приводит к отклонению зависимости давления и отборов газа от прямолинейной, и к значительным ошибкам в определении извлекаемых запасов. С другой стороны, использование только короткого газового режима работы залежи также приводит к значительным ошибкам в силу малого объема промысловых данных накопленных отборов газа и приведенного пластового давления.

В данной работе для решения отмеченных проблем определения извлекаемых запасов газовых и газоконденсатных месторождений, повышения точности оценок предлагается использовать адаптивный метод падения давления с учетом дополнительной априорной информации [2].

АДАПТИВНЫЙ МЕТОД ПАДЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ С УЧЕТОМ АПРИОРНОЙ ИНФОРМАЦИИ Основу адаптивного метода падения давления составляет интегрированная система моделей материального баланса, представленная в виде двух дискретных систем уравнений [2]:

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ТОЧНОСТИ ОЦЕНОК На рис. 1, 2 приведены исходные данные накопленных отборов газа и приведенного забойного давления по трем объектам разработки Толон-Мастахского ГКМ [4].

В табл. 1 для сравнения результатов приведены оценки запасов по трем объектам разработки Толон-Мастахского ГКМ [4]. В табл. 2 приведены прогнозные оценки извлекаемых запасов, полученные традиционным методом (МПД) (6), (РМПД) (7) и модифицированным методом падения давления (АМПД) (4) за разные периоды эксплуатации, начиная со второго года разработки. В качестве дополнительных При решении оптимизационной задачи (5) по определению оптимальных значений управляющего параметра и w*(j)был использован метод золотого сечения.

На рис. 3 приведены оценки извлекаемых запасов, полученные разными методами обработки для залежи J(1) - I Толон-Мастахского ГКМ.

Из рис. 3 и табл.1, 2 видно, что оценки извлекаемых запасов, полученные адаптивным методом падения давления, более точные по сравнению с оценками на основе традиционного метода падения давления.

В заключение необходимо сделать следующие выводы.

1. Для оценки запасов газовых и газоконденсатных месторождений по промысловым данным предложен адаптивный метод падения давления, позволяющий учитывать и корректировать дополнительную априорную информацию и экспертные оценки.

2. На примерах залежей Толон-Мастахского ГКМ показано, что адаптивный метод падения давления позволяет существенно повысить точность оценок извлекаемых запасов на всех стадиях разработки.

*** Список литературы 1. Мирзаджанадзе А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. М.: Недра, 2003.-880 с.

2. Сергеев В.Л. Интегрированные системы идентификации. - Томск : Изд-во Томского политех.

ун-та, 2011. - 198 с.

3. Тихонов А.Н., Арсенин В.Я. Методы решения некорректных задач. - М.: Наука, 1979. - 288 с.

4. Сивцев А. И. Причины низкой эффективности разработки Толон-Мастахского ГКМ // Нефтегазовое дело: электр. науч. журн. - 2008. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа:

www.ogbus.ru/authors/Sivtzev/SivtzevJ.pdf, свободный (дата обращения: 28.01.2013 г.).

5. Сергеев В.Л., Аниканов А.С. Метод адаптивной идентификации гидродинамических исследований скважин с учетом априорной информации // Изв. Томского политех. ун-та. - 2010. - Т. 317. - N 5. - С.

50-52.

ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПО МНОГОДАТЧИКОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ Дата публикации: 17.06. Автор: В. А. Лушпеев, П.М. Сорокин (Филиал ТюмГНГУ в г. Сургуте) Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 82, 83, 84, Выпуск: св УДК 622.279.5.001. Горизонтальные скважины с точки зрения площади притока пластового флюида имеют существенные преимущества по сравнению с вертикальными. Однако не всегда работают все интервалы горизонтального участка. Представленная в статье технология исследовательских работ позволяет определить работающие интервалы и фильтрационные параметры газовой скважины, а тате выделить газопродуцирующие интервалы при исследовании газонефтяных залежей.

Особенностью современного этапа развития нефтегазовой промышленности в России является ввод в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, расположенными на труднодоступных территориях, а также доизвлечение углеводородов из крупных истощенных месторождений. В связи с этим задачи рациональной эксплуатации месторождений нефти и газа стоят наиболее остро. Рациональная, или «разумная», разработка месторождений предполагает наличие качественной промысловой информации о состоянии скважин, пластов и флюидов, их насыщающих. Существует необходимость развития и совершенствования методов исследования, которые напрямую связаны с получением промысловых данных, используемых для принятия проектных решений.

В последнее время все большее применение при разработке месторождений углеводородов приобретают горизонтальные скважины, важным преимуществом которых является многократное увеличение площади притока пластового флюида. Многие технологии исследования вертикальных скважин не применимы для горизонтальных стволов. В основном это связано с трудностью доставки промысловых приборов на забой. Решение проблемы достигается тремя основными способами:

применением гибких насосно-компрессорных труб (НКТ), спуском приборов на трубах и использованием движителей (тракторов) различных конструкций. Исследование скважин с применением установок «гибкая труба» является дорогостоящим мероприятием и проводится достаточно редко. Движители, или скважинные тракторы, часто выходят из строя еще до того, как достигнут забоя скважины, кроме этого могут создать проблемы при извлечении из скважины.

Наиболее рациональным для доставки промысловых приборов на забой горизонтальной скважины видится использование колонны НКТ, а для получения комплексной информации о скважине и пласте - применение многодатчиковой технологии исследования скважин [1, 2].

Основным преимуществом предлагаемой технологии исследования горизонтальных газовых скважин являются определение рабочих участков ствола, характеристики и интенсивности притока из исследуемых интервалов, а также определение потерь давления по длине горизонтального ствола скважины.

При проведении исследований автономные комплексные глубинные приборы располагаются по всей длине горизонтального участка ствола скважины. Обязательное условие реализации данной методики -расположение одного прибора на забое скважины и одного на входе в горизонтальный ствол (рис. 1). Эти приборы являются контрольными, так как позволяют определить разницу давления в начале и в конце горизонтального ствола, а также выявить газоотдающие интервалы [3].

Газодинамические исследования скважин с применением штуцеров различного диаметра проводятся на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации.

Исследования на установившихся режимах основаны на создании нескольких циклов заданных депрессий с замерами дебитов посредством диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТ) или аналога. Число циклов работы, их длительность и диапазон создаваемых депрессий определяются в зависимости от решаемых задач [4].

Стандартная схема проведения исследований - длительная и трудоемкая. Применение экспресс-методов, а конкретно - ускоренного метода снятия индикаторной диаграммы изохорным методом (одна из первых модификаций метода установившихся отборов) [5], упрощает поставленную задачу. Этот метод впервые был предложен в 1955 г. Календером (Cullender) для исследования газовых скважин, эксплуатирующих коллекторы с низкой проницаемостью. Позднее специалистами из СибНИИНП (К.С. Юсупов, А.С. Яговцев, Н.Д. Каптелинин и др.) был предложен метод изохрон для нефтяных скважин.

По формулам (1), (2) рассчитывается время, необходимое для выхода на режим и восстановления давления в зависимости от характеристик пласта:

где R - радиус исследуемой области в окрестности скважины, м;

[хи] - коэффициент пьезопроводности, м(2)/с;

Т - время работы скважины до остановки, с;

[тау] - время восстановления давления, с;

с - численный коэффициент, оцениваемый различными исследователями в диапазоне 0,122-0,350.

С помощью приведенных формул определяется оптимальное время исследований, необходимое для диагностирования призабойной и удаленной зоны скважины для разных значений проницаемости и пьезопроводности. Характерные для месторождений Западной и Восточной Сибири значения проницаемости по газу составляют (100-800) 10(-3) мкм(2).

Результаты расчетов, приведенные на рис. 2, показали, что для радиуса дренирования, варьирующегося в пределах 10-20 м, необходимое время исследований находится в пределах нескольких часов в зависимости от пьезопроводности пласта.

Для оптимизации промысловых работ исследования методом регистрации индикаторной диаграммы (ИД) должны проводиться на 5-6 режимах от 30 мин до 2 ч (и более) с последующей остановкой скважины на каждом режиме для регистрации кривой восстановления давления (КВД) на такой же промежуток времени (изохронный метод). После последнего цикла отработки на режиме рекомендуется регистрировать КВД около 8-12 ч (и более) в целях уверенного зондирования удаленной зоны пласта.

Весь процесс исследования на установившихся и неустановившихся режимах занимает 36 ч (без учета спускоподъемных операций), что позволяет отнести данную технологию к разряду экспресс-исследований.

Одной из решаемых задач при исследованиях по многодатчиковой технологии является определение потери давления по длине горизонтального ствола скважины, вскрывшей газопродуцирующий пласт.

Для уточнения пределов изменения давления в зависимости от длины ствола проведены промысловые испытания. Объектом исследования выступал газопровод высокого давления (D = мм;

р = 35,1-4,14 МПа;

0 = 90-120 тыс. м(3)/ч;

L = 70 м). Результаты исследований показывают, что при повышении дебита с 90 тыс. до 120 тыс. м(3)/ч потери по длине газопровода составляют около 0,002 МПа (рис. 3). Полученная величина находится в пределах погрешности измерительного прибора МТУ-04, что, в свою очередь, говорит о возможности пренебрежения потерями давления при расчетах потенциальных дебитов и депрессии на пласт в обсаженных горизонтальных скважинах с гладкой внутренней поверхностью, не оборудованных фонтанными трубами.

Основной диагностический признак газопродуцирующих интервалов - проявление дроссельного эффекта, что позволяет использовать описанную технологию исследований не только в чисто газовых скважинах, но и в газонефтяных скважинах для определения источников газопроявления.

Термометрия позволяет определить источник фильтрации газа и, соответственно, его происхождение: если снижение температуры происходит по всему интервалу, то газ выделяется из нефти, если только в верхней его части -то из газовой шапки (рис. 4). Подтвердить результаты термометрии можно, отобрав глубинные пробы нефти. Химический состав растворенного газа и газа из газовой шапки значительно различается.

По представленной методике определения источника газопроявления была исследована скв. одного из месторождений Республики Саха (Якутия).

Приборами регистрировались давление и температура в интервале перфорации на фиксированной глубине: первый замер - напротив нижней части интервала перфорации, второй замер - в верхней части интервала перфорации на штуцере 4 мм (до прорыва газа), третий замер - в верхней части интервала перфорации на штуцере 8 мм после прорыва газа (см. рис. 4).

Результат исследований представлен на рис. 5. Забойное давление при исследовании на режимах нестабильно. На графике замера давления и температуры имеются резкие скачки давления до 0, МПа на штуцере 8,0 мм и до 1,3 МПа на штуцере 10 мм с периодичностью от 2 до 3 раз в сут, процессы снижения и повышения давления занимают по 1,5 ч. На графиках, построенных по данным верхнего прибора, видно, что проявляется дроссельный эффект, характерный для фильтрации газа, об этом свидетельствуют участки снижения температуры. Это говорит о многофазном притоке флюида к скважине, а также о том, что верхний участок перфорации продуцирует преимущественно газом.

Описанная технология проведения исследовательских работ позволяет определить работающие интервалы и фильтрационные параметры газовой скважины, а также выделить газопродуцирующие интервалы при исследовании газонефтяных залежей в целях дальнейшего проведения адресных изоляционных работ (недопущение прорыва газа из газовой шапки и др.).

*** Список литературы 1. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. - 2002. - N 8. - С. 92-94.

2. Федоров В.Н., Мешков В.М. Термогидродинамические исследования горизонтальных скважин и скважин, вскрывших многопластовые объекты // Современные гидродинамические исследования скважин: тр. междунар. Форума исследователей скважин и II научно-практической конференции. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004. - С. 64-76.

3. Федоров В.Н., Лушпеев В.А. Моделирование в обработке и интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. - 2004. - N 12. - С. 100-102.

4. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. - М.:

Недра, 1974. - 224 с.

5. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В. В. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995.

МИНИСТР ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ЭКОЛОГИИ РФ И РУКОВОДСТВО МГРИ-РГГРУ ОБСУДИЛИ ДАЛЬНЕЙШЕЕ СОТРУДНИЧЕСТВО Дата публикации: 17.06. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: Выпуск:

св 22 мая 2013 г. состоялась рабочая встреча ректора МГРИ-РГГРУ В.И. Лисова и первого проректора E.С. Кушеля с министром природных ресурсов и экологии РФ С.Е. Донским.

На встрече обсуждались вопросы дальнейшего совершенствования деятельности МГРИ-РГГРУ по подготовке кадров для минерально-сырьевого комплекса (МСК) России в условиях оптимизации системы высшего профессионального образования. С.Е. Донской поддержал обращение МГРИ-РГГРУ к Министерству образования и науки РФ по поводу увеличения бюджетных мест для подготовки будущих геологов, которым предстоит развивать МСК России в XXI в. Также министр одобрил открытие кадрового агентства для трудоустройства выпускников МГРИ-РГГРУ на предприятиях геологоразведочной и добывающей отраслей и поддержал выдвижение Российской геологической энциклопедии на Премию Правительства Российской Федерации.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.