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 |

«60 лет НИКОЛАЮ ДЕНИСОВИЧУ ЦХАДАЯ Николай Денисович родился в п. Нижний Доманик Коми АССР. После окончания школы рабо- тал на нефтешахте, затем учился в Ухтинском индустриальном институте, ...»

-- [ Страница 4 ] --

Рис.2. Участок 137-140 км нефтепровода ХЗС Графические зависимости для сталей марки 17Г1С и 17Г2СФ представлены на рис. 3, соответственно.

напряжения, МПа 0 50 100 150 200 250 300 -0, стационарный потенциал,В -0, -0, -0, -0, -0, -0, -0, Рис.3. Зависимость стационарного потенциала от напряжений, возникающих в теле трубы (сталь марки 17Г1С) 80 № 6, Нефть и газ напряжения, МПа 0 50 100 150 200 250 300 стационарный потенциал, В -0, -0, -0, -0, -0, -0, -0, -0, Рис.4. Зависимость стационарного потенциала от напряжений, возникающих в теле трубы (сталь марки 17Г2СФ) Для стали марки 17Г1С получено уравнение (1):

Eст 0,051ln( ) 0,81;

(1) R 2 0,95, где Ест – стационарный потенциал стали, В;

– напряжение, МПа;

R2 – величина достовер ности аппроксимации для стали марки 17Г2СФ (2):

Eст 0,056 ln( ) 0,83;

(2) R 2 0,95.

Высокое значение коэффициента достоверности аппроксимации которое составляет 0, для исследованных сталей.

Принимая во внимание схожие физические и электрохимические свойства сталей 17Г1С и 17Г2СФ, получена их обобщенная аналитическая зависимость:

Eст 0,054 ln( ) 0,82. (3) Полученная зависимость позволит оценивать изменения НДС подземных трубопрово дов по результатам электрометрических измерений с точностью, достаточной для инженер ных расчетов без проведения земляных работ, а также трудоемких подготовительных опе раций.

Замечено, что в местах возникновения недопустимого напряженно-деформированного состояния магистральных трубопроводов, наблюдается повышенная скорость роста корро зионных повреждений.

Следующим этапом в разработке методов оценки и защиты трубопроводов от коррозии является задача по определению необходимого наложенного потенциала (с омической со ставляющей) для механически нагруженных участков нефтепроводов. Анализ коррозион ных систем удобнее проводить при помощи диаграмм, на которых графически отражена кинетика анодной и катодной реакций. Наиболее удобную форму диаграмм предложил ан глийский ученый Эванс.

Для решения поставленной задачи рассмотрена коррозионная диаграмма (рис.5).

№ 6, 2010 Нефть и газ Е, В -1, -1, К -1,05 К А - К К -0, К -0, К -0, -0,8 Ест -0,75 К Ест1 -0, Ест2 -0, Ест3 -0,6 Ест4 -0,55 Ест5 -0, 0 J0 J2 J4 J0' J1' J2' J3' J4' J, A/м Плотность тока J1 J Рис. 5. Коррозионная диаграмма А0 – анод (грунт), а прямая К0 – катод (трубопровод) (см.рис.5). По оси Х в качестве ниж ней границы принят потенциал, равный -0,5В, соответствующий пределу текучести стали и напряжениям порядка 320 МПа, согласно полученным зависимостям;

-0,75 В – проекция пересечения прямых А0 и К0 на ость Х является стационарным потенциалом трубной стали для данных грунтовый и климатических условий;

-1,15В – защитный потенциал, при кото ром процессы коррозии замедляются, либо вовсе останавливаются согласно [1];

проекция пересечения прямых А0 и К0 на ось Y является значением плотности коррозионного тока J А/м2 (характеризующая скорость свободной коррозии) (см. рис.5).

Так как грунтовые и климатические условия оставались неизменными во время прове дения экспериментов на нефтепроводе ХЗС, то прямая А0 на коррозионной диаграмме остается неизменной, а прямая К0 изменяется в соответствии с изменением стационарного потенциала стали. Таким образом получены прямые (К1, К2, К3, К4), точки пересечения с прямой А0 (1, 2, 3, 4), а также скорость свободной коррозии (J1, J2, J3, J4) соответственно.

Проекции пересечений прямых (К1, К2, К3, К4) и верхнего предела защитного потенциала на ось Y (J1’, J2’, J3’, J4’) соответствуют значениям необходимой плотности тока, развива емой СКЗ для приостановления коррозии при различных механических нагрузках в теле катода (трубопровода).

По полученной коррозионной диаграмме и ранее полученным зависимостям для трубо проводов, находящихся под действием механических нагрузок, в ТюмГНГУ на основе дей ствующей методики оценки остаточного ресурса ОАО «АК «Транснефть» разработан про граммный комплекс «MopztSCZ 1.0».

Комплекс позволяет определять необходимое значение силы тока СКЗ для приостанов ки действия коррозионной среды на механически нагруженные трубопроводы с учетом качества изоляционного покрытия (рис.6).

82 № 6, Нефть и газ Рис. 6. Распределение силы тока по участку нефтепровода ХЗС 137-140 км В программный комплекс также вошел график распределения напряжений по длине трубопровода, с выделением зон опасных концентраций напряжений (рис. 7).

Рис. 7. Распределение напряжений по участку нефтепровода ХЗС 137-140 км Разработанный программный комплекс при известных действующих значениях потен циалов (с омической стационарной составляющими);

грунтовых и климатических условиях обследуемого трубопровода, позволяет с точностью, достаточной для инженерных расче тов, оценивать свободную скорость коррозии с учетом действия механических напряжений в трубопроводе, а так же качества изоляционного покрытия и агрессивности среды.

Список литературы 1. ГОСТ Р 51164 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от корро зии».

Сведения об авторах Капитальчук Т.Г., ассистент, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:(3452) 20-19-31,e-mail kapitalchuk@mail.ru № 6, 2010 Нефть и газ Бачериков А.С., к.т.н., доцент, кафедра ПЭНХ, Тюменский государственный нефтегазовый уни верситет, тел.:(3452) 20-19- Коваленко В.Н., начальник отдела планирования и контроля производственной деятельности, ООО НИИ ТНН, тел.:8-919-998-95- Kapitalchuk T.G., postgraduate, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452) 20-19-31, Bacherikov A.S., assistant professor, Tyumen State Oil and Gas University, phone: тел.: (3452) 20-19- Kovаlenko V.N., Head of Department for planning and production activity control, Limited liability com pany NII TNP, phone: 8-919-998-95- _ УДК 622.691. О ВОЗМОЖНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ УДАРОВ В МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ М.В. Лурье, О.А. Пятакова (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина) Газопровод, компрессорные станции, волны гидравлического удара Gas pipeline, compressor stations, hydraulics blow waves, equations system About possible occurrence of hydraulic blows in the main gas pipelines of high pressure.

Lurie M.V., Pyatakova O.A.

The paper reviews the gas pipelines transporting natural gas under pressure above 15 MPa, for example gas pipelines laid on the bottom of deep-water seas. The gas transported in such pipe lines has a high density and increased velocity of pressure waves propagation. A combination of these factors causes a risk of occurrence of hydraulic blow waves in a gas pipeline. Fig.2, ref.2.

Поскольку в газопроводах, прокладываемых по дну морей или преодолевающих горные перевалы, установка промежуточных компрессорных станций невозможна, а протяжен ность эксплуатационных участков достигает нескольких сотен километров, то давление в начале участка может составлять 15-25 МПа и оставаться таким на значительном протяже нии линейной части. Как правило, гидравлические удары в газопроводах среднего давления не представляют существенной угрозы трубопроводу, поскольку транспортируемый газ относительно легкий, а скорость звука мала, поэтому амплитуда волн гидравлического уда ра не превышает 0,01-0,05 МПа. Иное дело газопроводы с аномально высоким давлением.

Плотность газа в таких газопроводах может составлять 150-200 кг м3, изменение скорости достигать 10 м с, а скорость волн давления, обычно составляющая 360-400 м с, увеличи ваться до 500-600 м с. Вследствие этих факторов амплитуда волн гидравлического удара может достигать 1,0-1,5 МПа.

Уравнения нестационарного течения газа в газопроводе. Система уравнений, описы вающая нестационарное течение газа в газопроводе имеет вид u 0, t x u (1) 1 u g sin x, u 2 p t x d u 2 u u J qT ug sin x, t 2 x d x, t, p x, t, u x, t где соответственно плотность, давление и скорость газа;

x координата вдоль оси газопровода;

t время. Кроме того, коэффициент гидравли сопротивления;

T внутренняя ческого энергия единицы массы газа;

84 № 6, Нефть и газ J p,T T p энтальпия газа;

qT поток тепла от поверхности газопровода в окружающую среду;

x угол наклона оси газопровода к горизонту;

sin dz dx ;

z x профиль газопровода;

d внутренний диаметр газопровода;

g ускорение силы тяжести. Первое из этих уравнений – это уравнение неразрывности (сохранения массы), второе – уравнение движения газа (баланса импульсов), третье – уравнение энергии.

Анализ этой системы уравнений показывает, что в неизотермическом потоке газа в тру бе существует три системы волн – две быстрые и одна медленная. Быстрые волны имеют скорости u зв, где зв так называемая скорость звука;

медленная волна как бы «вморо жена» в поток – ее скорость равна u. На каждой волне выполняется определенное соотно шение между давлением, температурой и скоростью газа, что служит основой для исполь зования математического метода характеристик при расчете нестационарных течений газа в газопроводе [1,2].

Для дозвуковых течений газа изменения давлений и расходов газа регулируются, глав ным образом, быстрыми волнами. Их скорость определяется скоростью звука зв. В моно графии [1] показано, что для реальных газов эта скорость выражается формулой С p p зв (2), CV T где CV, C p p,T теплоемкости газа при постоянном объеме и давлении соответственно, причем если CV const., то C p зависит от давления и температуры и представляется более сложно, нежели по известной формуле Майера p J (3) Сp CV 2.

T p T p Если уравнение состояния реального газа записать в форме p Z RT, где Z p, T коэффициент сжимаемости газа, зависящий от приведенного давления p p p и приве денной температуры ( T T T, а p, T критические параметры газа), то имеют место следующие соотношения:

p 1 Z Z p RT ;

T p T p T T Z p p RT Z.

p T T T Из последнего равенства находим Z p 1 RT ZRT.

p T T Подставляя сюда RT p Z, получаем p Zp ZRT.

T Z p Z p № 6, 2010 Нефть и газ Таким образом, выражения (2) и (3) для теплоемкости и скорости звука в потоке реаль ного газа в трубопроводе представляются следующими формулами:

Z Z C p CV RT ;

(4) T T Z С p p R Zp зв 1 Z T ZRT (5).

CV T T Z p Z p CV Для совершенного газа Z 1, поэтому данные формулы переходят в хорошо известные С p Cv R ;

( зв )0 RT, где C p CV показатель адиабаты.

выражения:

Однако в случае реального газа оба параметра зависят от давления и температуры, а через коэффициент Z и от его производных по p и T.

Представлены графики зависимости Z p, T от приведенных давления и температуры, причем последняя взята в диапазоне 1,4 T 1,5, включающем температуры 0 100 С, характерные для условий пролегания глубоководных газопроводов (рис.1).

Рис.1. Зависимости коэффициента сжимаемости Z p,T реального газа от приведенных значений давления и температуры Формула (5) показывает, что скорость звука в реальном газе изменяется при изменениях давления и температуры.

Представлены зависимости безразмерной скорости звука k p, T зв зв 0 от приве денного давления p для различных значений приведенной температуры T (рис.2).

В реальном газе зависимость скорости звука от давления носит немонотонный характер 15,0 МПа 0,02 p 3,1 3,2, то с (см. рис. 2). Если давление в газопроводе меньше увеличением давления скорость звука уменьшается примерно на 20% по сравнению со ско ростью звука в совершенном газе;

если же давление превышает 15,0 МПа, то скорость звука начинает возрастать и при давлении 22,0 - 25,0 МПа превышает скорость звука в совершен ном газе на 25%. Несмотря на то, что эта скорость по-прежнему остается меньше скорости звука в жидкости, ее значения становятся соизмеримыми с последней.

86 № 6, Нефть и газ Рис. 2. Зависимости безразмерной скорости звука k p, T зв зв от приведенного давления для различных значений приведенной температуры Гидравлический удар в газопроводе. Под гидравлическим ударом в трубопроводах обычно понимают скачкообразное возрастание давления при торможении потока транспор тируемой среды. Возникший скачок распространяется по трубопроводу с некоторой скоро стью, которая для сжимаемого газа в слабо деформируемом трубопроводе, весьма близка к адиабатической скорости звука зв.

Если отношение скорости газа к местной скорости звука мало (мало число Маха), то на фронте разрыва параметров газового потока выполняется известное соотношение Н.Е. Жу ковского:

p u зв, (6) где символом обозначен «скачок» параметра, заключенного в скобках, то есть разность значений этого параметра за и перед фронтом волны.

Дадим простейшие оценки возможного ударного повышения давления на фронте волны в потоке газа в условиях высоких и сверхвысоких давлений. Взяв, например, p 22 МПа, зв 500 м с, 200 кг м u 10 м с, и получим u зв u зв 0 200 10 500 1,0 Па. Иными словами, скачок давления на фронте волны гидравлического удара составляет 1,0 МПа, то есть больше 10 атм. Этот результат показывает, что при проектировании и эксплуатации газопроводов с высоким давлением следует считаться с возможностью возникновения волн гидравлического удара, способных привести к разрыву трубопровода.

Выводы Скорость звука в потоке реального газа в трубопроводе в зависимости от давления имеет немонотонный характер: сначала при увеличении давления она уменьшается;

при давлениях 13-17 МПа достигает минимума, а затем начинает увеличиваться и может на 15 25% превысить скорость звука в совершенном газе при равной температуре.

Торможение потока сжатого газа, транспортируемого в газопроводе при давлениях выше 15 МПа, приводит к значительному увеличению давления на фронте образующейся волны гидравлического удара. С этим обстоятельством необходимо считаться при проекти ровании запорной арматуры и эксплуатации подобных газопроводов.

Список литературы 1. Лурье М.В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. – М.: Нефть и газ, 2003. – 335 c.

№ 6, 2010 Нефть и газ 2. Лурье М.В., Полянская Л.В. Компьютерный расчет потерь газа при разгерметизации газопрово да// Газовая промышленность.– 2002. – № 11. – С. 42–44.

Сведения об авторах Лурье М.В., д.т.н., профессор кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина тел. (499)233-95-02, e-mail: Lurie254@gubkin.ru Пятакова О.А., аспирантка кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Москва, тел.: (499)233-95- Lurie M.V., PhD, professor of Department «Design and operation of oil and gas pipelines» RSU of Oil and Gas named after I.M. Gubkin, Moscow, phone.: (499) 233-95- Pyatakova O.A., postgraduate student of Department «Design and operation of oil and gas pipelines»

RSU of Oil and Gas named after I.M. Gubkin, Moscow, phone.: (499) 233-95-02), mail: piatakova@list.ru _ Химия и технология переработки нефти и газа УДК 547.9:547.458.88:622.24. ПРИРОДНЫЕ КАРБОКСИЛСОДЕРЖАЩИЕ ПОЛИЭЛЕКТРОЛИТЫ – СТАБИЛИЗАТОРЫ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ Б.Б. Токтосунова (Кыргызский технический университет им. И. Раззакова) Буровой раствор, водоотдача, соотношение компонентов, пектин, вязкость Drilling mud, fluid loss, components ratio, pectin, viscosity Natural carboxyl containing polyelectrolytes as stabilizers of drilling mud filtration proper ties. Toktosunova B.B.

It is demonstrated that the natural carboxyl containing polyelectrolytes can be used as stabi lizers of drilling muds filtration properties. Fig, 2, tables 5, ref. Буровой раствор – неотъемлемый элемент технологии бурения представляет сложную многофазную полидисперсную систему. Он состоит из мелких раздробленных глинистых частиц, определяющих основные физико-химические свойства раствора, химических реа гентов, улучшающих качества буровых растворов и защищающих их от воздействия агрес сивных факторов, утяжелителей для получения раствора необходимой плотности, мелких частиц разбуриваемых пород, перешедших в раствор, воды, содержащей различные ио ны.Одним из важных требований, предъявляемых к буровым растворам, является изолиро вание пласта, вскрываемого долотом, путм образования тонкой малопроницаемой филь трационной корки.Для регулирования структурно-механических и фильтрационных свойств буровых растворов широко применяются различные стабилизирующие реагенты синтетиче ского и природного происхождения. Многочисленные исследования показывают, что наиболее эффективными являются органические полимерные реагенты [1, 2].

Однако некоторые полимеры природного происхождения, добавленные к буровому рас твору, подвержены ферментативному разложению многими микроорганизмами (дрожже выми грибками, плесенью, бактериями) [1];

некоторые из них неустойчивы к более высокой температуре [3];

для некоторых необходимо создать определенное значение рН и т.д. [4, 5, 6]. Критический анализ литературных данных по использованию различных синтетических и природных соединений в качестве стабилизаторов буровых растворов показал, что, к со жалению, нет пока веществ, которые бы обладали одновременно комплексом свойств, не обходимых для их использования в промышленности. Такие стабилизаторы должны обла дать хорошими антибактерицидными, фильтрационными свойствами, являться хорошими стабилизаторами агрегативно-кинетической устойчивости буровых растворов.

88 № 6, Нефть и газ При приготовлении суспензии нами использованы глины, которые по результатам ис следований минералогического состава и структурно-механических свойств имеют химиче ский состав, представленный в табл.1 [7].

Таблица Химический состав глин (усредненный), % ППП SiO2 AL2O3 Fe2O3 CaO MgO 43,64 35,30 13,77 0,74 0,28 5, Пектиновые вещества по молекулярной структуре, биологическим свойствам, раство римости, по нашему мнению, могли бы заменить различные дорогостоящие синтетические и природные стабилизирующие реагенты.

Для изучения этих возможностей проведены исследования по изучению трхкомпо нентных систем (вода – глина – пектин) в различных соотношениях компонентов и различ ных условиях, то есть исследовались суспензии глин в воде в присутствии яблочного, свек ловичного, цитрусового пектинов и пектина из боярышника, которые имели следующие физико-химические показатели (табл.2).

Таблица Физико-химические характеристики различных образцов пектина Образец Содержание, % пектина Количество Количество Полиуронид –СООН гр –ОСН3 гр (П) Яблочный 4,89 9,80 51, Свекловичный 11,84 6,10 80, Цитрусовый 4,40 11,78 67, Боярышника 8,67 5,43 54, Рис. 1. График зависимости вязкости ( ) раствора от количества пектина из боярышника (при 6 % глины) Для стабилизации бурового раствора сначала использован пектин из боярышника и установлено оптимальное соотношение компонентов вода : глина : пектин. При этом видно из табл.3 и рис.1, 2, что с увеличением количества глины и пектина увеличивается вязкость раствора и максимальное ее значение достигается при соотношении вода : глина : пектин соответственно 100 : 6 : 3 за 240 с.

№ 6, 2010 Нефть и газ Таблица Результаты стабилизации суспензии глин пектином из боярышника Водо- Стат.

Водо- Плот- Толщина Вязкость Соотношение родный напр.

отдача ность глинистой компонентов показа- сдвига ( ) (В) корки (d) тель (СНС) 1/ см3/за Вода, Глина, - сек г/см Пектин,г рН мм г г 30мин мгс/см 100 6 0,3 26,8 15,0 1,030 05/10 1, 100 6 0,5 12,0 16,5 1,030 10/15 1, 100 6 0,8 09,0 16,0 1,045 15/20 2, 100 6 1,0 05,5 16,0 1,045 8,3 20/26 1, 100 6 1,3 05,8 16,0 1,045 25/38 1, 100 6 1,5 05,8 16,5 1,045 37/40 100 6 1,8 05,3 17,5 1.050 39/43 2, 100 6 2,0 05,0 18,2 1,052 44/48 1, 100 6 2,3 05,8 26,0 1,052 49/52 1, 100 6 2,5 06,0 32,0 1,058 - 1, 240сек 100 6 2,8 06,0 1,050 - 1,2* 240сек 100 6 3,0 06,0 1,050 - 1,5* *Образуется плотная студенистая масса.

При минимальных количествах пектина (0,3;

0,5;

0,8 г) в смеси с течением времени (24 ч) в растворе наблюдается расслоение жидкости, которое не желательно для буровых растворов. При содержании в смеси пектина (1,0;

1,3;

1,5;

1,8;

2,0 г) такое расслоение жид кости не наблюдается, а вязкость, необходимая для буровых растворов, удовлетворительна.

Однако минимальное количество водоотдачи достигается при соотношении компонентов 100 : 6 : 1. С увеличением количества пектина до 2,3;

2,5;

2,8;

3,0 г вязкость раствора резко возрастает и выходит за пределы оптимального значения для буровых растворов.

Таким образом, оптимальным соотношением компонентов вода : глина : пектин являет ся 100 : 6 : 1, при котором можно получить буровой раствор с минимальной водоотдачей 5,5 см3/за 30 мин (см. рис.1, 2), вязкостью =16 с;

плотностью =1,045 г/см 3 при рН 8,3;

СНС = 20/26 мгс/см2.При таком соотношении раствор однороден, кинетически и агрегативно устойчив, стабильно сохраняется в течение 5 и более суток.

Рис.2. График зависимости водоотдачи от количества пектина из боярышника (6% глины ) 90 № 6, Нефть и газ Это соотношение взято за стандарт, по которому произведена сравнительная оценка смесей с другими образцами пектина (табл. 4).

Результаты сравнительной оценки табл.4 показывают, что взятое за основу оптимальное соотношение компонентов 100:6:1 – вода :глина: пектин (со свекловичным, цитрусовым и яблочными пектинами), также приводит и с пектином из боярышника к уменьшению водо отдачи, но к увеличению количества вязкости и толщины глинистой корки, которые могут вызвать в последствии серьзные осложнения при проведении бурильных работ.

В процессе обработки глинистым раствором стенок скважины, дисперсная фаза обога щается частицами породы, а дисперсионная среда – минерализованными водами, встречае мыми в разрезе при бурении скважины.

Таблица Результаты стабилизации суспензии глин в присутствии свекловичного (СП), цитрусового (ЦП), яблочного (ЯП) пектинов Параметры бурового раствора реагентами сдвига (СНС) Водородный Статическое напряжение Водоотдача показатель Плотность глинистой Толшина Вязкость Соотношение корки компонентов см3/за г/см Вода, Глина, ПВ -с рН 1/10 мм мгс/см мл г г 30 мин Суспензия глин со СП 100 6 1 11.0 12,0 1,000 8,62 06/10 1, Суспензия глин с ЦП 100 6 1 3,83 16,5 1,050 8,13 20/26 1, Суспензия глин с ЯП 100 6 1 3,78 16,8 1,050 9,20 22/28 1, Суспензия глин с пектином из боярышника 100 6 1 05,5 16,0 1,045 8,3 20/26 1, Дальнейшее исследование проводилось с минерализованной водой (табл.5), где в каче стве солеобразующего компонента использована техническая сода ( Na2CO3).

При оптимальном соотношении компонентов 100 : 6 : 1 водоотдача увеличилась почти в пять раз с 5,5 до 26,6 см3/ за 30 мин, а также уменьшилось значение СНС, которое должно быть в пределах 15 – 20 мгс/ см2 (см. табл.5). Эти показатели не мешают применению пек тиновых веществ в качестве стабилизирующего реагента буровых растворов, так как водо отдача завышена на несколько единиц от предельного значения 10-25 см3/за 30 мин;

с дру гой стороны, они могут быть применены в таких местностях, где количество водораствори мых компонентов пласта незначительно.

Результаты экспериментов по изучению возможностей стабилизации буровых растворов пектиновыми веществами из различных источников их получения показал, что пектины из плодов боярышника обладают некоторым преимуществом по сравнению со свекловичным, яблочным и цитрусовым пектинами. Это можно объяснить различием их структур, моляр ной массой (ММ), различием в их структурах количественных соотношений СООН – и СООСН3 – групп и рН средой.

№ 6, 2010 Нефть и газ Таблица Результаты стабилизации буровых растворов в присутствии пектина из боярышника в минерализованной воде Состав Параметры Вода, Глина, Пектин из Сода, Водоотдача рН СНС 1/10, см3/за мл г боярышника, г г 30 мин мгс/ см 100 6 0,3 12,6 89,0 9 1,44/1, 100 6 0,5 12,6 43,2 9 1,56/2, 100 6 0,8 12,6 36,5 9 1,6/2, 100 6 1,0 12,6 26,6 9 1,92/2, Выводы Стабилизация свойств буровых растворов происходит со всеми видами пектиновых веществ, особенно с пектином из плодов боярышника, что, возможно, происходит по двум причинам:

пектины, обладая кислотными свойствами за счт СООН групп, взаимодействуют с некоторыми основными оксидами, входящими в состав глин (см. табл.1), образуя поверх ностно – активные полимерные вещества, улучшающие свойства буровых растворов;

пектины за счт СООН – и ОН – групп образуют большое количество водородных связей с оксидными компонентами глин, изменяя физико-химические характеристики буро вых растворов.

Список литературы 1. Грей Дж.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов. - М.: Недра, 1985. - 509 с.

2. Смолянинов В.Г., Иозов Ф.И. Новые многофункциональные реагенты, регулирующие свойства тампонажных и буровых растворов. – М., ВНИИОЭНГ, 1976. - 5с.

3. Баранов В.С., Букс З.П. Химическая обработка глинистых растворов при бурении нефтяных скважин. – М., Гостоптехиздат. -1955.

4. Роговин З.А. Химические превращения и модификации целлюлозы. - М.:Химия, 1979. -205 с.

5. Усманов Х.У., Садовников В.И., Ким И.Н. Использование цианэтилированной целлюлозы в электротехнической промышленности // В.Сб."Структура и модификация хлопковой целлюлозы".– Ташкент: Фан, 1969, - вып.4. - С.222 231.

6. Ким И.Н. Синтез, свойства и некоторые пути использования высокозамещенного цианэтилового эфира целлюлозы. Автореф.канд.дисс.-Ташкент,1970.- 23с.

7. Калчаева Б.Ш.,Кочкорова З.Б., Токтосунова Б.Б., Сулайманкулов К.С. Физико-химические свой ства глины Жазкечууского месторождения. /Изв.НАН. КР.-Бишкек.-2007.-№2.-С.117.

Сведения об авторе Токтосунова Б.Б., к. х. н., доцент, заведующая кафедрой «Химия и химическая технология», Ин ститут горного дела и горных технологий им. академика У. Асаналиева, Кыргызский технический университет им. И. Раззакова Toktosunova B.B., Candidate of Sciences in Chemistry, assistant professor, Head of Department «Chem istry and chemical technology», Mining Institute named after the academician U.Asanaliev, Kyrgyz State Technical University named after I.Razzakov, phone.: 0312 61-31-62, е -mail: b.badirova @gmail.com _ 92 № 6, Нефть и газ УДК 665.666. ВЛИЯНИЕ НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ НА РАСПРЕДЕЛЕНИЕ И СОСТАВ АЗОТИСТЫХ СОЕДИНЕНИЙ В ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЯХ Н.Н. Герасимова, Е.Ю. Коваленко, Т.А. Сагаченко (Институт химии нефти Сибирского отделения РАН, г.Томск ) Жидкие углеводороды, Усинское месторождение, состав тяжелых нефтей, азотистые соединения Liquid hydrocarbons, usinks field, heavy oil composition, nitrogenous compounds Effect of oil-displacing systems on the distribution and composition of nitrogenous com pounds in heavy oils. Gerasimova N.N., Kovalenko E.Yu., Sagachenko T.A.

The distribution, composition and structure of low molecular nitrogenous compounds in Usinks field crude oils produced with and without using the oil displacing formulations were stud ied. It was found that the use of formulations did not affect a total content of low molecular nitrog enous compounds in the produced oils but lead to a decrease of a relative quantity of high aro matic strong bases and an increase of weak base components fraction among which a concentra tion of acids and ethers grows. It was also revealed that the molecular content of high aromatic strong bases did not change either. Fig. 2, tables 5, ref. В настоящее время добычу жидких углеводородов связывают с освоением трудноизвле каемых запасов, в структуру которых входят высоковязкие высокосмолистые нефти. К наиболее крупным скоплениям тяжелых нефтей относится пермо-карбоновая залежь Усин ского месторождения (республика Коми). Одним из перспективных направлений радикаль ного повышения нефтеотдачи таких отложений может быть сочетание паротепловых и фи зико-химических методов воздействия на пласт. В связи с этим актуальным становится изу чение влияния композиций различного действия на состав добываемых тяжелых нефтей.

В статье приведены данные о распределении, составе и строении низкомолекулярных азотистых соединений (АС) усинских нефтей, добытых без применения и с применением нефтевытесняющих композиций (НЕТРОЛЬНАЯ, НИНКА), разработанных в ИХН СО РАН [1]. Указанные композиции являются частью комплексных технологий, которые в настоя щее время проходят опытно-промышленные испытания на Усинском месторождении.

Обсуждаемые в работе результаты получены с использованием методических и анали тических приемов, описание которых приведено в ранее опубликованных статьях, посвя щенных характеристике тяжелых усинских нефтей [2, 3].

Как следует из данных таблицы 1, исследуемые нефти почти не различаются по содер жанию общего азота (Nобщ.). В составе АС всех образцов присутствуют основные (Nосн), слабоосновные (Nсл.осн) и нейтральные (Nнейтр) вещества. Последние преобладают. Осо бенностью усинских нефтей является достаточно высокая концентрация сильных основа ний, но сравнительно малое содержание слабоосновных соединений.

Таблица Распределение азота в нефтях Усинского месторождения Содержание, % мас.

Композиция Nобщ Nосн Nсл.осн Nнейтр Без применения 0,62 0,19 0,05 0, НЕТРОЛЬНАЯ 0,61 0,15 0,06 0, НИНКА 0,59 0,17 0,04 0, Общее количество низкомолекулярных АС, выделенных методом кислотной экстракции (К), составляет в исследованных нефтях 0,56-0,69 % мас. (табл. 2). По данным функцио нального анализа они представлены сильно- и слабоосновными компонентами. Сильные основания (Кэ + Ко11 + Ко2) составляют большую часть выделяемых АС (0,41 – 0,56 % мас.). Особенностью нефтей, добываемых с применением нефтевытесняющих композиций, является более низкое содержание высокоароматичных сильных оснований Кэ (в среднем 0,19 против 0,27 % мас.) и большее содержание (в среднем 0,20 против 0,12 % мас.) слабо № 6, 2010 Нефть и газ основных компонентов (Ко12 + Ко13). Выявленные различия в распределении оснований могут быть связаны с механизмом действия применяемых композиций. Они работают на доотмыв пласта, что подразумевает вовлечение в разработку остаточной нефти, в которой понижена доля наиболее ароматичных сильных оснований и повышена доля слабоосновных компонентов [4].

По данным качественной ИК-спектроскопии сильные основания исследованных нефтей представлены пиридиновыми соединениями (дуплет полос поглощения в области 1600 1500 см–1). В колебательных спектрах фракций слабых оснований проявляются полосы по глощения карбонильной группы амидов (1688 и 1650 см–1). Кроме того, в ИК-спектрах фракций сильных и слабых оснований обнаружены полосы поглощения карбонильной группы сложных эфиров (1734 см–1), а также гидроксильного (3211-3203 см–1) и карбониль ного (1722 см–1) фрагментов карбоксильной группы, которые могут входить в структуру ароматических гетероциклических азотсодержащих соединений.

Таблица Распределение низкомолекулярных азоторганических оснований в нефтях Усинского месторождения, добываемых без применения и с применением композиций Композиция Показатель, Продукт % мас. Без применения НЕТРОЛЬНАЯ НИНКА Выход 0,69 0,69 0, К Nосн 1,69 1,52 2, Nсл.осн 0,57 0,89 0, Выход 0,27 0,20 0, Кэ Nосн 2,56 2,08 3, Выход 0,42 0,49 0, Ко Nосн 1,13 1,31 1, Nсл.осн 0,94 1,25 0, Выход 0,19 0,40 0, Ко1 Nосн 0,74 1,01 1, Nсл.осн 2,07 1,54 1, Выход 0,09 0,14 0, Ко Nосн 1,64 2,87 4, Выход. 0,08 0,17 0, Ко Nсл.осн 3,20 2,44 2, Выход 0,04 0,09 0, Ко Nсл.осн 3.36 2,20 2, Выход 0,20 0,09 0, Ко Nосн 1,58 2,64 1, Присутствие азотсодержщих кислот и эфиров в составе и сильных и слабых оснований определяется положением функциональной группы относительно атома азота в пиридино вом цикле [5].

В соответствии с данными масс-спектрометрии, среди сильных оснований исследуемых нефтей присутствуют соединения с эмпирическими формулами CnH2n-zN, CnH2n-zNS, CnH2n-zNO2, где z – степень водородной ненасыщенности (табл. 3). Их можно отнести к изо барно-гомологическим сериям алкил-, нафтено- и бензопроизводных хинолина, азапирена, тиофенохинолина, хинолинкарбоновой кислоты и соответствующих эфиров.

Во всех случаях основную долю (45,7–46,7 % отн.) идентифицированных соединений составляют азаарены (CnH2n-zN), среди которых доминируют бензо- и дибензохинолины. На соединения с общей формулой CnH2n-zNO2 приходится 28,6–30,8 % от суммы идентифици рованных сильных оснований. Большая их часть представлена кислотами, которые содер жатся в сопоставимых количествах. Обнаруженные в составе азоткислородсодержащих оснований эфиры имеют распределение, сходное с соответствующими кислотами. В рас 94 № 6, Нефть и газ пределении оснований с общей формулой CnH2n-zNS в нефти, добытой без применения ком позиций, отмечено повышенное относительное содержание бензотиофенохинолинов, в нефтях, добытых с применением композиций – бензо- и дибензотиофенохинолинов.

Таблица Структурно-групповой состав сильных оснований нефтей Усинского месторожде ния, добываемых без применения и с применением композиций Содержание, % отн.

Композиция Соединение z Без примене НЕТРОЛЬНАЯ НИНКА ния CNH2N-ZN 11-41 45,7 46,0 46, Хинолины 11-19 5,9 8,0 7, Бензохинолины 17-23 10,4 8,3 8, Дибензохинолины 23-29 9,9 8,9 8, Трибензохинолины 29-35 4,8 5,6 6, Азапирены 21-27 5,2 6,5 7, Бензоазапирены 27-33 2,9 6,2 5, Более конденсированные 35-41 6,6 2,5 2, структуры CnH2n-zNS 15-37 23,5 23,5 24, Тиофенохинолины 15-21 6,8 6,6 6, Бензотиофенохинолины 21-27 7,9 6,9 7, Дибензотиофенохинолины 27-33 6,2 7,3 7, Трибензотиофенохинолины 33-37 2,6 2,7 2, CnH2n-zNO2 (кислоты) 13-31 17,6 17,4 15, Хинолинкарбоновые 13-19 5,4 5,6 5, Бензохинолинкарбоновые 19-25 6,3 5,8 5, Дибензохинолинкарбоновые 25-31 5,9 6,0 5, CnH2n-zNO2 (эфиры кислот) 15-31 13,2 13,1 12, Хинолинкарбоновых 15-19 4,4 4,3 3, Бензохинолинкарбоновых 19-25 4,9 5,2 5, Дибензохинолинкарбоновых 25-31 3,9 3,6 4, Слабые основания исследуемых нефтей представлены соединениями с эмпирическими формулами СnH2n-zNO, CnH2n-zNS и CnH2n-zNO2 (таблица 4). Среди них установлены алкил-, нафтено- и бензопроизводные бензохинолона, его гидрированного аналога – лактама, бен зотиахинолона, хинолинкарбоновой кислоты и соответствующих эфиров.

По распределению идентифицированных слабых оснований исследуемые нефти разли чаются (табл. 4). В нефти, добытой без применения композиций, преобладают производные ароматических циклических амидов и их аналогов – лактамов (54,6 % отн.). Большую часть слабых оснований в нефтях, добытых с применением композиций, составляют соединения ряда кислот и эфиров (в среднем 50,1 против 24,3 % отн.) Кроме того, в этих нефтях доста точно высоко содержание СnH2n-zNO соединений (в среднем 41,7 % отн.) и существенно ниже содержание соединений ряда бензотиахинолона (в среднем 7,8 против 21,2 % отн.).

Основную массу амидов нефти, добытой без применения композиций, составляют ди бензо- и трибензохинолоны, а нефтей, добытых с применением композиций, - дибензохино лоны. Максимумы распределения лактамов во всех нефтях приходятся на структуры с z= и 27. Среди серосодержащих слабых оснований во всех случаях доминируют дибензотиа хинолоны. В составе слабоосновных кислот и эфиров преобладают соединения, содержа щие в структуре бензохинолиновое ядро.

Во всех нефтяных образцах молекулы сильноосновных АС в максимумах распределения содержат от 3 до 12 атомов углерода. Преобладающие типы слабых оснований по числу атомов углерода в алифатическом замещении незначительно различаются. В нефти, добы ваемой без применения композиций, максимумы в их распределении приходятся на струк № 6, 2010 Нефть и газ туры, содержащие 6 - 12 алкильных атомов углерода. В нефтях, добываемых с применением композиций – на структуры, содержащие в парафиновых фрагментах от 5 до 15 углеродных атомов.

Таблица Структурно-групповой состав слабых оснований нефтей Усинского месторождения, добываемых без применения и с применением композиций Содержание, % отн.

Композиция Соединение z Без приме НЕТРОЛЬНАЯ НИНКА нения CnH2n-zNО 21-33 54,6 41,7 41, Бензохинолоны 21 6,7 8,8 8, Дибензохинолоны 23-27 10,6 14,0 16, Трибензохинолоны 29-33 12,0 6,1 3, Лактамы 21-33 25,3 12,9 12, – 21 1,5 - – 23 4,5 4,9 3, – 25 3,9 0,6 2, – 27 8,1 6,1 3, – 29 2,2 0,6 2, – 31 2,6 0,6 1, – 33 2,5 - CnH2n-zNS 19-29 21,2 9,8 5, Бензотиахинолоны 19-21 6,2 3,9 1, Дибензотиахинолоны 23-27 11,1 4,4 3, Трибензотиахинолоны 29 3,9 2,5 0, CnH2n-zNO2 (кислоты) 17-31 14,0 28,5 28, Хинолинкарбоновые 17 - 11,7 7, Бензохинолинкарбоновые 19-25 7,0 12,9 16, Дибензохинолинкарбоновые 25-29 3,6 4,0 4, Трибензохинолинкарбоновые 31 3,4 - CnH2n-zNO2 (эфиры кислот) 17-31 10,3 19,0 24, Хинолинкарбоновых 17 - 6,6 6, Бензохинолинкарбоновых 19-25 6,3 11,2 15, Дибензохинолинкарбоновых 25-29 3,5 1,2 2, Трибензохинолинкарбоновых 31 0,5 - С привлечением метода хромато-масс-спектромтрии [6] изучены структурные особен ности алкилзамещенных бензохинолинов и бензотиофенохинолинов, входящих в состав сильных оснований концентратов Кэ. Такие высокоароматичные основания наиболее ак тивно сорбируются на поверхности катализаторов, поэтому их присутствие в углеводород ном сырье в большей степени осложняет протекание процессов каталитической переработ ки дистиллятных фракций [7]. Кроме того, обладая высокой термодинамической устойчи востью, эти соединения сохраняются в продуктах гидрооблагораживания нефтяных дистил лятов и оказывают негативное воздействие на окружающую среду, здоровье человека при сгорании топливных материалов [7]. Алкилбензохинолины и алкилбензотиофенохинолины всех нефтей представлены гомологами С1 – С8. Максимумы в распределении азааренов и гибридных оснований приходятся на С3-С4 бензохинолины и бензотиофенохинолины соот ветственно (табл. 5).

96 № 6, Нефть и газ Таблица Распределение алкилзамещенных сильных оснований в нефтях Усинского месторождения, добываемых без применения и с применением композиций Содержание относительно соответствующих типов соединений, % отн.

Эмпириче Молеку Соединение ская лярная Композиция формула масса Без примене НЕТРОЛЬНАЯ НИНКА ния Алкилбензохинолины (БХ) 100,0 100,0 100, С1 БХ C14H11N 193 0,6 0,1 0, С2 БХ C15H13N 207 6,0 24,3 22, С3 БХ C16H15N 221 29,0 32,7 27, С4 БХ C17H17N 235 28,2 15,5 26, С5 БХ C18H19N 249 21,5 9,9 14, С6 БХ C19H21N 263 7,8 8,6 5, С7 БХ C20H23N 277 6,2 5,7 1, С8 БХ C21H25N 291 0,7 3,2 1, Алкилбензотиофенохинолины (БТХ) 100,0 100,0 100, С1 БТХ C15H9NS 249 1,1 1,0 5, С2 БТХ C16H11NS 263 8,9 7,2 19, С3 БТХ C17H13NS 277 33,2 20,8 31, С4 БТХ C18H15NS 291 34,2 40,4 29, С5БТХ C19H17NS 305 17,6 17,9 11, С6 БТХ C20H19NS 319 4,5 7,6 2, С7 БТХ C21H21NS 333 0,5 3,3 С8 БТХ C22H23NS 347 - 1,8 Во всех исследованных нефтях одноименные типы оснований имеют сходный изомер ный состав, о чем свидетельствует отсутствие различий в их масс-фрагментограммах. В качестве примера приведены масс-фрагментограммы преобладающих гомологов для нефти, добытой с применением композиции НИНКА (рис.1,2).

Рис. 1. Масс-фрагментограмма С3-бензохинолиннов по иону 221 (пики 1 – 11) По характеру фрагментации трициклических азааренов [8] можно сделать вывод, что в составе С1 - С3-бензохинолинов всех исследованных образцов присутствуют структуры только с метильными заместителями. Сравнение с литературными данными позволило идентифицировать в составе таких алкилбензохинолинов: 2-метилбензо(h)хинолин, 2,3 диметилбензо(h)хинолин, 2,4-диметилбензо(h)хинолин и 2,4,6-триметилбензо(h)хинолин № 6, 2010 Нефть и газ [6]. Структуру и положение заместителей для С4 – С8 бензохинолинов и С1 – С8 бензо тиофенохинолинов из масс-спектров установить не удалось.

Рис. 2. Масс-фрагментограмма С4-бензотиофенохинолинов по иону 291 (пики 1 – 12) Из анализа полученных данных следует, что применение композиций не влияет на общее содержание АС и распределение их отдельных типов в добываемых нефтях;

на общее со держание низкомолекулярных АС, но приводит к уменьшению в их составе относительного количества высокоароматичных сильных оснований и увеличению доли слабоосновных компонентов, среди которых возрастает концентрация кислот и эфиров. Не оказывает суще ственного влияния на молекулярный состав высокоароматичных сильных оснований.

Список литературы 1. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Чертенков М.В., Бураков А.Ю. Возможности увеличения неф теотдачи залежи высоковязких нефтей сочетанием паротеплового и физико-химического воздействий.

// Материалы IV-й Всероссийской научно-практической конференции «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа». – Томск. 2007. – С. 8 – 14.

2. Герасимова Н.Н., Коваленко Е.Ю., Сагаченко Т.А. Характеристика азоторганических соедине ний тяжелых нефтей Усинского месторождения // Известия вузов. Нефть и газ. №5. 2009. – С.93-97.

3. Герасимова Н.Н., Коваленко Е.Ю., Сагаченко Т.А. Влияние тепловых методов добычи на со став азотистых соединений усинских нефтей. // Известия вузов. Нефть и газ. №2. 2010. – С.107-111.

4. Коваленко Е.Ю., Герасимова Н.Н., Лукьянов В.И., Сагаченко Т.А. Азотсодержащие основания остаточных нефтей. // Известия вузов. Нефть и газ. №6. 1999. – С.86-93.

5. Jewell D.M. The role of nonhydrocarbons in the analisis virgin and biodegraded petroleum // Petrole um in the marine environment. Adv. in Chem. N.Y. Ser. 185. 1980. –– P. 219–232.

6. Ignatiadis I., Schmitter J.M., Arpino P.J. Seperation et identification par chromatographie en phase gazeuse et chromatographie en phase gazeuse-spectrometrie de masse de composes azotes une huile lourde desasphaltee // Journal of Chromatography. V. 324. № 1. 1985. – P. 87–111.

7. Багрий Е.И., Нехаев А.И. Нефтехимия и защита окружающей среды. // Нефтехимия. №2. Т.39.

1999. - С. 83– 97.

8. Schmitter J.M., Colin H., Excoffler J.-L., Arpino P.J. end Gulochon G. Identification of Triaromatic Nitrogen Bases in Crude Oils. // Anal. Chem. 54. 1982. - P.769-772.

Сведения об авторах Герасимова Н.Н., к. х. н., ст. научный сотрудник, Институт химии нефти СО РАН, г. Томск, тел.: (382-2) 49-21- Коваленко Е.Ю., к. х. н., научный сотрудник, Институт химии нефти СО РАН, г. Томск, тел.:

(382-2) 49-21- Сагаченко Т.А., д. х. н., вед.научный сотрудник, Институт химии нефти СО РАН, г. Томск Gerasimova N.N., Candidate of Chemical Sciences, Institute of Petroleum Chemistry, SB of RAS, Tomsk, phone: +7 (3822) 49-21- Kovalenko Yu.A., Candidate of Science, scientific worker, Institute of Petroleum Chemistry, SB of RAS, Tomsk, phone: +7 (382-2) 49-21- Sagachenko T.A., Doctor of Chemistry, leading scientific worker, Institute of Petroleum Chemistry, SB of RAS, Tomsk, phone: +7(3822) 49-21- 98 № 6, Нефть и газ УДК 543.55: 543. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИОДА В ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ ВОДАХ МЕТОДОМ КВАДРАТНО-ВОЛНОВОЙ ВОЛЬТАМПЕРОМЕТРИИ Ю.Н. Жихарев, В.П. Ганяев, Е.А. Шаповалова, Т.И. Латышева (Тюменский государственный нефтегазовый университет) Геотермальная вода, иодид-ион, метод квадратно-волновой вольтамперометрии Geothermal water, iodide ion, square-wave voltammetry method Determination of iodine in geothermal waters by square-wave voltammetry. Zhikharev Y.N., Ganyaev V.P., Shapovalova E.A., Latysheva T.I.

A study was performed for determination of the content of iodine in the form of iodide ion in geothermal water in Yalutorovsk district of the Tyumen region by square-wave voltammetry. It was shown that a definable concentration of iodide ions is in the range of 10 mg/l, which corre sponds to a quantitative determination of iodine content by other methods. The determination of iodine is not impeded by the presence of other ions, which content is much greater. Fig. 2, tables 2, ref. 11.

Иод часто встречается в минеральных водах, пластовых водах нефтедобычи и газодо бычи. Концентрация может колебаться в широком интервале, в зависимости от района и глубины залегания вод. В настоящее время иод является дефицитным элементом. Его из влечение из геотермальных и сопутствующих нефте- и газодобычи вод вполне актуально, в том числе с точки зрения экологии. Для определения иода в объектах окружающей среды необходимы надежные методы. К ним относятся электрохимические методы: амальгамная полярография с накоплением (АПН), пленочная полярография с накоплением (ППН), ин версионная вольтамперометрия (ИВА), и ее модификации, в частности, переменнотоковая квадратно – волновая инверсионная вольтамперометрия.

Определением галогенидов в объектах окружающей среды занимались многие авторы.

Их определяли с помощью классической полярографии [1], методом инверсионной вольт амперометрии на стационарном капельном, пленочном, пастовом электродах [2-10]. Каж дый из названных методов обладает положительными и отрицательными свойствами. Для анализа высокоминерализованной воды нами использовался метод переменнотоковой квад ратно-волновой инверсионной вольтамперометрии. Главными его свойствами являются:

чувствительность, экспрессность, величина пробы, которая берется для анализа, надеж ность, экологичность.

Объектом нашего исследования служила геотермальная минеральная вода, которая по ступает из скважины глубиной 1378м №10п санатория – профилактория «Сосновый бор»

ТюмГНГУ Ялуторовского района Тюменской области.

По химическому составу исследуемая вода представляет высокоминерализованную (М 14,7 г/дм3) воду хлоридного натриевого состава (Cl- 95, Na+ + K+ 85 экв.%), с нейтральной реакцией среды (рН 6,9). Вода содержит в кондиционных количествах бром (Br- 42 мг/дм3), йод (J- 10 мг/дм3).

Метод определения основан на осаждении иодид-иона на поверхности ртутной пленки в виде труднорастворимой соли. При потенциале, близком к потенциалу ионизации ртути (+10мВ относительно хлор-серебряного электрода) происходит накопление труднораство римой соли ртути по реакциям:

2Hg 0 2e Hg (1) Hg 2 2I Hg 2 I (2) 2Hg 2I 2е Hg 2 I 2, (3) где 1) процесс ионизации ртути;

2) процесс образования труднорастворимого осадка;

3) суммарный процесс.

№ 6, 2010 Нефть и газ В результате протекания этих электрохимических процессов при постоянном потенци але на поверхности ртутной пленки накапливается осадок иодида ртути. Количество осадка пропорционально количеству осажденного иодида и ионизированной ртути. При катодной развертке потенциала в режиме переменнотоковой квадратно - волновой вольтамперомет рии протекают процессы в обратной последовательности и в обратном направлении:

Hg 2 I 2 Hg 2 2I (4) Hg 2 2e 2Hg (5) Hg 2 I 2 2е 2Hg 2I (6) Протекание последней электрохимической реакции (рис.1) регистрируется в виде воль тамперной кривой, проходящей через максимум (ток пика). Величина потенциала тока пика является качественной характеристикой элемента, величина тока пика является количе ственной характеристикой (сколько данного элемента находится в исследуемом растворе).

Количественной характеристикой определяемого элемента может служить площадь под пиком. Физический смысл площади под пиком - это количество кулонов электричества изучаемого электрохимического процесса, который протекает на границе электрод – рас твор. В нашем случае – это кулоны, которые расходуются при восстановлении ионов ртути распавшегося труднорастворимого осадка в результате катодной составляющей поляриза ции рабочего электрода в режиме квадратно – волновой вольтамперометии. Количество электричества, расходуемое на восстановление ионов ртути, пропорционально количеству иода, пошедшего на образование труднорастворимого осадка.

Рис.1.

Вид аналитического сигнала (пика):

1-фон;

2-ток пика В определенном интервале концентраций зависимость ток пика – концентрация (I – C) или количество кулонов – концентрация (Q – C) является линейной. Поэтому, имея градуи ровочные графики, построенные с помощью стандартных растворов, I – C или Q – C мож но легко определить неизвестную концентрацию. Ее можно определить методом добавок. В этом случае пик неизвестной концентрации сравнивается с пиком известной концентрации.

Из пропорции находится искомая концентрация. В нашем случае в программе определения неизвестной концентрации заложен последний метод. Таким образом, при определении концентрации того или иного объекта используемым методом, должно выполняться усло вие линейной зависимости I – C или Q – C. Используемый метод определения иодид – ионов обладает высокой экспрессностью и достаточно высокой точностью при определе нии низких концентраций, что позволяет определять элементы из малых объемов проб.

Работа по определению иодид – иона в геотермальной воде выполнялась на полярогра фе АВС – 1.1 [11]. Использовалась стандартная ячейка, состоящая из рабочего углеситалло 100 № 6, Нефть и газ вого электрода, стеклографитового стаканчика, который одновременно выполняет роль вспомогательного электрода, электрода сравнения ЭВЛ – 1М4, газопроводящей стеклянной трубки и раствора индифферентного электролита. Для удаления растворенного в растворе кислорода использовался азот марки «осч».

Последовательность выполнения измерений.

Для количественного определения иодид – ионов проводится ряд подготовительных операций:

1) готовят стандартные и рабочие растворы: иодида калия;

раствор азотной кислоты с концентрацией 1М;

насыщенный раствор хлористого калия;

раствор азотно-кислой ртути 0,01М;

концентрированный фоновый электролит;

раствор аскорбиновой кислоты 1М. Все растворы готовят на бидистиллированной воде;

2) готовятся электроды: рабочий углеситалловый электрод, поверхность которого шли фуется высокодисперсным порошком оксида хрома, осаждается ртутная пленка;

хлорсереб ряный электрод сравнения, который заполняется насыщенным раствором хлорида калия;

3) собирается электрохимическая ячейка на встроенном в полярограф АВС – 1.1 датчике «Модуль ЕМ - 04».


Количественное определение иодид – ионов.

Проведение измерений и обработка результатов по определению иодид-ионов выполня ется в программе «AVS2» на ПК.

Для получения микротонкого слоя ртути на рабочем электроде в стеклоуглеродный ста кан электрохимической ячейки вносят 5 мл концентрированного фонового электролита, 20 мл бидистиллированной воды, с помощью фторопластовой гайки закрепляют ячейку.

Вводят в ячейку хлорсеребряный электрод сравнения, трубочку для подвода инертного газа (азота) высокой степени чистоты для удаления растворенного кислорода в течение 5 минут.

Затем подают на электрохимическую систему отрицательный потенциал – 600 мВ в те чение 5 минут, после чего удаляют стеклоуглеродный стаканчик, содержащий раствор азот нокислой ртути. Так заканчивается формирование пленки ртути на углеситалловом элек троде.

После получения пленки проводят очистку рабочего раствора и электрода. Для этого в другой стеклоуглеродный стаканчик помещают 1мл разбавленного в 10 раз 1М раствора азотной кислоты (фоновый раствор), 2 мл аскорбиновой кислоты, доводя до 25 мл биди стиллированной водой. Присоединяют стакан с помощью фторопластовой гайки к системе, вводят трубочку, подводящую инертный газ и продувают раствор в течение 3 минут. В токе азота проводят электроочистку при минус 1200 мВ в течение 10 с и последующей выдержке при 0,0 мВ в течение 10 с по программе, представленной в таблице 1, повторяя процедуру очистки до тех пор, пока величина сигнала фонового электролита Нф не будет превышать относительных единицы шкалы тока (ОЕШТ).

Через отверстие «Модуля ЕМ - 04» в электролитическую ячейку, содержащую фоновый раствор, вносят раствор пробы, подготовленной к анализу (0,1 мл).

После установления программы выполнения методики количественного определения иодид – иона регистрируют величины аналитического сигнала раствора пробы (см. табл.1).

Регистрацию поляризационных (I - E) кривых проводят 4-5 раз, продувая при этом каждый раз анализируемый раствор инертным газом в течение 30 с. Рассчитывают среднюю вели чину аналитического сигнала – Нх. Результаты, резко отличающиеся от средней величины (более чем на 5%) отбрасываются.

Микропипеткой вводят в электрохимическую ячейку добавку 0,1мл стандартного рас твора иодида с концентрацией 10мг/л, продувают систему азотом в течение 1 минуты и регистрируют аналитический сигнал раствора со стандартной добавкой иодида 4-5 раз.

По усредненной поляризационной кривой рассчитывают величину аналитического сиг нала (высоту пика) Н1 в ОЕШТ.

В результате измерений в программе «AVS2» получены усредненные поляризационные кривые йода (рис.2).

№ 6, 2010 Нефть и газ Рис.2. Поляризационные усредненные кривые йода:

1 – фоновый раствор;

2 - 0,1 мл добавка анализируемой пробы;

3 – 0,1 мл добавка стандартного раствора KI с концентрацией иодидов 10 мг/л Таблица Программа при определении иодид – иона Режимы выполнения методики Этап методики Диапазон тока Номер буфера Амплитуда, Частота, Гц U кон., мВ U нач., мВ Скорость, Шаг, мВ Время, с об./мин U, мВ мВ Подготовка микротонкого слоя ртути Очистка 4 -1200 1000 0 - - - - - Выдержка 1 0 1000 0 - - - - - Накопление 4 10 1000 0 - - - - - Подготовка 1 -600 1000 300 - - - - - Развертка 4 - - - 0 -1500 25 1 65 Очистка электрода и фонового раствора Очистка 4 -1200 1000 10 - - - - - Выдержка 1 0 1000 10 - - - - - Накопление 4 10 1000 0 - - - - - Подготовка 1 -600 1000 0 - - - - - Развертка 4 - - - 0 -1500 25 1 65 Количественное определение иодидов Очистка 4 -1200 1000 5-10 - - - - - Выдержка 1 0 1000 10 - - - - - Накопление 4 10 1000 60-300 - - - - - Подготовка 1 -600 1000 0 - - - - - Развертка 4 - - - 0 -1500 25 1 65 102 № 6, Нефть и газ Обработка результатов определения иодид-иона.

Концентрацию иодидов (Сх) в мг/дм3 анализируемой пробы рассчитывают по формуле Hх С х Сдоб, (7) Н1 Н х Сст. р. Vст. р.

Сдоб (8) V яч. Vст. р.

Сдоб – концентрация иодид-иона в добавке стандартного раствора, мг/дм3;

Нх – высота пика раствора анализируемой пробы, ОЕШТ;

Н1 – высота пика раствора пробы с добавкой стандарта, ОЕШТ;

Vяч. – объем фонового раствора в ячейке, см3;

Vст.р. – объем добавки стандартного раствора иодида калия, внесенный в ячейку, см3;

Сст.р. – концентрация иодид иона в стандартном растворе, мг/дм3.

Расчет усредненной концентрации иодид-иона (Хср) в анализируемой пробе с учетом разбавления производим по формуле Х ср Сср Сh k / k1, (9) V яч.

где k (10) Vпр.

k – коэффициент разбавления;

Vпр. – объем анализируемой пробы, см3;

Сh – концентра ция иодид-иона в фоновом растворе, мг/дм3;

k1 – коэффициент пересчета между единицами измерения.

Результаты измерений представлены в табл. 2.

Таблица Обработка результатов мг мг мг мг, Сх, Сср., Хср.,,% Эл-т Имя граф. 3 3 дм дм дм дм Проба 0, Проба I 0,0677 11,2500 5 0, 0, Проба 0, Проба 0, Таким образом, содержание иодид-ионов в геотермальной воде составляет 11,25 мг/дм с погрешностью 5 %, что соответствует концентрации иодидов, полученных другими методами.

Список литературы 1. Hanus V., Sbornik I meznarodniho polarografickeho sjezdu v Praze, I, Praha? 1951, str.803.

2. Выдра Ф., Штулик К., Юлакова Э.. Инверсионная вольтамперометрия. – М.:Мир, 1980.- 278 с.

3. Стромберг А.Г., Карбаинов Ю.А., Каплин А.А.. Полярографические методы анализа природных и сточных вод // Проблемы аналитической химии. - Т.5. - М., 1977.- С.157-167.

4. Брайнина Х.З.. Инверсионная вольтамперометрия твердых фаз.- М.: Химия, 1972. - С.192.

5. Хелашвили К.В. Сообщ. АН ГрузССР, 1972, т.65,вып.3.- С.609-612.

6. Пнев В.В., Жихарев Ю.Н., Хайдукова Н.И.. ЖАХ, т.37, №11,1982.- С.1944-1947.

7. Васильева Л.Н. Докл. АНСССР, 1971,т.201.- С.103.

8. Захаров М.С., Райкова Н.С., Лейба И.В., Тонкова Л.В.. ЖАХ, т.XLIV, №11, 1989.-С.2117-2119.

9. Брайнина Х.З., Сапожникова Э.Я. ЖАХ, т.21, 1966.- С.807.

10. Захаров М.С., Гунцов А.В., Райкова Н.С. Определение галогенид-ионов при их совместном при сутствии в растворе методом ИВА с серебряным электродом.//ЖАХ, т.19, в.4, 1988.- С.666-672.

11. Вольтамперометрический анализатор АВС-1.1. Руководство по эксплуатации.- С-Петербург, 2005.- 52с.

№ 6, 2010 Нефть и газ Сведения об авторах Жихарев Ю.Н., к.х.н., доцент, кафедра «Общая и специальная химия», Тюменский государствен ный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 20-67- Ганяев В.П., д.х.н., профессор, заведующий кафедрой «Общая и специальная химия», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 20-67- Шаповалова Е.А., аспирант, кафедра «Общая и специальная химия», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 20-67- Латышева Т.И., к.х.н., доцент, кафедра «Общая и специальная химия», Тюменский государствен ный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 20-67- Zhikharev Y.N., Candidate of Chemical Sciences, associate professor, Department «General and Special Chemistry», Tyumen State Oil and Gas University, phone: +7 (3452) 20-67- Ganyaev V.P., Doctor of Chemistry, professor, Head of Department «General and Special Chemistry», Tyumen State Oil and Gas University, phone: +7 (3452) 20-67- Shapovalova E.A., postgraduate, Department «General and Special Chemistry», Tyumen State Oil and Gas University, phone: +7 (3452) 20-67- Latysheva T.I., Candidate of Chemical Sciences, associate professor, Department «General and Special Chemistry», Tyumen State Oil and Gas University, phone: +7 (3452) 20-67- _ Машины, оборудование и обустройство промыслов УДК 621.6.:539.2 /.6:519. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ КРИВОЙ УСТАЛОСТИ ДЛЯ ОЦЕНКИ ДОЛГОВЕЧНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ СТАНКА-КАЧАЛКИ Ю.С. Иванова, К.В. Сызранцева, С.Л. Голофаст (Тюменский государственный нефтегазовый университет) Кривая усталости, степень усталостного повреждения, кинетическая теория усталости Stress-cycle diagram, degree of material damage, kinetic theory of fatigue The mathematical model of stress – cycle diagram for assessment of endurance capability of conventional pumping unit elements. Ivanova J.S., Syzrantsevа К.V., Golofast S.L.

The algorithm of stress–cycle diagram construction has been developed for any degree of ma terial damage on basis of the fatigue kinetic theory that is based on a description of the metal crystal lattice damage processes. The efficiency and reliability of the developed technique have been proved. Table 1, Ref. 2.

Одним из важнейших этапов технического мониторинга станков-качалок в процессе эксплуатации является оценка работоспособности и прогнозирование остаточного ресурса их элементов по критерию усталостной прочности.

Методологической основой прогнозирования долговечности деталей станка-качалки, подвергаемых в условиях эксплуатации циклическому, в общем случае случайному, воздей ствию внешних нагрузок, является кривая усталости [1,2], определяющая взаимосвязь меж ду амплитудой напряжений и числом циклов до разрушения.

Учеными различных стран предложен ряд математических зависимостей для обработки данных усталостных испытаний (таблица) в многоцикловой ( N 105) области разрушения (таблица), где уравнения под номерами 1…11 предполагают степенную, а уравнения под номерами 12…15 – экспоненциальную зависимости между долговечностью и действующи ми напряжениями. В уравнениях под номерами 1…9 под понимают либо амплитуду ( a ), либо максимальную величину напряжения ( max ) цикла изменения напряжения. В уравнени ях под номерами 10 и 11 учтено влияние асимметрии цикла изменения напряжений (см.

таблицу).

104 № 6, Нефть и газ Зависимости, используемые для описания кривой усталости Но- Уравнение кривой усталости Параметры и коэффициенты мер m N N 1 mN – показатель наклона левой ветви кри R, R G N вой усталости, изображенной в координатах mN lg lg N, R K N (lg N lg NG ) R K N – показатель наклона левой ветви кри вой усталости в координатах lg N a bN R 3 a, b – параметры, зависящие от физико механических свойств материала R b( N B)a a, b, B – параметры a –параметр, B aNG a N в R R B 6 1 a, b – параметры a log N b ( R ) / в R N a a – параметр ( R ) / в R bN a 8 a, b – параметры – амплитуда напряжений, А(lg N ) соответствующая N, А– параметр А0, – параметры, для сталей:


1 m А0 1 А0 1 0,0038(lg N ) A в в 1 0,008(lg N ) m (2 m / в ) 3 в 11 c, a, b – параметры, зависящие от свойств a max min cb N материала A exp c R A, c – параметры N R A exp R 13 A, B – параметры NB R R exp blog N a a, b – параметры в R R b ln1 expaN 15 a, b – параметры 1 K – параметр в N K R в R QT – коэффициент выносливости, R Q N T ln1 exp 1 вKN 0 0 – параметр R KN № 6, 2010 Нефть и газ Основным недостатком представленных в таблице и применяемых на практике для опи сания кривой усталости уравнений под номерами 1…15 является обычная аппроксимация конечной стадии испытаний, которая соответствует разрушению образцов или исследуемых деталей. В то же время модели 16-17 являются полуэмпирическими, поскольку основаны на определенных физических закономерностях, происходящих при циклическом деформиро вании деталей. Данный факт позволяет использовать эти модели для установления и описа ния на единой основе взаимосвязи между усталостными испытаниями образцов (деталей) и регистрируемыми параметрами различных экспериментальных средств, применяемых для исследования процесса накопления усталостных повреждений в деталях.

Среди разработанных и апробированных к настоящему времени полуэмпирических мо делей все более широкое распространение на практике получает кинетическая теория уста лости Е.К. Почтенного [1]. В отличие от гипотезы Гатса (уравнение 16, см. таблицу), данная теория базируется на количественном описании процессов усталостного повреждения кри сталлической решетки металлов, установленных в рамках теории дислокаций.

Наиболее значимым практическим приложением кинетической теории усталости явля ется возможность построения кривых усталости, соответствующих различной величине поврежденности материала ( D ): от D D0 0, характеризующей начальное повреждение материала детали, имеющее место еще до начала ее циклического деформирования, вплоть до D DK 1, соответствующей разрушению детали (образца) вследствие усталости. Для :

этого используется зависимость величины D и напряжения 1 exp[ FN ( D)] QT F ( ) ln ND. (1) 1 exp[ FN ( D0 )] Здесь N D – число циклов нагружения, а функции, входящие в выражение (1), имеют вид в D FN ( D) ;

1 D R RT в R R 1 ;

F ( ) ln1 exp R RT в D FN ( D0 ), 1 D0 R RT в R где QT – коэффициент, характеризующий сопротивление детали росту усталостных тре щин;

R – предел выносливости детали при коэффициенте асимметрии цикла R ;

RT – циклический предел текучести (ниже его уровня отсутствуют следы пластической дефор мации даже после нескольких миллионов циклов нагружения);

в – предел прочности ма териала.

Для выполнения расчетов по формуле (1) необходимо иметь значения параметров D0 и QT. Эти параметры входят в выражение для коэффициента выносливости Q :

в D Q QT ln1 exp 0, 1 D (2) R в 0 R RT величина которого устанавливается в процессе решения задачи аппроксимации данных усталостных испытаний [1].

Для реализации процесса построения по зависимости (1) кривых усталости при различ ной степени поврежденности D авторами настоящей работы разработан алгоритм опреде 106 № 6, Нефть и газ ления параметров D0 и QT. Воспользуемся тем фактом, что в исходном состоянии матери ал, независимо от уровня напряжений, возникающих при эксплуатации изготовленных из него деталей, имеет одну и ту же исходную поврежденность D0, являющуюся следстви ем несовершенства структуры металла, наличием в нем различных дефектов. Преобразуем зависимость (2) к виду D0 в Q exp exp 1. (3) 1 D0 R RT в R QT в На момент решения задачи величину считаем заданной. Более того, после аппрок i, Ni, i 1, n симации данных усталостных испытаний по алгоритму, приведенному в и RT.

R работе [1], известны значения Q, Поскольку D0 не зависит от уровня напряжений, войдем в зависимость (3) один в, а другой раз с R. В результате получим систему раз с уровнем напряжения двух трансцендентных уравнений с двумя неизвестными D0 и QT :

D0 в Q в exp exp 1;

(4) 1 D0 R RT в R QT D0 в Q R exp exp 1.

1 D0 R RT в R QT Решение этой системы уравнений относительно D0 и QT позволяет установить их значения, обеспечивающие возможность расчета точек кривой усталости по формуле (1) при любой фиксированной величине поврежденности материала D.

Таким образом, все параметры математической модели известны, что позволяет полу чить кривую усталости для любой степени поврежденности (от D0 до DK ) материала ис следуемого элемента конструкции станка-качалки.

Список литературы 1. Почтенный Е.К. Кинетическая теория механической усталости и ее приложения. – Минск: Наука и техника, 1973. – 213 с.

2. Трощенко В.Т, Сосновский Л.А. Сопротивление усталости металлов и сплавов: Справ. – К: Нау кова думка, 1987. – Ч.1. – 506с.

Сведения об авторах Иванова Ю.С., аспирант, кафедра «Машины и оборудования нефтяной и газовой промышленно сти», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452)41-46- Сызранцева К. В., к.т.н., доцент, кафедра «Машины и оборудования нефтяной и газовой промыш ленности»,Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел. (3452)-41-68- Голофаст С.Л., д.т.н., профессор, кафедра «Машины и оборудования нефтяной и газовой про мышленности», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452)41-46- Ivanova J.S., graduate student of Department «Machines and equipment of oil and gas industry» of Tyu men State Oil and Gas University. phone.: (3452)41-46- Syzrantseva K. V., Candidate of Technical Sciences, Department “Machines parts" of Tyumen State Oil and Gas University, phone.: (3452)-41-68- Golofast S.L., Doctor of Technical Sciences, professor of Department «Machines and equipment of oil and gas industry» of Tyumen State Oil and Gas University. phone: (3452)41-46- № 6, 2010 Нефть и газ УДК 669. СОПРОТИВЛЕНИЕ УСТАЛОСТИ НАСОСНЫХ ШТАНГ В КОРРОЗИОННОЙ СРЕДЕ В.В. Нассонов (Тюменский государственный нефтегазовый университет) Штанги насосные, усталость, коррозионная среда, вероятность разрушения Sucker rods, fatigue, corrosive environment, failure probability Fatigue resistance of sucker rods under the influence of corrosion. Nassonov V.V.

In the course of the experiment we have obtained the probabilistic characteristics of the fa tigue resistance of sucker rods in the corrosive environment. Also, we’ve suggested a method for computing a number of failures of sucker rod strings depending on the conditions and length of their operation. Fig. 4, table 1, ref. 4.

Эксплуатация насосных штанг по критерию допустимых повреждений требует исполь зования расчетных методов оценки усталостных повреждений в эксплутационных условиях.

Цель работы – получение вероятностных характеристик сопротивления усталости насосных штанг в коррозионных средах и разработка метода расчета штанговых колонн в зависимости от условий эксплуатации.

На установке ЦДМ – 200 проведены усталостные испытания насосных штанг ШН длиной 1,22 м из нормализованной стали 20Н2М. Все штанги изготовлены из металла од ной плавки, механические свойства приведены в таблице.

Механические свойства материала насосных штанг Предел Условный пре- Относительное Относительное Ударная вяз прочности В, дел текучести удлинение, сужение, (%) кость KCU, Дж/см МПа 0,2, МПа (%) 645 500 16 64 Испытания проведены в водонефтяной эмульсии, имитирующей пластовую жидкость (мг/л): NaCl – 10630;

CaCl2 – 5400;

КОН – 3500;

MgCl2 – 980;

Mg(НСО3)2 – 197;

NaJ -70;

KF – 3. Обводненность 95%, температура 20°С. Частота нагружения 500 цикл./мин, коэф фициент асимметрии цикла (R) 0,1;

0,3 и 0,6.

В результате испытаний установлено, что при максимальных напряжениях цикла менее 150 МПа зависимость амплитуды разрушающих напряжений от величины R описывается выражением:

а0 = аR х (R + 1)1/3.

Рис. 1.

Результаты усталостных испытаний насосных штанг в коррозионной среде при R = 0, и частоте нагружения 500 цикл./мин 108 № 6, Нефть и газ Результаты усталостных испытаний при R = 0,1 приведены на рис. 1 (после наработки 107 циклов 6 образцов не разрушились). По полученным данным установлена зависимость а от N, которая описывается выражением:

а = 901,83 N-0,1689.

Для оценки влияния частоты нагружения на долговечность в коррозионной среде проанализированы литературные данные для сталей 20Х, испытанных при круговом изгибе с R = –1 и сопоставления долговечностей насосных штанг из стали 20Н2М при эксплуатации в верхней части колонны при частоте нагружения 6 цикл./мин и усталостных испытаниях в коррозионной среде при частоте нагружения 500 цикл./мин. Результаты представлены на рис. 2. По полученным данным установлена зависимость отношения амплитуд разрушающих напряжений а2/ а1 от lg отношения частот нагружения (f1/f2), которая описывается выражением:

а2/ а1 = 0,9608e-0,3255lg(f1/f2).

Рис. 2.

Влияние частоты нагружения на изменение разрушающих напряже ний в коррозионной среде при долго вечностях 106 – 107 циклов Характеристики сопротивления усталости 8-метровых штанг рассчитаны по кривой усталости штанг длиной 1,22 м, как для системы из последовательно соединенных невос станавливаемых элементов с произвольным законом распределения времени работы от дельных элементов до отказа [1]. Обрывы распределяются по длине штанги, считая от упорного буртика, следующим образом: 0,3 м – 60%;

0,3 – 0,5 м – 30% и остальное – 10%, то есть у штанги длиной 8 м увеличивается вероятность разрушения ее цилиндрической части. Наибольшую погрешность в результате расчетов вносит учет частоты нагружения.

Для уменьшения погрешности необходимы усталостные испытания в пластовых усло виях – давление до 30 МПа и температура 100°С, что сложно реализовать в лабораторных условиях.

Для расчета усилий в колонне штанг с учетом профиля скважины использованы расчет ные формулы из работы [2]. Для настройки модели необходимо варьировать коэффициен том трения, входящим в расчетные формулы. Сопоставляя результаты расчетных усилий и динамометрирования, установлено, что отклонение расчетной величины амплитуды напря жений от определенной, экспериментально описывается нормальным законом распределе ния с коэффициентом вариации v = 10%.

В дальнейшем проведен анализ сведений о наработке насосных штанг, эксплуатируе мых до разрушения в промысловых условиях, рассчитана амплитуда напряжений и получе ны распределения долговечности штанг при обводненности более 50% (рис. 3) и менее 50% (рис. 4).

№ 6, 2010 Нефть и газ P, % 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, 1, 0, 0, 0, 0, 4 5 6 7 8 9 1,2 1,5 N, цикл.

Рис. 3. Распределение долговечности штанг длиной 8 м при обводненности более 50% и частоте нагружения 6 цикл./мин, R = 0,20, P, % 55 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, 1, 0, 0, 0, 0, 4 5 6 7 8 9 1,2 1,5 N, цикл.

Рис. 4. Распределение долговечности штанг длиной 8 м при обводненности менее 50% и частоте нагружения 6 цикл./мин, R = 0,20, Обводненность более 50% коррелирует с увеличением интенсивности обрывов штанг [3]. Использованный подход позволил избежать многоступенчатых расчетов для определе ния долговечности штанг в промысловых условиях по результатам лабораторных испыта ний.

При расчете вероятности разрушения штанг в интервалах набора кривизны необходимо учитывать совместное действие растяжения и изгиба.

При анализе инклинограмм 56-ти скважин получено распределение колебания темпов распределения кривизны относительно среднего значения в пределах скважины. Длина пе регруженных участков составляет 30% для 1,5 и и 10% для 2 и.

Рассчитав амплитуду напряжений по длине колонны, можно определить количество об рывов штанг за период наработки. При этом вероятность разрушения штанги в 1-й год экс плуатации от заводских и приобретенных при транспортировке и монтаже дефектов прини мают 10-3 для штанг Очерского завода, а также импортных (США, Канада, Япония) и 5 х 10-3 всех остальных производителей.

Вероятность разрушения штанги после 2-го года эксплуатации равна 2 х 10-4. В нижней части колонны при ходе вниз происходит спиральный изгиб штанг и за один двойной ход полированного штока штанги испытывают 2 цикла нагрузки.

Для проверки полученных результатов проведен расчет интенсивности обрыва штанг в зависимости от срока эксплуатации, характерных для условий Среднего Приобья штанго 110 № 6, Нефть и газ вых колонн: условный размер насоса – 44 и 57 мм;

колонна 1100 м;

зенитный угол от 15 до 25 град.;

динамический уровень от 400 до 800 м;

набор кривизны от 70 до 300 м;

длина хода 2,5 м;

число двойных ходов 6/мин;

обводненность менее 50% в 70% скважин.

Расчетная величина обрывов на скважину в год равна 1 – 0,15;

2 – 0,1;

3 – 0,18;

4 – 0,21;

5 – 0,35;

6 – 0,42;

7 – 0,6. По 423 скважинам НГДУ «Черногорнефть» расчетное количество обрывов составляет 110 в год, фактическое – 124.

Для уменьшения погрешности расчетов необходимо использовать методику учета коле баний напряжений в процессе эксплуатации и характеристик сопротивления усталости (например, по результатам динамометрии скважины в течение года 42% времени амплитуда напряжений в верхней части колонны равна 20 МПа, 12% - 30 МПа и остальное время менее 20 МПа) [4].

С учетом полученных результатов рекомендуется амплитуда напряжений 30 – 35 МПа при обводненности менее 50% и интенсивности набора кривизны более 1,5 град/10 м и 40 – 45 МПа при интенсивности набора кривизны 1 град/10 м. При обводненности более 50% 25 – 30 МПа и 30 – 35 МПа соответственно. Уменьшать амплитуду напряжения менее 20 МПа не целесообразно.

Список литературы 1. Надежность и эффективность в технике: Справочник. В 10 т. / Ред. совет: Авдуевский В.С.

(пред.) и др.- М.: Машиностроение, 1987. Т. 2: Математические методы в теории надежности и эффек тивности / под. ред. Гнеденко Б.В. – 286с.

2. Евченко В.С., Захарченко Н.П., Каган Я.М., Максимов В.П., Маринин Н.С., Сафиуллин М.Н.

Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами.- М.: Недра, 1986. - 278с.

3. Большев Л.Н., Смирнов Н.В. Таблицы математической статистики. - М.: Наука, 1983.- 416с.

4. Сызранцев В.Н., Невелев Я.П., Голофаст С.Л. Расчет прочностной надежности изделий на основе методов непараметрической статистики. - Новосибирск: Наука, 2008. - 218с.

Сведения об авторе Нассонов В.В., к.т.н., кафедра «Материаловедение и технология конструкционных материалов», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:(3452)46-30- Nassonov V.V., Candidate of Technical Sciences, Department of Materials Science and Constructional Materials Technology, Tyumen State Oil and Gas University, phone:(3452) 46-30- _ № 6, 2010 Нефть и газ Строительство и обустройство промыслов УДК 519.87/624/ МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ГРУНТОВ НАРУШЕННОЙ СТРУКТУРЫ А.Н. Шуваев, Д.А. Гензе (Тюменский государственный архитектурно-строительный университет) Математическая модель, диэлектрическая проницаемость, грунт Mathematical model, permittivity, ground A mathematical model of permittivity of grounds with a damaged structure. Shuvaev A.N., Guenze D.A.

The influence on permittivity of various ground phases is analyzed. A mathematical model of permittivity in grounds is proposed. Ref. На долговечность и надежность функционирования трубопроводов, промысловых дорог и промышленных нефтегазовых площадок оказывают значительное влияние грунты, нахо дящиеся в основании и в искусственных грунтовых массивах (насыпях).

При этом приходится иметь дело с грунтами ненарушенной и нарушенной структур, резко отличающихся изменением физико-механических свойств в процессе воздействия на них воды и температуры.

Поэтому полная и достоверная информация о физико-механических свойствах грунтов предопределяет качество проектирования и обеспечивает повышенную надежность инже нерных сооружений.

Существующие методы изучения свойств грунтов основаны на исследовании кернов, взятых в процессе бурения скважин. В этом случае достоверность данных зависит от часто ты забуривания. Территория Западной Сибири включает районы со слабыми основаниями.

Наличие вечной мерзлоты, болот с переувлажненными грунтами и расстояние между сква жинами от 50 до 300 м не дает полной информации.

В течение последних 15 лет в практике строительства применяются геофизические ме тоды исследования грунтов. Один из перспективных геофизических методов – георадиолокация, позволяющая получать линейные результаты, при этом основная работа сводится в настоящее время не на полевые работы, а на сложную и трудоемкую камераль ную обработку, выполняемую оператором вручную. Основной фактор, по которому можно выявить свойства материала при помощи георадиолокации – его диэлектрическая проница емость (). Сложность заключается в том, что на значение диэлектрической проницаемости оказывают очень многие факторы. Грунт относится к четырехфазной системе, поэтому необходимы точные данные о диэлектрической проницаемости каждой из фаз с учетом изменения внешней среды.

Цель работы – разработка теоретических основ дешифрирования результатов георадар ного зондирования земляных сооружений из грунтов нарушенной структуры. Для этого необходимо решить следующие задачи:

проанализировать изменение диэлектрической проницаемости в грунтах естествен ного залегания;

разработать математическую модель изменения диэлектрической проницаемости в грунтах нарушенной структуры от влияния свойств компонентов грунта.

Для условий Западной Сибири наибольший интерес представляют вечномерзлые грун ты, находящиеся в основании, и сезонно мерзлые грунты грунтовых массивов.

Основными компонентами мерзлых грунтов следует считать: твердые минеральные ча стицы, вязкопластичные включения льда, жидкую (незамерзшую и прочносвязанную) воду и газообразные включения (пары и газы).

112 № 6, Нефть и газ Диэлектрическая проницаемость пород определяет их способность поляризоваться под воздействием переменного электромагнитного поля из-за упорядоченной ориентации име ющихся в породе связанных электрических зарядов. Диэлектрическая проницаемость мерз лых пород зависит от диэлектрических свойств, составляющих ее компонентов.

Диэлектрическая проницаемость грунта независимо от его состояния определяется по формуле Лихтенекера:

n э ( i )Фi, (1) i где - диэлектрическая проницаемость грунта;

i - диэлектрическая проницаемость i э фазы грунта;

Ф i – объемная часть i составляющей фазы.

Тогда гр ( мин )Фмин ( лед )Флед ( вода)Фвода ( газ)Фгаз ' ' ' '. (2) Диэлектрическая проницаемость воздушной среды равна 1, поэтому газообразной сре дой можно пренебречь, как мало влияющей. Выражение (2) принимает вид гр ( мин )Фмин ( лед )Флед ( вода)Фвода.

' ' ' (3) Таким образом, на прохождение электромагнитной волны в грунте будут влиять мине ральные частицы грунта, вода и лед. При этом агрегатное состояние воды зависит от тем пературы, для мерзлых грунтов выражение (3) остается неизменным, а для талых грунтов оно принимает вид гр ( мин )Фмин ( вода)Фвода ' ' (4) Минеральные частицы мерзлых грунтов оказывают существенное влияние на свойства мерзлых грунтов, которые зависят от размеров и формы минеральных частиц, и от физико химической природы их поверхности, определяемой, главным образом, минералогическим составом частиц и составом поглощенных ими катионов.



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





 
© 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.