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:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 8 |
-- [ Страница 1 ] --

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Памяти профессора,

доктора технических наук

Геннадия Васильевича Рассохина

посвящается

Материалы межрегионального семинара «Рассохинские чтения»

4-5 февраля 2010 года УХТА 2010 Научное издание МАТЕРИАЛЫ МЕЖРЕГИОНАЛЬНОГО СЕМИНАРА (4-5 февраля 2010 года) УДК 622.32 Р 24 Рассохинские чтения [Текст]: материалы межрегионального семинара (4-5 февраля 2010 года) / под ред. Н. Д. Цхадая. – Ухта: УГТУ, 2010. – 223 с.: ил.

ISBN 978-5-88179-589- Тема семинара в целом определена созданным Геннадием Васильевичем Рассохиным научным направлением, относящимся к области освоения газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, а так же продолжением ее разработки и реализации его учениками и коллегами.

В работе семинара приняли участие ведушие специалисты отрасти: д.т.н. Б. В. Будзуляк (ООО «Газпром»), д.т.н. Р. М. Тер-Саркисов (ООО «Газпром добыча шельф»), К. С. Басниев (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), ведущие ученые ФГУП «ЦАГИ», СПбГГИ, АГНИ, ведущие специалисты и сотрудники филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» – «Севернипигаз», ООО «Печорнипинефть», ООО «Газпром трансгаз Ухта», ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз», ОАО «Северные МН», ООО «ЗВЭК «ПРОГРЕСС», а также преподаватели, сотрудники и аспиранты Ухтинского государственного технического университета.

Редакционная коллегия: д.т.н., профессор Н. Д. Цхадая (гл. редактор);

д.т.н., профессор И. Н. Андронов (зам. гл. редактора);

д.т.н., Н. В. Долгушин;

к.т.н. Р. В. Агиней;

к.т.н. А. В. Назаров;

к.т.н., А. В. Сальников;

к.т.н., Е. Л. Полубоярцев;

М. Н. Пикова (ответственный секретарь).

Материалы, помещенные в настоящий сборник, даны в авторской редакции с минимальными правками.

Корректура О. В. Мойсеня Техническое редактирование и компьютерная верстка О. Г. Кашежева © Ухтинский государственный технический университет, ISBN 978-5-88179-589- План 2010 г., позиция 6 (н). Подписано в печать 27.04.2010 г.

Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman. Формат 60х84 1/16. Бумага офсетная.

Печать трафаретная. Усл. печ. л. 13. Уч.-изд. л. 11,74. Тираж 100 экз. Заказ № 241.

Ухтинский государственный технический университет.

169300, г. Ухта, ул. Первомайская, 13.

Отдел оперативной полиграфии УГТУ.

169300, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13.

СОДЕРЖАНИЕ ПЛЕНАРНЫЕ ДОКЛАДЫ................................................................................................................................ Газомоторное топливо. Текущее состояние и перспективы Будзуляк Б. В............................................................................................................................................... Научно-технологические основы освоения месторождений континентального шельфа России Тер-Саркисов Р. М..............................................................................................................................

...... Физическое моделирование процессов фильтрации для разработки методов повышения углеводородоотдачи пласта Рассохин С. Г............................................................................................................................................. Аэрогидродинамические и прочностные исследования для Севера и шельфа Семенов В. Н............................................................................................................................................. Геотепловое моделирование битумных месторождений как важный этап проектирования и регулирования тепловых методов добычи Липаев А. А................................................................................................................................................ Новый подход к учету извлечения газа и конденсата из пласта газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата Долгушин Н. В., Полубоярцев Е. Л......................................................................................................... ГЕОЛОГИЯ И РАЗРАБОТКА ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ И ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ.................................................. Нейросетевое управление и контроль работы скважинных штанговых насосов при термическом воздействии на залежи высоковязких нефтей Рожкин М. Е............................................................................................................................................... Анализ результатов воздействия на заводнённый пласт путём регистрации изменения оптических свойств добываемой нефти Габдрахманов А. Т.................................................................................................................................... Эволюция представлений о геологическом строении и механизме формирования поднятия Чернышева Кабалин М. Ю............................................................................................................................................ О необходимости применения методов вероятностного моделирования при проведении оценки экономической эффективности освоения ресурсов углеводородов Мазурина Е. В............................................................................................................................................ Емкостной потенциал силурийско-нижнедевонской карбонатной формации поднятия Чернышева Мартынов А. В.......................................................................................................................................... О сохранении газодинамической связи с пластом при строительстве и подготовке скважин к эксплуатации Мордвинов А. А...................................................................................................................................... Исследование влияния деформационных процессов на фильтрационные свойства низкопроницаемых коллекторов Нижнечутинского нефтяного месторождения при создании депрессии на пласт Петухов А. А., Петухов А. В.................................................................................................................. Прогноз пескопроявлений на основе изучения факторов, обуславливающих процессы разрушения призабойных зон скважин Гатчинского ПХГ Гришин Д. В., Петухов А. А., Петухов А. В......................................................................................... Методологические аспекты исследования сложнопостроенных залежей в трещинных коллекторах в процессе их разведки и разработки Петухов А. В., Никитин М. Н., Уршуляк Р. В...................................................................................... Оценка трещиноватости терригенных и карбонатных коллекторов месторождений нефти Тимано-Печорской провинции по динамике показателей разработки Петухов А. В., Уршуляк Р. В., Никитин М. Н..................................................................................... Направления и перспективы развития системы налогообложения России в газодобывающей отрасли Шульц Е. В............................................................................................................................................... Проблемы эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождений ООО «Газпром переработка»

Василенко А. Н., Попов В. В.................................................................................................................. МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА........................................................................................................................ Программный комплекс, осуществляющий совместное моделирование двухфазного течения флюидов в пласте и системе сбора Богданович Т. И., Назаров А. В............................................................................................................. Предупреждение солеотложений и коррозии в нефтяных скважинах Гильмутдинов Б. Р., Антипин Ю. В....................................................................................................... Совершенствование систем герметизации и смазки опор шарошечных долот для повышенных частот вращения Булюкова Ф. З., Могучев А. И., Матвеев Ю. Г., Сидоренко А. А...................................................... Повышение эффективности выноса шлама при бурении горизонтальных скважин Зайнагалина Л. З., Габдрахимов М. С., Сулейманов Р. И................................................................... Составы и технологии для освоения скважин в рифейских карбонатных пластах Восточной Сибири Карпов А. А.............................................................................................................................................. Методический подход к моделированию разработки нефтегазоконденсатных месторождений Громова Е.А., Назаров А.В..................................................................................................................... Экспериментальное обоснование условий повышения нефтеотдачи при разработке подгазовых оторочек вязкой нефти Рассохин А. С.......................................................................................................................................... АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА К вопросу об экспериментальной оценке ресурса труб газопроводов Шарыгин А.М., Попков А.С., Базарова И.А........................................................................................................ Разработка методики расчета критической скорости флаттера для напорной арматуры трубопровода методом конечных элементов Войтышен В. С., Карклэ П. Г., Кондаков И. О., Семенов В. Н.......................................................................... Рациональное использование вторичных энергоресурсов компрессорных станций Колоколова Н. А., Гаррис Н.................................................................................................................................. Совершенствование методов гидравлического расчета нефте- и нефтепродуктопроводов Коршак А. А., Морозова Н. В................................................................................................................................ Безопасность объектов сжиженного природного газа Рахимов В. О........................................................................................................................................................... Установка для экспериментального исследования закономерностей движения газовой фазы в трубопроводе со скоплением жидкости Усольцев М. Е., Коршак А. А................................................................................................................................ Применение мультимедийных устройств для визуального определения температуры начала кристаллизации парафинов в нефти Михалев А. Ю., Леонов И. С., Онацкий В. Л....................................................................................................... Определение работоспособности трубных элементов с овальностью поперечного сечения Бирилло И. Н........................................................................................................................................................... Выбор метода контроля обетонированных труб для подводных переходов Попова А. И., Вишневская Н. С............................................................................................................................ Конденсация компонентов природного газа за ударной волной около тонких клиньев в сверхзвуковом потоке Егоров Б. В., Забабурин Е. А., Маркачёв Ю. Е.................................................................................................... Возможности ультразвука в извлечении и утилизации газоконденсатных и газовых ресурсов Зыков В. А., Шарипов А. Ф., Кошкур О. Н, Умняев В. Г., Уляшев Е. В........................................................... Дорогие коллеги и друзья!

Уважаемые участники и гости вторых Рассохинских чтений!

Я с удовольствием приветствую Вас в стенах Ухтинского государственного технического университета!

Не стану преувеличивать степень своего ректорского беспокойства о судьбе чтений, скажу честно, лично я не сомневался, что вторые чтения вопреки кризису и любым другим некомплиментарным обстоятельствам станут достойным продолжением первых. Сомнений не было. И все-таки я по настоящему счастлив, что традицию, которую мы анонсировали в прошлом году, можно считать состоявшейся. У нас уже есть не только точка отсчета – первые чтения – у нас есть багаж воспоминаний. Есть первые исполненные договоренности и планы, возникшие в ходе первых чтений. Есть сборник докладов, обсуждавшихся в прошлом году.

И, что очень важно, у нас есть не просто арифметическое продолжение. Вторые чтения заметно расширяют географию участников: если в прошлом году на семинар собрались исследователи только из четырех городов, то в этом – из семи городов и семи регионов, и поэтому мы с полным правом определяем формат нынешнего семинара как межрегиональный. Ну, а участие коллег из Ивано-Франковского национального технического университета нефти и газа позволяет прогнозировать развитие семинара до международного уровня. К тому есть все предпосылки, вполне объективные, – если иметь в виду актуальность тематики, международный авторитет отечественной науки о газе, сложившуюся в университете широкую палитру связей с зарубежными коллегами. Но есть и, так сказать, субъективная предпосылка – личный авторитет самого Геннадия Васильевича. И сейчас, предваряя работу нашего семинара, я хотел бы рассказать о том, как мы в Ухтинском государственном техническом университете храним память о своем третьем ректоре, профессоре Геннадии Васильевиче Рассохине.

Сама программа чтений предполагает своеобразное приобщение к этой памяти.

Сегодня, 4 февраля, день рождения Геннадия Васильевича. И в этот день ежегодно администрация университета, профессура и молодые преподаватели, наследники его трудов по кафедре разработки, посещают его могилу. Мы посещаем ее и в День знаний, 1 сентября.

На одном из самых крупных учебных корпусов университета установлена мемориальная доска Геннадию Васильевичу. Это корпус «Л», он строился при ректоре Рассохине. Сегодня там расположены почти все естественнонаучные и гуманитарные кафедры, а также самые большие поточные аудитории и читальный зал, и потому здесь самая большая плотность «студенческого населения». И это глубоко символично. Профессор Рассохин очень любил студентов – этот молодой, задорный, устремленный в будущее народ. А еще корпус «Л» и расположенный рядом другой учебный корпус – корпус «К» – были первым местом прописки Ухтинского технического лицея – любимого детища Геннадия Васильевича. Идею лицея можно считать результатом его творческого сотрудничества с Василием Григорьевичем Подюком, тогда генеральным директором «Севергазпрома». Университет и «Севергазпром» выступили соучредителями лицея. И сегодня он носит имя Геннадия Васильевича. В прошлом году мы издали книгу о нем с очень характерным названием: «Я желаю Вам всего доброго». Конечно, образ профессора Рассохина и плоды его деятельности занимают одно из центральных мест в экспозиции нашего музея, который открылся для посетителей также в прошлом году. Наследие Рассохина периодически становится темой для научных докладов на наших молодежных конференциях.

Однако, чтобы вполне оценить значение этой памяти о Геннадии Васильевиче, надо обратить внимание на контекст – на масштаб и темпы развития нашего университета.

Во-первых, мы всегда будем помнить, что университетский статус для нашего вуза был мечтой и целью Геннадия Васильевича. И когда, через два года после его кончины, этот статус был достигнут, имя Рассохина вспоминалось в первую очередь. А сегодня университет являет собой вполне сформированный прообраз университетского комплекса.

Реализуемые здесь в общей сложности около двухсот пятидесяти образовательных программ представляют собой практически все возможные ступени. Начальную – школа «Росток», среднюю – Технический колледж, и далее – бакалавриат, магистратура, уровень специалиста, аспирантура, широкая палитра программ дополнительного профессионального образования.

Наконец, два докторских совета. В университете действуют двенадцать официально зарегистрированных научно-педагогических школ. Впрочем, о многочисленных достижениях университета на образовательном, научном, культурном и спортивном поприщах вы можете узнать из специального, итогового номера нашей газеты «Альма матер», которая наличествует в раздаточном материале.

В связи с именем Геннадия Васильевича я хотел бы здесь отметить еще лишь одно направление деятельности университета – социальное и культурно-просветительское.

Те, кто знал Геннадия Васильевича, знают и то, каким неравнодушным человеком он был. Мы помним также, что чувство социальной ответственности побуждало его принимать на себя тяжелое бремя депутатской работы, да еще и в переломную эпоху. Лично я считаю, что треволнения этого времени и эта каторжная работа были основной причиной его сердечных болезней.

Конечно, мы и сейчас гордимся тем, что он был депутатом Верховного Совета Российской Федерации. Гордимся, что он входил в секретариат четвертого съезда народных депутатов РСФСР и даже был его руководителем. И мы понимаем, что иначе он просто не мог, не мог уклониться от времени, от судьбы, даже зная и чувствуя, сколь тяжело эти тяготы сказываются на здоровье. И наш коллектив с полным правом сознает себя наследником такого – Рассохинского подхода к делу.

Мы сформулировали свою социокультурную установку весьма амбициозно: Ухта – университетский город. Причем для нас здесь звучит, в первую очередь, норма ответственности за город и регион. Мы понимаем, что здесь, на севере, мы исполняем сложнейшую геополитическую миссию – быть северным форпостом российского нефтегазового образования. И имя Геннадия Васильевича Рассохина, его образ, плоды его труда – это один из важнейших факторов успеха в исполнении нашей миссии.

Уважаемые коллеги, я желаю Вам вдохновенной и плодотворной работы. Спасибо за внимание.

Ректор УГТУ, профессор, Председатель Совета ректоров вузов Республики Коми Н. Д. Цхадая ПЛЕНАРНЫЕ ДОКЛАДЫ УДК 662. Газомоторное топливо. Текущее состояние и перспективы Будзуляк Б. В.

Москва, Совет НП «СОПКОР»

На XXIV Мировом газовом конгрессе в Аргентине Председатель Правления ОАО «Газпром» А. Б. Миллер отметил: «Большинство прогнозов сходятся в том, что человечество в обозримом будущем не сможет обходиться без ископаемых топлив, и природный газ, как экологически наиболее чистый вид углеводородов, будет применяться все шире, в том числе и в производстве электроэнергии, и в качестве моторного топлива. Если XX век был веком нефти, то век XXI будет веком газа».

ОАО «Газпром» неразрывно связан с газомоторным рынком России более четверти века. Оно занимает на национальном газомоторном рынке доминирующее положение. Из двадцати девяти предприятий, осуществляющих производство и реализацию КПГ, двадцать одно предприятие входит в группу «Газпром». На их долю приходится 88 % заправочных мощностей и 95 % реализации газа. «Газпром» показывает личный пример в переходе на экологически и экономически более прогрессивное моторное топливо, из 95 тысяч российских автомобилей, работающих на метане, 5 500 трудятся в системе ОАО «Газпром».

О безусловной перспективе КПГ, как топлива для автомобилей, говорит и международный опыт. Мировой парк автомобилей, работающих на этом виде топлива, уже превысил 10 миллионов единиц. Объемы потребления газа на транспорте растут со среднегодовым темпом в 20-25%. В 2009 году спрос на КПГ оценивался в 12-15 млрд. куб. м Количество заправочных станций приближается к 16 тыс. ед.

Мировыми лидерами являются Пакистан, где КПГ используют 2,2 млн. машин, Аргентина – 1,8 млн., Бразилия – 1,6 млн., Иран – 1,5 млн. и Индия – 700 тыс.

Россию с её 100 тыс. метановых автомобилей продолжают обгонять все больше и больше стран. Сегодня мы занимаем уже 15 место, пропустив вперед Китай, Колумбию, Бангладеш, Таиланд, Украину, Боливию, Египет.

Немаловажным фактором роста потребления газа в качестве моторного топлива в мире многие эксперты считают выпуск и постоянно расширяющуюся номенклатуру газовых автомобилей в заводском исполнении.

По данным международной газомоторной ассоциации, сегодня в 30 странах мира в заводских условиях производят или переоборудуют автомобили 175 моделей в четырех основных категориях: легковые, грузовые, специальные автомобили и автобусы.

Серийно выпускают газовые модели практически все известные фирмы. Так, например, в 2008 году концерн «ФИАТ» продал 75 тысяч газовых машин.

Российский вклад в это метановое разнообразие пока скромен: в коммерческой реализации имеются грузовики КАМАЗ и автобусы НЕФАЗ и ЛиАЗ. У нас есть информация о том, что на завершающей стадии находятся работы по созданию метановой версии легкового автомобиля «Лада – Приора».

Россия осваивает также и новые технологии снабжения газом потребителей для использования газа в качестве моторного топлива.

В Самаре создан автомобиль, привозящий СПГ и заправляющий регазифицированным при 200 бар КПГ автобусы в Москве. В одном из автопарков Москвы 150 автобусов ежедневно выходят на маршрут, работая на природном газе.

23 января 2009 года на экспериментальном кольце под Москвой газотурбовоз провез грузовой поезд массой 15020 тонн. Это мировой рекорд тяги для автономных локомотивов с одной силовой установкой. Длина состава 2,2 км. Количество вагонов – 150. Расходы на топливо на 40 % ниже, чем при использовании дизельного топлива. Показатели вредных выбросов в 5 раз ниже требований Евросоюза, вводимых только с 2012 года, а внешний шум не превышает уровня шума магистрального тепловоза с силовой установкой в 3 раза меньшей мощности.

В марте 2007 года была утверждена Целевая комплексная программа Газпрома, предусматривающая строительство дополнительно двухсот автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС).

К сожалению, в реализации программы есть отставание от планировавшихся темпов, тем не менее, к настоящему времени построены и введены в эксплуатацию 6 АГНКС в городах Томск, Нижний Тагил, Георгиевск, Югорск, на КС Вуктыл и КС Мышкино.

АГНКС нового поколения АГНКС № 3 АГНКС № г. Нижний Тагил г. Томск На различных стадиях строительства или подготовки к сдаче в эксплуатацию находятся еще 11 АГНКС. Предприятиями ОАО «Газпром» введены в эксплуатацию в Сургуте и Тюмени пять передвижных автогазозаправщиков (ПАГЗ).

Принимая во внимание имеющиеся соглашения Газпрома с регионами, реализацию ЦКП в интересах потребителей необходимо продолжить.

Тенденции развития рынка моторных топлив, цен на них, также в пользу расширения использования природного газа в качестве моторного топлива.

В этих условиях расширение использования природного газа можно рассматривать как эффективную антикризисную меру, снижающую расходы на топливо в транспортном секторе экономики.

Приведенные данные говорят о том, что сложились все технические и экономические предпосылки для реализации глобальных, в том числе международных проектов.

В 1999 году международная экспертная группа, в которую входят и представители Российской Федерации, предложила создать проект Голубые коридоры – коридоры для международного пассажирского и грузового автомобильного сообщения на автобусах и грузовиках, использующих в качестве моторного топлива компримированный и/или сжиженный природный газ.

Как многим известно, проект «Голубой коридор» был поддержан в ЕЭК ООН ( год) и на саммите «Большой восьмерки» (2006 год.) Международная экспертная группа под эгидой Европейской газомоторной ассоциации (в настоящее время Газомоторная ассоциация Европы) рекомендовала три Голубых коридора: Хельсинки – Санкт-Петербург – Москва;

Москва – Минск – Варшава – Берлин;

Берлин – Рим. Некоторое время спустя, совместная группа ОАО «Газпром» и Э.Он Рургаз предложила добавить еще один «Голубой коридор»: Калининград – Берлин.

Проект «Голубой коридор» представляет собой концепцию перехода от традиционных бензина и дизельного топлива к экологически и экономически более благоприятному топливу – компримированному и сжиженному природному газу.

Концепция «Голубых коридоров» не является исключительно европейской. Этот подход применим в любой части света. Проект «Голубой коридор» – инфраструктурный, подразумевающий развитие газомоторного рынка вдоль существующих и будущих торговых газифицированных маршрутов и путей.

Рост численности населения является ключевым фактором глобального экономического развития. По данным Департамента населения ООН, в первой половине XXI века население Земли может вырасти в 1,5 раза с 6 до 9 млрд. человек.

Демографические прогнозы различных источников могут отличаться. Однако большинство из них единодушно утверждают, что лидерство будет удерживать Азия: в здесь будут проживать 59% мирового населения.

Второе место займет Африка: к 2050 году её население может вырасти до 2 млрд.

человек, что составит рост в 250% относительно сегодняшних 800 млн. человек.

Рост численности населения в Австралии, Океании и обеих Америках сохранится примерно на сегодняшнем уровне и составит от 42 до 48%. В абсолютном выражении эти цифры не сравнимы с прогнозами по другим регионам.

А вот Европа обречена на потерю 13% населения. Одной из причин этого будет трудовая миграция в регионы с развивающейся экономикой.

В предстоящие десятилетия лидерство Азии в росте численности населения будет сопровождаться впечатляющим ростом экономического развития. Согласно прогнозам, к 2050 году в Азии будет производиться половина мирового валового продукта.

Государства Европы и Северной Америки, хотя и сократят свою долю, но сохранят высокую динамику экономического роста.

Глобальный валовой продукт к 2050 году вырастет относительно 2005 года в четыре раза.

Глобальное экономическое развитие потребует новых транспортных мощностей на земле, в воздухе и на воде. В частности, мировой автомобильный парк может уже к году вырасти с сегодняшних 800 миллионов до 3 миллиардов единиц.

Национальные и региональные уровни автомобилизации населения (количество личных автомобилей на 1000 человек) продолжат рост, хотя он и не будет равномерным по всему миру.

По имеющимся прогнозам, до 2020 года среднегодовой прирост автомобилизации составит 10 процентов. При этом в индустриальных странах он будет равен шести процентам, а в развивающихся – сорока процентам.

Рост численности населения, экономическое развитие, включая растущие потребности в мобильности, неизбежно повлекут за собой увеличение спроса на топливо и энергию. Международный энергетический обзор 2008 года предполагает, что с 2005 по год глобальное потребление энергии может увеличиться на 50 процентов.

Аналогичный 50% рост на топливо ожидается в транспортном секторе мировой экономики. Также предполагается, что к 2030 году доля жидких моторных топлив в мировом топливном балансе транспорта снизится с 37% до 33% процентов.

Бензин и дизельное топливо будут замещаться другими энергоносителями, включая природный газ и биометан.

Демографические и экономические прогнозы дают основания для предположения, что в ближайшие годы мировой энергетический сектор более агрессивно будет развиваться в Азии.

Очевидно, что общая афроевразийская газотранспортная схема наиболее развита в европейской части. Высокая плотность населения, деловая активность, концентрация финансов в течение многих десятилетий позволила европейцам инвестировать огромные ресурсы в энергетическую инфраструктуру.

Только относительно недавно африканские и азиатские страны начали крупные газовые проекты, в том числе в области наземного транспорта газа.

Новые газопроводы – планируемые и строящиеся – в Африке, Европе и в основном в Азии позволят сомкнуть национальные и региональные газотранспортные коридоры в единую афроевразийскую газотранспортную систему от Токио до Лондона, от Мурманска до нигерийской Абуджи.

Целостный, бесперебойный межконтинентальный поток газа открывает возможность продления европейских «голубых коридоров» на дальний Восток, в Юго-Восточную Азию и до экваториальной Африки.

Рост численности населения, промышленности, потребления энергии и уровня автомобилизации, в первую очередь в Азии, будут неизбежно стимулировать расширение существующих европейских «голубых коридоров» на юг и восток.

Это расширение будет сопровождаться развитием региональных энергетических комплексов, включая инфраструктуру добычи, транспортировки, хранения, переработки и распределения природного газа.

«Голубые коридоры» – не пустые рассуждения. Экономическая и экологическая целесообразность эксплуатации газобаллонных автомобилей на природном газе в дальнем сообщении доказаны во многих странах. Так, например, в России в 2008 и 2009 годах организованы автопробеги «Голубой коридор» по маршруту Санкт-Петербург – Москва и Москва – Сочи. Метановые автомобили заводского производства прошли в общей сложности дистанцию протяженностью 2300 километров.

Необходимо особо подчеркнуть, что концепция «Голубой коридор» применима не только к автомобильному, но и железнодорожному, воздушному и водному транспорту. А комплексное использование энергоносителя всегда повышает эффективность проекта в целом.

Пробег газобаллонных автомобилей серийного производства Вывод из сказанного следующий: проект «Голубой коридор» имеет все основания для дальнейшего развития. Что следует сделать:

- выйти за рамки автомобильного транспорта и включить в проект железнодорожный, воздушный и водный транспорт;

- выйти за рамки государственных границ – подобные проекты требуют межгосударственного взаимодействия.

- продолжить работу по стимулированию использования экологически чистого транспорта и технологий.

УДК 622. Научно-технологические основы освоения месторождений континентального шельфа России Тер-Саркисов Р. М.

Москва, ООО «Газпром добыча шельф»

Доклад посвящен памяти моего друга, крупного ученого, профессора Геннадия Васильевича Рассохина ОАО «Газпром» является мировым лидером по объемам добычи природного газа.

Долгосрочные прогнозы мирового производства энергоресурсов до 2030 года, несмотря на нынешние кризисные явления, свидетельствуют об увеличении добычи газа.

Главной ресурсной базой ОАО «Газпром» на сегодняшний день, а так же основным центром добычи газа является Западная Сибирь. Основная доля добываемого углеводородного сырья приходится на сеноманский газ действующих месторождений Западной Сибири, так называемый «дешевый» газ.

Рисунок 1. Изменение структуры добываемого газа в период до 2030 г.

Однако для целей обеспечения поддержания уровня добычи и даже увеличения объемов добычи придется в предстоящий 20 – 25 летний период качественно изменить структуру добываемого газа. В частности, предстоит обеспечить эффективную разработку запасов газа в глубокозалегающих отложениях валанжина, ачимовской толщи и юры. Мы будем вынуждены эффективно использовать огромные ресурсы низконапорного газа.

Отдельными блоками в структуре добываемого газа могут быть выделены добыча газа на шельфе Российской Федерации и на месторождениях Ямала. При этом стоит отметить, что увеличением глубины залегания продуктивных объектов кратно возрастает относительная себестоимость добычи (рисунок 2).

Так по сравнению с сеноманскими залежами добыча газа из валанжина будет обходиться в 7 раз дороже, а добыча газа ачимовских и юрских залежей более чем в 30 раз.

Кроме того, по оценкам экспертов, относительная себестоимость добычи сеноманского газа так же растет по мере истощения залежи. С началом периода падающей добычи себестоимость будет только возрастать. Основные факторы, влияющие на ее рост:

• рост работ по ремонту скважин и наземного оборудования;

• естественное снижение производительности добывающих скважин;

• необходимость финансирования реконструкции технологического оборудования;

• снижение доходов от реализации газа при сохранении эксплуатационных расходов и налоговых платежей.

Рисунок 2. Структура размещения запасов газа в Западной Сибири Перспективы освоения континентального шельфа РФ Значительными перспективами нефтегазоносности обладает континентальный шельф Российской Федерации. По данным Министерства природных ресурсов РФ начальные суммарные ресурсы углеводородов оцениваются в 96,5 млрд. тонн условного топлива (т.у.т.), в том числе 79,7 трлн. м3 газа (83%). Запасы нефти составляют 13,6 млрд. т.у.т.

(14%), газового конденсата 3,2 млрд. т.у.т. (3%).

Рисунок 3. Ресурсная база континентального шельфа Российской Федерации ОАО «Газпром» традиционно занимает первое место в мире по обеспеченности геологическими ресурсами и разведанными запасами природного газа. Причем рост запасов опережает динамику добычи (рисунок 4).

Для сохранения и укрепления достигнутых позиций ОАО «Газпром» проводит политику эффективного развития сырьевой базы как на суше, так и на шельфе Российской Федерации.

Рисунок 4. Структура разведанных запасов газа Группы Газпром Разведанные запасы категории С1 на балансе ОАО «Газпром», трлн. куб. м Структура разведанных запасов газа группы «Газпром» на 01.01.2005г. составила 28,4 трлн. м3, из них на суше 25,9 трлн. м3 (91%) на шельфе 2,5 трлн. м3 (9%). По состоянию 01.01.2009г. запасы выросли до 33,2 трлн. м3, на суше они составили 28,5 трлн. м3 (86%), запасы шельфа 4,7 трлн. м3 (14%). При этом увеличились доля запасов газа на шельфе в общей структуре запасов группы «Газпром».

Российская Федерация владеет самым протяженным континентальным шельфом в мире. По оценкам как российских, так и зарубежных геологов значительная его часть является перспективной на наличие залежей нефти и газа. В первую очередь это относится к шельфу российской Арктики, хотя его изученность составляет около 10 % от необходимой.

Между тем, в этом районе Мирового океана к настоящему времени открыты ряд уникальных и крупных месторождений нефти и газа, оценены углеводородные ресурсы ряда структур в Баренцовом, Карском, Восточно-Сибирском и других морях этого региона.

Суммарные оценочные ресурсы углеводородов шельфа российской Арктики составляют около 18% от их объема на шельфе Мирового океана (рисунок 5).

В последние годы ОАО «Газпром» активизировало работы по освоению нефтяных и газовых месторождений арктического шельфа России.

Поисково-разведочными работами (ПРР) последних лет на континентальном шельфе России выявлены новые газонефтеносные районы на шельфах арктических морей преимущественно нефтеносного района в восточной части Печороморского шельфа (в южной части Баренцева моря) и газоносных районов на Приямальском шельфе Карского моря и на шельфе Обской и Тазовской губ.

К настоящему времени здесь открыты такие уникальные и крупные по запасам углеводородов (УВ) месторождения как Штокмановское, Ледовое, Лудловское, Приразломное, Медынское-море, Долгинское, Русановское, Ленинградское, Северо Каменномысское, Каменномысское-море.

Рисунок 5. Районы северного шельфа России Наиболее изученной является сырьевая база Баренцева моря.

Начальные суммарные ресурсы газа шельфа Баренцева моря составляют 6997,4 млрд. м3.

В том числе по категории:

С1 – 3919,8 млрд. м3;

С2- 532,6 млрд.м3;

С3+Д1 – 2545млрд. м К настоящему времени на шельфе Баренцева моря выявлено уникальное газоконденсатное месторождение Штокмановское с запасами газа по категории С1 – млрд.м3 и 71,2 млрд.м3 по категории С2.

Следующими по величине доказанных запасов следуют такие крупные месторождения как: Ледовое (С1-91,7, С2-330,4млрд. м3) и Лудловское (С1-80,1млрд.м3, С2 – 131млрд.м3). Также в акватории Баренцева моря выделяется ряд перспективных структур с прогнозными ресурсами от 140 до 945 млрд.м3 - это Териберская, Терская, Западно Лудловская, Западно-Штокмановская, Демидовская и Ферсмановская структуры (рисунок 6).

Наиболее подготовленным к освоению, как видно, является Штокмановское месторождение.

Оценка сырьевой базы сеноманских и альб-аптских отложений Обской и Тазовской губерний.

Начальные суммарные ресурсы газа составляют 7584,0 млрд. м3.

В том числе по категории:

С1 – 241 млрд. м3;

С2- 556 млрд. м3;

С3+Д1 – 6787 млрд. м3.

Рисунок 6. Оценка сырьевой базы шельфа Баренцева моря (млрд. м3) Рисунок 7. Оценка сырьевой базы Обской и Тазовской губ (по сеноманским, альб-аптским отложениям, млрд.м3) Наиболее перспективными по величине доказанных запасов (С1, С2) является Северо Каменномысское (185,7 млрд. м3, 114,7 млрд. м3), Адерпаютинское (25,6 млрд. м3, 160, млрд. м3), Антипаютинское (20,9 млрд. м3, 79,1 млрд. м3) и Каменномысское-море (6,4 млрд.

м3, 201,9 млрд. м3). Также выделяется ряд перспективных структур и месторождений с прогнозными ресурсами от 138 до 1500 млрд. м3: Обская, Бухаринская, Восточно Тамбейская, Геофизическая-море, Южно-Обский участок, Преображенская, Карпачевская структуры и новые объекты с прогнозными ресурсами до 1440 млрд. м3 (рисунок 7).

Оценка сырьевой базы Приямальского шельфа Карского моря Начальные суммарные ресурсы газа составляют 16048,0 млрд. м3.

В том числе по категории: С1 – 311 млрд. м3;

С2- 1519 млрд.м3;

С3+Д1 – 14217 млрд. м3.

Наиболее перспективными по величине доказанных запасов (С1, С2) являются Русановское (240,4 млрд.м3, 538,6 млрд.м3), Ленинградское (71,0 млрд.м3, 980, млрд. м3).Также выделяется ряд перспективных структур и месторождений с прогнозными ресурсами от 236 до 2121 млрд. м3: Северо-Харасавэйская, Амдерминская, Невская, Харасавэйское, Северная, Скуратовская, Нярмейская, Крузенштернское (рисунок 8).

Рисунок 8. Оценка сырьевой базы Приямальского шельфа Карского моря (млрд. м3) Условия освоения углеводородных ресурсов арктического шельфа России принципиально отличаются от традиционных, характеризующих месторождения суши. По сравнению с сушей существенно возрастает трудоёмкость всех видов работ в связи с необходимостью преодоления водной стихии, усугубляемой длительной ледовой обстановкой, штормами, низкими температурами, большими расстояниями до берега и отсутствием развитой инфраструктурой. Требуются принципиально новые, пригодные для условий суровой Арктики, типы и виды оборудования для морского бурения, подводной добычи и транспорта нефти и газа, специализированный ледокольный флот и многое другое.

Многократно увеличиваются экологические риски.

Нефтегазовые проекты шельфа арктических морей требуют огромных затрат на их освоение, широкомасштабной кооперации и консолидации сил и средств, модернизации технологий во всех звеньях производства, разработки новых логистических схем.

Об этом свидетельствует опыт первых попыток освоения уникальных нефтегазовых объектов (шельф о. Сахалин). Их освоение потребовало громадных материальных и финансовых средств, новых нетрадиционных форм организации работ, сосредоточения усилий, производственного и интеллектуального потенциала не только отечественных, но и ведущих мировых транснациональных корпораций.

Проекты ООО «Газпром добыча шельф»

С целью освоения углеводородного потенциала шельфовых месторождений РФ в 2008 году создано общество с ограниченной ответственностью «Газпром добыча шельф».

ООО «Газпром добыча шельф» является 100 % дочерним предприятием ОАО «Газпром». В настоящее время Компания динамично развивается, расширяется география деятельности и увеличивается количество осваиваемых проектов.

Наша компания определена оператором по разработке и эксплуатации Штокмановского газоконденсатного месторождения, а так же заказчиком по реализации инвестиционного проекта ОАО «Газпром» по обустройству Киринского газового месторождения (проект «Сахалин-3», Киринский блок).

Сырьевая база газа Сахалинских участков Охотского моря оценивается в 5979, млрд.м3, из них по категории АВС1 – 870,9 млрд.м3, С2 – 313,2 млрд.м3, С3+Д1 - 4795 млрд.м (рисунок 9).

Рисунок 9. Оценка сырьевой базы Сахалинских участков Охотского моря (млрд.м3) Киринский блок проекта Сахалин -3 включает в себя Киринское месторождение, Южно – Киринскую и Мынгинскую структуры. Начальные разведанные запасы по блоку С1 – 14,8 млрд.м3, С2 – 60,6 млрд.м3, С3+Д1 – составляют 768,8, в том числе по категории 693,4 млрд.м3.

Риунок 10. Оценка сырьевой базы Киринского блока Сахалин – 3 (млрд. м3) Первоочередным объектом для проведения ОАО «Газпром» геолого-разведочных работ предполагается Киринское месторождение с целью его доразведки. Затем планируется выйти с поисковым бурением на Южно-Киринскую и Мынгинскую структуры (рисунок 11).

Киринское газоконденсатное месторождение, расположенное в пределах Киринского блока, открыто в 1992 г. В разрезе месторождения установлена продуктивность отложений дагинского горизонта.

Рисунок 11. Киринский блок проекта Сахалин - Месторождение расположено в 25 км от берега, глубина моря 80 м.

Предварительная концепция обустройства месторождения (рисунок 12) включает в себя шесть (с возможностью расширения до восьми) отдельно стоящих скважин, подключённых индивидуальными внутрипромысловыми трубопроводами к отдельно стоящему манифольду. От манифольда к берегу прокладываются два трубопровода Ду- протяжённостью 28 км каждый. На манифольде устанавливается петля для пропуска очистного и диагностирующего устройства, запускаемого с берега.

В свою очередь с берега к манифольду подходит шлангокабель системы управления ПДК, в состав которого входит трубопровод подачи ингибитора гидратообразования. На манифольде должна быть установлена система распределения управления (CDU), к которой подключены индивидуальные внутрипромысловые шлангокабели системы управления, идущие к скважинам.

Основное оборудование системы управления ПДК будет установлено на берегу, на территории Берегового технологического комплекса (БТК).

Рисунок 12. Предварительная схема обустройства Киринского ГКМ Схема транспортировки газа и конденсата Киринского ГКМ представлена на рисунке 13.

Рисунок 13. Схема транспортировки газа и конденсата Киринского ГКМ После обработки в УКПГ природный газ подается на вход головной компрессорной станции (р-н Боатасино) проектируемого магистрального газопровода Сахалин-Хабаровск Владивосток.

Транспорт газа от БТК до головных сооружений газопровода Сахалин-Хабаровск Владивосток осуществляется по вновь проектируемому газопроводу диаметром 1200 мм, протяженностью около 145 км.

Штокмановский проект Приоритетным для ООО «Газпром добыча шельф» является Штокмановский проект.

Штокмановское газоконденсатное месторождение (Штокмановское ГКМ) открыто в 1988 году. Месторождение расположено в 650 км к северо-востоку от г. Мурманск. Глубина моря на акватории месторождения составляет около 350 м. Продуктивными являются терригенные пласты средней и верхней юры, залегающие на глубине 1800 – 2300 м.

Подтвержденные запасы месторождения категорий С1 и С2 составляют около 3,8 трлн. м газа и около 37 млн. т конденсата.

Район расположения Штокмановского ГКМ характеризуется крайне тяжелыми природно-климатическими условиями: продолжительная полярная ночь, низкие температуры, шквалистый ветер, частые штормы, возможность появления айсбергов и других ледовых образований, отсутствие развитой инфраструктуры, значительная удаленность от берега (рисунок 14).

Рисунок 14. Район расположения Штокмановского ГКМ В поисковое бурение площадь введена в 1988г. силами ПО «Арктикморнефтегазразведка».

Первооткрывательницей месторождения является скв. 1-Штокмановская, пробуренная объединением в юго-западной части структуры до глубины 3153м. При испытании в ней были выявлены две газоконденсатные залежи в отложениях средней юры (в пластах Ю0 и Ю1).

Поисковая скв. 2-Штокмановская, заложенная в своде структуры, вскрыла отложения верхнего триаса. Забой скважины 3030м. Испытания этой скважины подтвердили продуктивность пластов Ю0 и Ю1 и выявили две новые газоконденсатные залежи в пластах Ю2 и Ю3.

Разведочная скв. 3-Штокмановская пробурена в северо-восточной части структуры, на расстоянии 27км от скв. №2. При глубине 2500м скважиной на забое вскрыты отложения средней юры. При испытании скважины подтверждена газонасыщенность пласта Ю1.

Разведочная скв. 4-Штокмановская пробурена в северо-восточной части структуры в 15км к северо-востоку от скв. 2-Штокмановская. Забой скважины на глубине 2484м в отложениях средней юры. При испытании в скважине подтверждена газонасыщенность пластов Ю0, Ю1 и пласта Ю2.

Разведочная скв. 5-Штокмановская пробурена в северо-западной части структуры.

Забой скважины 2500м в отложениях средней юры. При испытании скважины подтверждена газонасыщенность пластов Ю0 и Ю1.

Разведочная скв. 6-Штокмановская пробурена в сводовой части структуры в 8,3км к северо-востоку от скважины 2-Штокмановская. Забой скважины 2450м в отложениях нижней юры. По данным ГИС установлена газонасыщенность пластов Ю0, Ю1, Ю2 и Ю3.

Промышленные притоки газа из пластов Ю0 и Ю1 средней юры получены в пяти скважинах из шести, пробуренных на месторождении за период 1988 – 1996гг (таблице 1).

Таблица Результаты испытания пластов Ю0 и Ю1 в поисково-разведочных скважинах Штокмановского ГКМ Для получения геологических материалов и изучения структурно-тектонических особенностей, литологии, стратиграфии и фильтрационно-ёмкостных свойств коллекторов горных пород вскрытого разреза в 2006 году недропользователем на месторождении были проведены работы по строительству разведочной скважины №7. В скважине проведены работы по отбору керна из горизонтов (рисунок 15) Ю1 и Ю2 в объёме 137 метров.

Выполнен полный комплекс геофизических исследований, каротаж во время бурения.

Произведено газогидродинамическое исследование притоков из пластов Ю0 и Ю1, отобраны пробы газа и конденсата. Всего на месторождении было пробурено семь разведочных скважин.

Рисунок 15. Схематический геологический разрез Штокмановского ГКМ Коррективами Проекта разработки Штокмановского ГКМ, выполненными ООО «Газпром ВНИИГАЗ», предусматривается поэтапный ввод месторождения в эксплуатацию:

три фазы, каждая производительностью по 23,7 млрд. мЗ газа в год, будут реализованы последовательно до достижения проектной производительности 71.7 млрд. м3 газа в год (рисунок 16). Период эксплуатации данного месторождения составит 50 лет.

Основные положения проектного документа:

- проектный уровень отбора газа 71,7 млрд. м3/год;

- проектный уровень ресурсов конденсата (стабильного) 650 тыс.т/год;

- проектный фонд добывающих скважин 68 единиц, в т.ч. по залежам пластов:

Ю0 - 28 единиц;

Ю1 - 28 единиц;

Ю2 - 10 единиц;

Ю3 - 2 единицы;

- фонд резервных скважин – дополнительно 8 единиц;

- раздельная сетка скважин на залежи пластов Ю0, Ю1, Ю2, Ю3;

- количество подводных добычных комплексов (кустов) – 9, в т.ч. на залежи пластов Ю0 и Ю1 – 7, на залежи пластов Ю2 и Ю3 – 2;

- количество резервных подводных добычных комплексов – дополнительно 2;

- число скважин в одном кусте 8 единиц (пласты Ю0 и Ю1) и 6 единиц (пласты Ю2 и Ю3);

- схема размещения кустов по площади залежей равномерная с учетом прогнозных тектонических разломов;

- бурение всего фонда скважин с подводным заканчиванием;

- количество технологических платформ для подготовки продукции к транспорту – 3.

Газ со Штокмановского месторождения предусматривается распределять как в Единую систему газоснабжения, так и на завод по производству сжиженного природного газа (СПГ). Объем производства СПГ по предварительным оценкам составит до 30 млн. тонн в год.

Рисунок 16. Проектный уровень добычи газа Штокмановского ГКМ Поставка СПГ потребителям будет осуществляться специализированными танкерами.

Для их обслуживания необходимо построить специализированный морской порт, способный принимать ежедневно до 3-х судов-газовозов грузовместимостью до 216 тысяч м3. В качестве основных рынков сбыта рассматривается рынки газа США и Европы.

Учитывая сжатые сроки реализации Проекта, отсутствие апробированных технических решений, а также необходимость крупных инвестиций в данный проект было принято решение о привлечении к первой фазе обустройства Штокмановского ГКМ ведущих зарубежных нефтегазовых компаний, имеющих опыт освоения морских месторождений в условиях Арктики. В 2008 г. создана компания специального назначения «Shtokman Development AG» (ОАО «Газпром» - 51%, Total S.A. – 25%, StatoilHydro A.S.A. – 24%) в качестве оператора по первой фазе Проекта. Оператором по второй и третьей фазам Проекта определено 100% дочернее предприятие ОАО «Газпром» – ООО «Газпром добыча шельф».

Концепция обустройства Штокмановского ГКМ Принципиальные технические решения по обустройству Штокмановского месторождения идентичны для всех трёх фаз развития Проекта и предусматривают создание морского добычного комплекса и берегового комплекса (риунок 17).


В состав Морского добычного комплекса (МДК) входят:

подводный добычной комплекс, состоящий из интегрированных комплексов опорной плиты и манифольдов с размещением на них эксплуатационных скважин, внутрипромысловых трубопроводов, гибких райзеров и узлов их подключения;

морская ледостойкая технологическая платформа;

морской магистральный трубопровод на берег.

В состав Берегового комплекса входят следующие основные объекты обустройства:

установка комплексной подготовки газа (или узел замера и распределения газа);

завод по сжижению газа;

резервуарный парк хранения готовой продукции;

морской порт с терминалами отгрузки готовой продукции;

электростанция собственных нужд;

другие вспомогательные объекты.

В дальнейшем готовая продукция транспортируется специализированными танкерами-газовозами к потребителям, а газ подается в Единую систему газоснабжения ОАО «Газпром».

Рисунок 17. Схема обустройства Штокмановского ГКМ Морская ледостойкая технологическая платформа Рисунок 18. Плавучие морские платформы Впервые плавучая морская платформа была введена в эксплуатацию в 1975 году в водах Великобритании в Северном море. С тех пор было разработано несколько типов плавучих морских платформ (рисунок 18):

FPU – суда для добычи и отгрузки углеводородного сырья;

FPSO – суда для добычи, хранения и отгрузки углеводородного сырья;

TLP – платформы на натяжных опорах для добычи и отгрузки углеводородного сырья;

ППНУ – полупогружные плавучие нефтегазодобывающие установки (по конструкции аналогичны ППБУ) для добычи и отгрузки углеводородного сырья;

SPAR – нефтегазодобывающие плавучие платформы с цилиндрическим опорным основанием для добычи и отгрузки углеводородного сырья.

Эти плавучие морские платформы, как правило, используются для обустройства глубоководных месторождений, где стационарные платформы становятся не эффективными.

На сегодняшний день плавучие платформы типа FPU и FPSO нашли наиболее широкое применение при обустройстве глубоководных месторождении благодаря следующим основным преимуществам:

незначительные внешние нагрузки за счет постоянного расположения корпуса перпендикулярно к фронту их действия;

значительная грузоподъемность платформы;

возможность быстрой эвакуации судна при форс-мажорных обстоятельствах;

возможность докования для переоборудования и капитального ремонта или повторного использования на других месторождениях.

Для первой Фазы Штокмановского проекта компания «Штокман Девелопмент АГ» в 2008 г. приняла решение о замене платформы SPAR на платформу судового типа FPU. Это важный шаг в правильном направлении, поскольку ограничение площади и грузоподъемности SPAR всегда было первопричиной использования упрощённой технологии подготовки газа и, как следствие, совместного (двухфазного) транспорта газа и конденсата.

ФГУП «ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова» с привлечением квалифицированных зарубежных компаний проработало вопрос о размещении на платформе дополнительного оборудования для полной обработки газа и конденсата. Эта работа была выполнена в сотрудничестве с компанией Saipem – Moss Maritime, которая принимала участие в разработке технических решений по морской технологической платформе для I фазы Проекта.

Было установлено, что всё дополнительное оборудование для полной обработки газа с использованием технологии НТС с ТДА, стабилизации и хранения стабильного конденсата может быть размещено на платформе, в габаритах принятой для первой фазы Проекта, без существенного изменения остойчивости судовой конструкции.

Суммарная масса дополнительного оборудования оценена в 2,5 тыс. тонн, т. е. около 5% от массы верхнего строения морской технологической платформы первой фазы.

Рисунок 19. Основные характеристики морской ледостойкой технологической платформы (FPSO) Суммарная ёмкость хранилищ для стабильного конденсата составила 65 тыс. тонн.

Основные размеры FPSO (морской ледостойкой технологической платформы) представлены на рисунке19.

Ниже на рисунке 20 представлена P-T диаграмма подготовки газа на платформе.

Рисунок 20. P-T диаграмма подготовки газа на платформе Далее на рисунке 21 представлена характеристика режима транспорта газа по трубопроводу 46’’ для варианта частичного извлечения конденсата на платформе (конденсат подается в конденсатопровод).

Рисунок 21. Характеристика режима транспорта газа по трубопроводу 46’’ Технические решения по подготовке и транспорту газа для фазы Технология обработки газа и конденсата Предлагаемые компанией «Штокман Девелопмент АГ» технические решения в части подготовки газа и конденсата к транспорту разработаны под технологию двухфазного транспорта. Поэтому они предусматривают только абсорбционную осушку газа от воды до точки росы, исключающей условия образования гидратов в трубопроводе (рисунок 22). С этой целью газоконденсатная смесь, поступающая на платформу, разделяется в сепараторе на газ и жидкость. Газовая фаза подогревается до t = (20…25)° С и подаётся в абсорбционную колонну на осушку. В качестве абсорбента используется триэтиленгликоль (ТЭГ). Осушенный газ (точка росы около – 40°С) через ГКС подаётся в подводный трубопровод.

Рисунок 22. Технология обработки газа и конденсата. Фаза 1: абсорбционный процесс Конденсат, МЭГ и пластовая вода из входного сепаратора поступают в блок разделения и осушки конденсата, откуда осушенный конденсат дожимается насосом до требуемого давления и подаётся на вход в морской трубопровод. Моноэтиленгликоль и вода поступают в блок регенерации МЭГ, а триэтиленгликоль – соответственно в блок регенерации ТЭГ.

Транспорт газа и конденсата Подводный трубопровод от морской платформы до береговых сооружений протяжённостью около 550 км относится к категории объектов, надёжность работы которых во многом определяет успешность реализации всего проекта. Анализ существующих трубопроводных систем, транспортирующих газоконденсатные и газонефтяные смеси от шельфовых месторождений до береговых сооружений (по данным «Штокман Девелопмент АГ»), показал, что полного аналога Штокмановскому проекту по протяженности и диаметру подводного трубопровода в мире нет (рисунок 23).

Рисунок 23. Протяжённость и диаметры шельфовых трубопроводов с двухфазным потоком Более того, сравнительный анализ шельфовых трубопроводов по такому ключевому для двухфазных потоков параметру, как профиль трассы и связанный с этим суммарный перепад высот подъёмных участков по трассе трубопровода показал, что Штокмановский проект превосходит зарубежные аналоги в десятки раз (по предварительным данным, суммарный перепад высот восходящих участков трубопровода превышает 4000 м). Профиль трассы трубопровода представлен ниже на рисунке 24.

В этой связи, эксплуатация трубопроводной системы Штокмановского проекта с позиций надежности и бесперебойной поставок газа становится ключевым фактором в обеспечении надежности всей технологической цепочки: пласт – ПДК, платформа, подводный трубопровод – береговые сооружения, включая завод СПГ – отгрузочный терминал.

Рисунок 24. Профиль трассы трубопровода Рисунок 25. Минимально допустимый расход: консервативное определение (по материалам компании SDag) Указанные характеристики трассы оказывают значительное влияние на гидравлические потери и объём аккумулированной жидкости в трубопроводе. В определённых условиях, например при частичной загрузке трубопровода, которые могут иметь место в начальный пусковой и завершающий периоды разработки месторождения, не исключается возможность полной остановки перекачки газа.

Следует отметить, что первоначально в «Обосновании инвестиций в комплексное освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения» был рекомендован вариант двухфазного транспорта газа и конденсата по трубопроводу диаметром 46. На основе анализа режимов течения смеси в начальном и завершающем периодах разработки месторождения было установлено, что минимально допустимый расход для 46 трубопровода составляет около 60%. Это привело к необходимости уменьшения диаметра трубопровода до 42. Минимально допустимый расход при этом оценивался в 50–55% от номинального (рисунок 26).

Рисунок 26. Изменение режимов работы транспортной системы в период падающей добычи После уточнения профиля трассы в начале 2009 г. компанией «Штокман Девелопмент АГ» было принято решение о переходе на двухниточную систему трубопроводов, располагающую большими возможностями управления режимом транспорта смеси, в частности:

В диапазоне нагрузок от обе нитки системы 236 работают в едином 100% гидравлическом режиме.

(70 млн.м /сут.) до 80% В диапазоне нагрузок от одна нитка работает в режиме 2-х фазного транспорта и в нее подается 35 млн. м3/сутки 80% до 50% газа и весь конденсат, а вторая нитка транспортирует оставшийся объем газа в однофазном состоянии при закритическом давлении Р115 бар.

В диапазоне нагрузок от работает только одна нитка 2-х ниточной 50% до 40% системы.

В диапазоне нагрузок от вся добываемая продукция транспортируется по одной нитке, а вторая используется для 40% и ниже рециркуляции (байпасирования) части газа для создания устойчивого режима (скорости) перекачки смеси. Причем, чем ниже объем добычи, тем большее количество газа циркулирует в замкнутом контуре.

На стадии разработки FEED компания «Штокман Девелопмент АГ» внесла очередные коррективы в транспортную систему для газоконденсатной смеси (вместо однониточного трубопровода диаметром 42 предложена двухниточная система трубопроводов диаметром 36).

Это сделано с целью повышения надёжности трубопроводной системы и расширения диапазона устойчивого режима транспортировки двухфазной смеси.

В целом затраты энергии на транспортировку газа в период компрессорной эксплуатации месторождения (после ввода ДКС) характеризуются существенно большими энергозатратами на перекачку газа по сравнению с вариантом однофазного транспорта.


С нашей точки зрения, замена однониточного трубопровода 42 на 236 не устраняет первопричину осложнений, а именно, накопление жидкости в трубопроводе при снижении скорости движения смеси, а лишь незначительно, примерно на 10% расширяет зону устойчивого режима транспорта потока.

Эксплуатация 2-х ниточной системы сложнее и экономически не эффективна.

Капиталовложения в указанную систему на 1,1 млрд. долл. выше, чем в однониточную 42.

Кроме этого, непременным условием реализации варианта двухфазного транспорта по подводному трубопроводу является строительство на берегу специального пробкоуловителя, основным назначением которого является предотвращение поступления жидкостных пробок на установку подготовки газа к транспорту и завод сжижения газа (рисунок 27).

Требуемый объём пробкоуловителя для Штокмановского проекта определяется из условия приёма максимального количества жидкости, которое выпадает в трубопроводе при его минимально допустимой загрузке. Для первой Фазы Штокмановского проекта требуемый объём пробкоуловителя определён в 2500 м3, и эта величина, по сути, является ключевым параметром, ограничивающим рабочий диапазон эксплуатации подводного трубопровода.

Рисунок 27. Пробкоуловитель Технические решения по подготовке и транспорту газа для фаз 2 и Технология обработки газа и конденсата.

В качестве альтернативного варианта для 2 и 3 Фаз Проекта ООО «Газпром добыча шельф» совместно с ОАО «Гипроспецгаз» предлагается схема полной подготовки газа на платформе с применением технологии низкотемпературной сепарации (НТС), обеспечивающая снижение точки росы по воде до минус 25°С, а по жидким углеводородам – до минус 18°С (для условий выходного сечения газопровода p = 60 бар), и однофазный транспорт кондиционного газа (ОСТ 51.40–93) по подводному газопроводу диаметром дюймов с внутренним гладкостным покрытием и рабочим давлением около 140 бар.

Рисунок 28 Технология обработки газа и конденсата. Фазы 2 и 3: НТС с турбодетандерными агрегатами Указанная технология обработки газа используется практически на всех газоконденсатных месторождениях РФ.

Для стабилизации конденсата рекомендуется традиционная технология ступенчатой нагревной дегазации.

В соответствии со схемой (рисунок 28), газоконденсатная смесь, поступающая на платформу, разделяется в сепараторе I ступени (входной сепаратор) на газ и конденсат. Газ направляется в рекуперативный теплообменник, где охлаждается встречным потоком холодного газа, и через сепаратор II ступени идёт на вход в турбодетандер, в котором, расширяясь, охлаждается до температуры минус 25…30°С при давлении 70 бар.

Газоконденсатная смесь из ТДА поступает в сепаратор III ступени для окончательного разделения. Кондиционный газ, удовлетворяющий требованиям ОСТ, проходит последовательно рекуперативный теплообменник, компрессорную ступень ТДА, головную КС и далее в подводный газопровод. Конденсат из сепараторов I, II и III ступеней сепарации собирается в ёмкости блока разделения конденсата, и после отделения водогликолевой смеси направляется в колонну стабилизации конденсата. Из этой колонны стабильный конденсат (ОСТ 51.65–80) с давлением насыщенных паров 500 мм рт. ст. при t = 38° С направляется в хранилища или подводный конденсатопровод, а газы стабилизации – через дожимной компрессор в систему сепарации газа.

Предлагаемые технические решения по оптимизации мощности ГКС на морской технологической платформе Динамика отбора газа определяется проектом разработки месторождения.

Характерной особенностью Штокмановского проекта является достаточно протяженная ( года) полка постоянной добычи и последующая очень крутая линия падения отборов газа из пласта.

Рисунок 29. Динамика отбора газа и требуемой мощности КС для транспорта газа В период с 22 по 30 год разработки месторождения полка «удерживается» за счёт резкого, в 2,5 раза, роста мощности КС. Такой рост мощности КС экономически не оправдан, поскольку после достижения пика требуемых мощностей (примерно на 30 год разработки месторождения) происходит резкое падение потребляемой мощности вследствие снижения отбора газа из пласта. Распределение мощности между ДКС и ГКС представлен ниже на рисунке 30.

Рисунок 30. Распределение мощности между ДКС и ГКС на платформе Естественно, возникает вопрос о возможности более эффективного использования мощности КС на платформе, поддержания ее на постоянном уровне в течение как можно более длительного времени в процессе разработки месторождения.

ООО «Газпром добыча шельф» провело специальное исследование, целью которого являлась разработка такого алгоритма управления отбором газа из продуктивных горизонтов Штокмановского месторождения, который обеспечил бы поддержание требуемой мощности КС на определённом уровне в течение всего периода разработки месторождения. В качестве заданных целевых уровней были выбраны значения мощности КС 75 МВт и 100 МВт (рисунок 31). Компрессорные станции указанной мощности можно укомплектовать газоперекачивающими агрегатами отечественного производства мощностью 25…32 МВт. А графическое представление динамики степени сжатия газа на ГКС с ограничением мощности 75 МВт можно увидеть ниже.

Рисунок 31. Динамика степени сжатия газа на ГКС Расчёт показывает, что указанный принцип «фиксированной мощности» хорошо согласуется с предлагаемой технологией НТС с ТДА с изменяющейся величиной рабочего давления.

Указанный подход возможен только для варианта однофазного транспорта газа по подводному трубопроводу, поскольку только в этом случае отсутствуют ограничения по минимально допустимому расходу газа в трубопроводе.

Практически, оптимизация требуемой мощности КС на платформе проводилась на основе итерационных расчетов по всей технологической цепочке: пласт – скважина – система подготовки газа на платформе – подводный трубопровод – береговые сооружения, учитывающего временные взаимосвязи изменения характерных параметров указанной технологической цепочки при заданном конечном давлении 60 бар. Для проведения практических расчётов использовались упрощённые методы оценки пластового давления при изменении объёмов отбора газа из пласта, откорректированные по данным проекта разработки для периода поддержания постоянного уровня давления на устье скважины ( бар).

Кратко алгоритм расчета строился следующим образом. Начиная с определенного периода (после 25 лет с начала разработки месторождения), изменялся проектный уровень отбора газа из пласта. Далее последовательно проводилась цепочка расчетов от пласта до выхода трубопровода на берег, целью которых было с помощью итераций подобрать параметры подготовки газа на платформе таким образом, чтобы обеспечивалось поддержание заданного уровня мощности КС на платформе (75 МВт или 100 МВт) при условии поддержания температура точки росы по углеводородам не выше минус 18°C.

Результаты проведенных оценочных расчетов показали, что, управляя отбором газа, можно не только добиться снижения требуемой мощности КС на платформе, но и значительно увеличить суммарный объём добычи газа из Штокмановского ГКМ. По нашим оценкам, только для пласта Ю1 дополнительный объём добычи за весь период разработки месторождения может составить порядка 100 млрд. м3.

Необходимо отметить, что внедрение предлагаемого алгоритма управления отбором газа из продуктивных горизонтов месторождения позволяет также исключить необходимость строительства дожимной компрессорной станции (ДКС) на отдельной морской платформе, как это предусмотрено в принятом компанией «Штокман Девелопмент АГ» варианте двухфазного транспорта газа.

Кроме этого, отпадает необходимость регулярной и частой реконструкции компрессорных агрегатов (замена проточной части) по причине резкого изменения степени сжатия в период с 27-го по 42-й год. По данным компрессоростроительной компании «Elliott» (США), внедрение предлагаемых технических решений позволит обеспечить надёжную эксплуатацию компрессора в течение всего периода разработки месторождения при условии двукратной замены проточной части без замены корпуса.

Таким образом, предлагаемые технические решения позволяют:

• снизить установленную мощность газоперекачивающих агрегатов;

• увеличить суммарный объем добычи газа только по 2 и 3 фазам более чем на млрд. м3;

• исключить из перечня строящихся объектов: вторую нитку морского газопровода, дожимную компрессорную станцию на дополнительной платформе, крупногабаритный пробкоуловитель и установку комплексной подготовки газа;

• сократить сроки строительства морского трубопровода;

• повысить эксплуатационную надёжность подводного газопровода большой протяжённости за счёт перехода на однофазный режим транспорта газа.

Концепция раздельного транспорта газа и конденсата на берег включает, помимо трубопроводного транспорта подготовленного газа до берега в однофазном состоянии, организацию доставки стабильного конденсата с платформы до потребителей (рисунок 32).

Рисунок 32. Варианты отгрузки конденсата с платформы В настоящее время в практике эксплуатации нефтегазовых шельфовых месторождений наиболее распространенными являются следующие технологии хранения, отгрузки и доставки жидких углеводородов от технологических платформ до потребителей:

I вариант. Подготовка и хранение углеводородного конденсата на технологической платформе с последующей отгрузкой на танкер. Наиболее распространенный тип технологической платформы, которая используется в этом случае – судно – по международной классификации – FPSO.

II вариант. Подготовка углеводородного конденсата на технологической платформе.

Для Штокмановского проекта в качестве такой платформы может быть использована платформа судового типа - по международной классификации – FPU. В этом случае хранение стабильного конденсата будет организовано на специальном танкере (тип – FSO), с которого конденсат, по мере его накопления, будет отгружаться на танкер-челнок.

III вариант. Третий вариант транспортировки стабильного конденсата до береговых потребителей включает подготовку конденсата на технологической платформе типа FPU и его транспорт до берега по отдельному трубопроводу в однофазном состоянии.

В настоящее время в мире находится в эксплуатации свыше ста морских платформ типа FPSO (рисунок 33). Свойства жидких углеводородов, которые хранятся на таких платформах, колеблются в широких пределах – от тяжелых нефтей до легких с плотностью 0,743 г/см3. Плотность стабилизированного конденсата на Штокмановском месторождении согласно отчету ООО «ВНИИГАЗ» «Коррективы проекта разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения» в среднем по залежам горизонтов составляет 0,79 г/см3.

Это позволяет сделать вывод, что по условиям хранения и отгрузки стабилизированный конденсат на Штокмановском месторождении является аналогом легких нефтей.

Стабилизированный конденсат поступает с верхнего строения платформы по конденсатному трубопроводу с расходом 750 м3/сут в хранилище, состоящее из шести емкостей. Эти емкости располагаются в носовой части корпуса на удалении от жилых модулей. Общий объем емкостей хранения конденсата составляет 65 000 м3. Для обеспечения безопасности хранения стабилизированного конденсата в корпусе платформы типа FPSO, емкости хранения выполняются с двойными стенками (рисунок 34). Также эти емкости отделяются от машинных отделений коффердамами, все танки смежные с хранилищем оборудуются газовыми датчиками и системой принудительной вентиляции. В танках хранения конденсата должна быть инертная атмосфера, чтобы избежать взрывчатого соединения воздуха и паров углеводорода. С этой целью используется инертный газ (дымовой газ). Скорость подачи инертного газа во время отгрузки составит 5000 ст.м3/час.

Рисунок 33. Морские платформы типа FPSO с хранением лёгких нефтей (аналог стабильного конденсата) Рисунок 34. Схема системы загрузки конденсата Для транспортировки стабильного конденсата до береговых потребителей по отдельному трубопроводу в однофазном состоянии была разработана технология «Piggy back» совместной укладки газопровода и конденсатопровода, позволяющая значительно снизить затраты на их строительство. Для укладки трубопроводов по этой технологии необходимо специализированное судно – трубоукладчик. Общая длина трубопроводов, уложенных по технологии «Piggy back», превышает 1000 км. В частности эта технология применялась на проекте «Сахалин 2» при прокладке газопровода на месторождении «Лунское» (Россия) (рисунок 35).

Рисунок 35 Технология «Piggy back». Совместная укладка газопровода и конденсатопровода При проведении сравнения капитальных вложений и эксплуатационных расходов по вариантам обустройства ШГКМ были получены следующие результаты:

- вариант подготовки и хранения углеводородного конденсата на технологической платформе (FPSO) с последующей отгрузкой на танкер при однофазном транспорте газа на берег, требует наименьших капитальных затрат и ему соответствуют минимальные эксплуатационные расходы.

- вариант двухфазного транспорта углеводородов на берег (платформа типа SPAR) требует наибольших капитальных затрат и ему соответствуют максимальные эксплуатационные расходы (рисунок 36).

Рисунок 36. Капитальные вложения и эксплуатационные расходы по вариантам обустройства ШГКМ в относительных величинах В докладе приведены лишь основные концептуальные технологии освоения шельфа Российской Федерации.

Таким образом, реализация шельфовых проектов потребует разработки и внедрения качественно новых технологий и технических средств, создания российской нормативной базы, развития инфраструктуры и специализированного флота способных обеспечить устойчивое развитие нефтегазовой отрасли в арктическом регионе.

Важнейшей задачей является подготовка высококлассных специалистов, которые сейчас учатся в стенах РГУНГ им И.М. Губкина.

Все задачи будут решаться с использованием интеллектуального и промышленного потенциала России и разумного привлечения современного мирового опыта в этом области.

Их успешное решение позволит в дальнейшем развернуть широкомасштабные работы по освоению углеводородных ресурсов арктического континентального шельфа Российской Федерации.

УДК 622.276.031: Физическое моделирование процессов фильтрации для разработки методов повышения углеводородоотдачи пласта Рассохин С. Г.

Москва, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Целью энергетической политики в соответствии с Энергетической стратегией Российской Федерации на период до 2020 года является максимально эффективное использование природных топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для роста экономики.

В настоящее время возрастает необходимость освоения месторождений природных углеводородов, рентабельная добыча сырья из которых еще недавно представлялась малоперспективной. Поскольку большинство месторождений природного газа и газового конденсата в нашей стране разрабатываются на режиме истощения, пластовые потери выпадающего ретроградного конденсата вполне соизмеримы с начальными запасами некоторых нефтяных месторождений.

Для разработки инновационных технологий повышения углеводородоотдачи необходимо проводить научно и методически обоснованное физическое моделирование фильтрационных процессов в пористой среде в условиях, максимально близких к пластовым.

Результаты этого моделирования являются важнейшими исходными данными для проектирования таких технологий.

В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в результате реализации долгосрочных программ экспериментальных работ в этом направлении созданы научно-методические основы физического моделирования процессов повышения углеводородоотдачи пластов при разработке месторождений природных газов [1]. Это стало возможным благодаря применению современных экспериментальных установок многофазной многокомпонентной фильтрации, обеспечивающих воспроизведение реальных термобарических условий пласта.

Установки рассчитаны на поровое давление до 70 МПа, температуру до 150 C и скорости движения флюидов в модели пласта от нескольких сантиметров до 250 метров в сутки, что позволяет моделировать как удаленные от скважины участки пласта, так и призабойные зоны скважин.

Постановка и проведение программ экспериментов сопровождаются их детальной научно-методической проработкой и углубленным анализом полученных данных. Типовая методика экспериментов по физическому моделированию процессов повышения углеводородоотдачи показана на рисунке 1.

Анализ имеющейся информации по объекту разработки и определение представительных параметров пласта коллектора и пластовых флюидов Детальная научно-методическая Подготовка керновых моделей пласта, проработка программы физических рекомбинация пластовых флюидов и экспериментов и их целей вытесняющих агентов Подготовка фильтрационной установки Вывод фильтрационной установки на (системы) к экспериментам с режим и заданные термобарические использованием подготовленных параметры флюидов Научный анализ результатов Проведение эксперимента по заданной эксперимента, формулирование методикой программе выводов и рекомендаций Рисунок 1. Типовая методика экспериментов по физическому моделированию В целях повышения точности получаемой информации была разработана и апробирована новая методика определения насыщенностей пористых сред флюидами при исследовании процессов фильтрации, основанная на применении компьютерной томографии. Её основное отличие от имеющихся прототипов состоит в том, что в зависимости от исходного состояния керна или модельной пористой среды измерение их флюидонасыщенности осуществляют различными способами: керн или модельная пористая среда изначально сухие – исследования проводят на одном уровне энергии;

керн или модельная пористая среда уже насыщены флюидами – исследования проводят на двух уровнях энергии. При реализации этой методики определение флюидонасыщенности средствами компьютерной томографии становится удобным, информативным и надежным средством для применения в экспериментальных исследованиях многофазной фильтрации в пористой среде.

Одной из важных задач при постановке физического эксперимента является равномерное насыщение пористой среды водой с целью моделирования ее исходного состояния. Существующие ранее методики, такие как центрифугирование, выпаривание, капиллярная вытяжка, вытеснение высоковязкими смесями и другие применяют в основном к естественным кернам небольшой величины. В то же время на практике необходимо создавать водонасыщенность в моделях пласта длиной от одного метра и более. При постановке задачи было принято, что методика должна обеспечивать: возможность проведения экспериментов в широком диапазоне изменения водонасыщенности – от критического значения до долей процента объёма пор;

универсальность для применения на естественных и искусственных образцах различных форм и размеров и максимальную адаптацию к возможностям стандартного оборудования отраслевых лабораторий.

С учетом перечисленных требований была разработана эффективная методика создания заданной водонасыщенности в модели пласта путем выпаривания влаги с одновременным вытеснением газом – носителем водяного пара. С целью уменьшения имеющей неравномерности распределения водонасыщенности по длине при выпаривании с одновременным вытеснением образующихся паров метаном, вход и выход модели пласта регулярно меняют местами. Эту операцию повторяют по мере того, как среднее содержание воды уменьшается на 1 % объёма пор или, приблизительно, один раз в час. Результаты экспериментальной апробации изложенной методики позволяют рекомендовать ее к использованию в физических экспериментах по фильтрации углеводородных систем в широком диапазоне изменения величины водонасыщенности пористой среды.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 8 |
 





 
© 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.