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 || 4 | 5 |

«К 100-летию ВИКТОРА ИВАНОВИЧА МУРАВЛЕНКО 24 декабря 2012 г. исполняется 100 лет со дня рождения одного из выдающихся организато- ров нефтяной промышленности нашей страны — Муравленко Виктора ...»

-- [ Страница 3 ] --

(82144) Rozhkin M. E., Candidate of Technical Sciences, associate professor of department «Design and operation of oil and gas fields and underground hydromechanics» Ukhta State Technical University, phone: (82144) _ УДК 622. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЧАЛЬНОГО ГРАДИЕНТА ДАВЛЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН DEFINING THE INITIAL PRESSURE GRADIENT BASED ON THE RESULTS OF HYDRODYNAMIC STUDIES OF WELLS В. А. Коротенко, А. К. Ягафаров, А. Н. Сумин V. A. Korotenko, A. K. Yagapharov, A. N. Sumin Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень Ключевые слова: вязкопластические нефти, начальный градиент давления, гидродинамические исследования скважин Key words: visco-plastic oils, initial pressure gradient, hydrodynamic studies of wells Залежи с вязкопластическими нефтями относятся к сложно построенным коллекто рам[1], запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым. В Западно-Сибирской нефтегазонос ной провинции залежи с высоковязкими нефтями встречаются на Русском, Ваньеганском месторождениях. Наличие в составе нефти большего содержания асфальтенов, смол, пара финов изменяет структурно-механические свойства нефти, закон Ньютона для обычных вязких нефтей в том случае не выполняется, имеет место закон Бингама-Шведова, что обу словливает особенности течения флюидов в пласте. Процесс фильтрации в этом случае на Нефть и газ чинается при превышении градиента давления некоторого начального значения.

Уравнение пьезопроводности, описывающее фильтрацию вязкопластичных жидкостей, получено проф., д.т.н. А. Х. Мирзаджанзаде [2]. Для плоскорадиальной фильтрации запи шем p 1 p [r ( g )]. (1) t rr r Здесь p(r,t) — текущее давление при rc r (t ), rc — радиус скважины, (t) — радиус зоны возмущения (воронки депрессии), — коэффициент пьезопроводности. Наличие в уравнении (1) начального градиента давления обусловливает начало движения флюидов p g.

при следующем условии:

r Рассмотрим стационарную фильтрацию. В этом случае левая часть (1) равна нулю:

1 p [r ( g )] 0. (2) rr r Граничные условия для определения констант интегрирования обычные:

p ( R ) p0, p ( rc ) pc.

Здесь R — радиус контура питания (влияния) скважины, pc — давление на забое, р0 — давление на контуре питания. Решение уравнения (2) примет вид p g ( R rc ) R p p0 g (R r) Ln. (3) R r Ln rc Дебит скважин при r=rc определяется следующим выражением:

p g ( R rc ) 2 kh Q grc, (4) R Ln rc p=p0-pc, при g=0 получим формулу Дюпюи для притока ньютоновских нефтей по за кону Дарси. Полагая, R R rc rc Ln gR rc p* g [ ], R R Ln Ln rc rc R R rc rc Ln rc gR *, p g[ ] R R Ln Ln rc rc формулу (4) запишем в виде p* 2 kh p, (5) Q R Ln rc где p* — изменение давления (депрессия) за счет начального градиента давления (5) есть уравнение прямой (индикаторной диаграммы), непроходящей через начало координат. При Q=0, p=p* получим формулу для определения начального градиента:

p* R g Ln. (6) R rc Нефть и газ Для определения p* и начального градиента давления рассмотрим результаты гидро динамических исследований скв.12 Русского месторождения методом установившихся от боров. Результаты исследований приведены в табл. 1 и на рисунке.

Таблица Результаты гидродинамических исследований скв.12 Русского месторождения методом установившихся отборов Q, м3/сут Номер t, сут p, МПа 1 3 2,55 2 8 2,64 3 5 2,85 4 5 2,9 5 2 3 Уравнение индикаторной линии запишется в виде Q 14,26 p 31,1.

Коэффициент корреляции равен 0,987 p*=2,17 МПа.

Q m3/cyt Рисунок.

Индикаторная диаграмма скв. Русского месторождения 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3, p,МПа Из (6) для R от 10м до 100м среднее значение начального градиента равно g=4,37·105Па/м.

Q Коэффициент продуктивности скважины определится как. Обозначим через p Q *. После преобразований получим p* p p* * ( ). (7) p Как видно из (6) и (7), коэффициент продуктивности для вязкопластических нефтей за висит от начального градиента давления. Аналогичная формула получена одним из авторов (Ягафаров А. К.) при исследовании кривых прослеживания уровней непереливающих неф тяных скважин, вскрывших пласты с нефтями, обладающими ньютоновскими свойствами [3]. Отличие заключается в том, что в [3] неньютоновские свойства нефть приобретает при движении по НКТ за счет изменения структурных свойств нефти. В данной работе рассмат риваются фильтрации нефти, обладающей неньютоновскими свойствами изначально.

Для уточнения величины радиуса контура питания и значения начального градиента давления рассмотрим решение уравнения (1) при следующих начальном и граничных усло виях:

p Q p g, p (r,0) p0, r q, rc r 2 r r (t ) Нефть и газ где Q — дебит скважины примем постоянным, — коэффициент гидропроводности.

Для решения задачи используем метод интегральных преобразований [4], но решение ищем в виде [5] rn r r p (r, t ) c(t ) a (t ) Ln b(t ) n Ln.

(t ) (t ) (t ) Параметры a(t), b(t), c(t) определяем из начального и граничных условий (2), n=1,2,3… Тогда распределение давления в пласте примет вид rn r r p(r, t ) p0 qLn ( g (t ) q ) Ln. (8) n (t ) (t ) (t ) Радиус возмущения (t) определим после подстановки (4) в (1) и последующего интег рирования по r левой и правой частям от rc до (t).

Пренебрегая членами, содержащими rc/ (t) и их квадратами, получим t (n 2) 2 (q grc ) qn(n 4) (t ). (9) g 12 g В отличие от классического решения, без учета начального градиента давления радиус зоны возмущения пропорционален корню кубическому от времени и зависит от начального градиента и дебита скважины. Используя соотношение (9), подсчитаем величину начально го градиента по формуле (6) методом итераций. Для расчетов берем следующие параметры работы скв. 12, дебит Q = 8м3/сут, вязкость 300 мПас, коэффициент проницаемости равный 400м2. Начальное значение градиента давления берем равное g=4,37·105 Па/м. Результаты приведены в табл. 2.

Таблица Результаты расчета начального градиента давления методом итераций n t, с (t), м g, Па/м 6,3· 1 172800 17, 5,51· 2 172800 21, 4,98· 3 172800 23, 3,76· 10 172800 33, Среднее значение равно 5,14·105 Па/м. Процесс сходится на 5-й итерации.

Таким образом, используя уравнения пьезопроводности для вязкопластических флюи дов, предложен метод определения начального градиента давления, определены границы интервала изменения коэффициента продуктивности.

Список литературы 1. Об утверждении классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Приказ министра по природным ресурсам от 01.11.2005. №298.

2. Огибалов П. М., Мирзаджанзаде А. Х. Нестационарные движения вязкопластичных сред. – М.: изд-во МГУ, 1977г. - 372 с.

3. Ягафаров А. К., Федорцов В. К., Телков А. П., Шлеин Г. А., Горностаев С. Г. Гидродинамические исследования малодебитных непереливающих скважин. – Тюмень: Вектор Бук, 2006. – 352 с.

4. Баренблатт Г. И, Ентов В. М, Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах - М.: Недра, 1984. – 211 с.

5. Коротенко В. А. Влияние начального градиента давления на депрессию при плоско-радиальной фильтрации //Методы механики сплошной среды в строительных конструкциях// сб. науч.тр. ТюмИСИ. - Тюмень, 1984. – С. 24-28.

Нефть и газ Сведения об авторах Коротенко Валентин Алексеевич, к.т.н., доцент, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.:8(3452) Ягафаров Алик Каюмович, д.г.–м. н., профессор, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.:8(3452) Сумин Артем Николаевич, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.:8(3452) Korotenko V. A., Candidate of Technical Sciences, associate professor, Tyumen State Oil and Gas University, phone:

8(3452) Yagafarov A. K., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, Tyumen State Oil and Gas University, Tyumen, phone:

8(3452) Sumin A. N., post graduate student, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452) УДК 622.276. ФОРМИРОВАНИЕ ЧЕРВОТОЧИН КИСЛОТООБРАЗУЮЩИМИ РЕАГЕНТАМИ В МОДЕЛИ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА GENERATION OF WORMHOLES BY ACID-FORMING REAGENTS IN THE CARBONATE RESERVOIR MODEL А. О. Солодовников, О. В. Андреев, К. В. Киселев A. O. Solodovnikov, O. V. Andreev, K. V. Kiselev Тюменский государственный университет, г.Тюмень Key words: червоточины, кислотообразующие реагенты, карбонатные породы, число Дамкелера Ключевые слова: wormholes, acid-forming reagents, carbonate rock, Damkhler number Кислотная обработка призабойной зоны для повышения притока нефти — самый рас пространенный способ химического воздействия на карбонатный коллектор. Однако ус пешность проведения кислотных обработок не превышает 30% из-за отсутствия методики выбора оптимального режима закачки кислоты.

При кислотной обработке карбонатного коллектора протекают процессы образования высоко проводящих поровых каналов, так называемых червоточин. Структура образую щихся каналов во многом зависит от скорости массопереноса и кинетики поверхностной реакции между водным раствором кислоты и твердой карбонатной породой [1]. В работах [2-4] показана сложность процесса формирования червоточин.

Геометрическая структура червоточин характеризуется числом Дамкелера, которое рас считывается по формуле d lK, (1) NDa q где К — общая константа скорости растворения;

q — скорость подачи кислотного раствора, см3/мин;

l — длина червоточины, см;

d — диаметр червоточины, см.

Оптимальное значение безразмерного числа Дамкелера лежит в интервале от 0,13 до 0,52, при этом формируются прямолинейные каналы, на образование которых расходуется минимальное количество кислоты. Структура каналов оптимальна для притока флюида.

Применение слабых кислот или кислот с низкой концентрацией ионов водорода имеет преимущество по сравнению с использованием сильных кислот: слабые кислоты медленнее реагируют с породой при прокачке, менее агрессивны к окружающей среде и нефтяному оборудованию.

Развивающимся направлением является приготовление кислот из неагрессивных реа гентов непосредственно перед закачкой растворов в пласт. Такими реагентами являются:

смесь параформа и хлорида аммония, сульфаминовая кислота и азотнокислая мочевина.

Литературные данные по проведению фильтрационных испытаний растворов исходных сухих кислот на модели карбонатного пласта не обнаружены.

Цель работы состоит в проведении фильтрационных испытаний растворов кислотообра зующих реагентов и 3%-ной соляной кислоты (в качестве эталона сравнения) на модели карбонатного пласта, установлении структуры образующихся червоточин и вычислении числа Дамкелера для систем кислота – порода. Фильтрация растворов кислот проводилась через модель карбонатного пласта, представляющую составную колонку образцов керна, образованного доломитом с трещинно-кавернозно-поровой матрицей пород. Образцы име ли пористость 11–15% и проницаемость от 0,069 до 0,183 мкм2.

Эксперименты проводились на многопрофильной модульной системе, предназначенной Нефть и газ для проведения экспериментальных исследований по определению коэффициентов фазовой проницаемости породы пласта для нефти, воды или газа в условиях трехфазного потока при нестационарном режиме фильтрации. Условия проведения фильтрационных испытаний:

температура 25°С, давление 10 МПа, скорость закачки флюида — 15 см3/ч [5], минерализа ция модели пластовой воды 150 г/л. Для проведения испытаний выбраны следующие реа генты: смесь параформа и хлорида аммония (вес. отн. 3:4, 40% мас.), сульфаминовая кисло та (15% мас.), азотнокислая мочевина (12% мас.) и соляная кислота (3% мас.).

В начале закачки раствора кислотообразующего реагента в модель наблюдается повы шение градиента давления, что свидетельствует о снижении проницаемости из-за осажде ния продуктов растворения минерала кислотой в поровом пространстве породы. При даль нейшей закачке раствора происходит прорыв кислоты из-за образования сквозных каналов фильтрации, что сопровождается резким снижением градиента давления в результате зна чительного повышения проницаемости модели пласта (рис.1).

GradP, атм/м Фильтрация Фильтрация кислотного Фильтрация модели Фильтрация модели раствора на основе параформа 30 пластовой нефти бурового пластовой и хлорида аммония раствора нефти Фильтрация модели пластовой нефти 0,0 1,8 3,5 5,3 7,0 8,8 10,6 12,3 14,1 15,8 17,6 19,4 21,1 22,9 24,6 26,4 28,2 29,9 31,7 33, Vзак/Vпор (Vпор= 8.52 см3) Градиент давления по длине модели пласта Рис. 1. Изменение градиента давления на торцевых концах модели карбонатного пласта при фильтрации модельной нефти, фильтрата бурового раствора и кислоты на основе параформа и хлорида аммония Если скорость реакции высока, а скорость подачи кислоты минимальна и число Дамке лера больше 0,52, то формируются не червоточины, а каналы конической формы (рис. 2).

q = 0,04 q = 0,11 q = 0,3 q = 1,05 q = 10 q = NDa = 2,8 NDa = 1,4 NDa = 0,67 NDa = 0,29 NDa = 0,066 NDa = 0, PVinj = 43,1 PVinj = 10,0 PVBT = 3,3 PVBT = 0,8 PVBT = 2,1 PVBT = 6, Коническая форма каналов Смешанная форма каналов Разветвленная форма каналов Рис. 2. Структуры червоточин, сформированные в процессе растворения известняка [2] 0,5 M HCl при 22°C : q — скорость подачи кислоты, см3/мин;

NDa — число Дамкелера;

PVinj — объем закаченного кислотного раствора, см3;

PVBT — объем кислоты до прорыва раствора через исследуемый образец, см3/мин Нефть и газ Разветвленная структура каналов образуется при низкой скорости реакции и высокой скорости подачи кислотного раствора, число Дамкелера при этом должно быть существенно меньше 0,13.

Группа каналов смешанного типа с заметным разветвлением соответствует условиям, когда скорость подачи кислоты близка к скорости растворения горной породы, и число Дамкелера немного меньше единицы. Именно такие каналы обеспечивают максимальный эффект при проведении кислотной обработки карбонатных пород.

На рис. 3 приведены фотографии червоточин, сформировавшихся в результате фильтра ции растворов кислот через модель карбонатного пласта.

3% соляная кислота 15% сульфаминовая кислота 12% азотнокислая мочевина Рис. 3. Фотографии структур-червоточин, образовавшихся при фильтрации кислот через модель карбонатного пласта (с распила керна): 1— карбонатная порода;

2 — растворенный объем породы При фильтрации раствора 3%-ной соляной кислоты образуются каналы конической формы. При кислотной обработке этого режима следует избегать, так как образуются толь ко короткие каналы растворения.

Смешанная форма каналов формируется при применении сульфаминовой кислоты. При таком режиме закачки образуется одна червоточина без заметного разветвления. Увеличе ние скорости закачки кислоты будет способствовать расширению уже образовавшихся чер воточин, но процесс обработки при этом становится менее эффективным.

В случае фильтрации кислот на основе азотнокислой мочевины и смеси параформа с хлоридом аммония образуются червоточины схожей структуры. Наблюдается формирова ние многочисленных коротких разветвленных каналов.

В работе [5] по уравнению химической кинетики Аврами-Колмогорова-Ерофеева опре делены константы скорости реакций взаимодействия карбонатов с соляной (3% мас.), суль фаминовой кислотой (15% мас.), азотнокислой мочевиной (12% мас.), смесью параформа с хлоридом аммония (40% мас.).

Вычисленное значение числа Дамкелера по уравнению [1] для систем кислота — порода изменяется от 0,03 до 1,82 (таблица), что подтверждает образование червоточин различных типов.

Пример расчета числа Дамкеллера при взаимодействии 3%-ной соляной кислоты с кар бонатной породой:

3,14 2,08 2,32 0, 1,82.

NDa 0, Нефть и газ Характеристики взаимодействия растворов кислотообразующих реагентов с керновой моделью карбонатного состава q, К, d, l, скорость константа диаметр длина Кислота NDa фильтрации скорости червоточины, червоточины, кислоты реакции [5] см см Соляная 3% мас.(HCl) 0,25 0,030 2,08 2,32 1, Сульфаминовая 0,25 0,029 0,33 2,80 0, 15% мас. (NH2HSO3) Азотнокислая мочевина 12% мас. 0,25 0,026 0,41 2,80 0, (H2NCONH2 HNO3) Параформ и хлорид аммония 40% мас. 0,25 0,025 0,03 2,80 0, (HCHO + NH4Cl) Приведена зависимость числа прокачанных объемов кислоты сквозь керновую модель до образования сквозного канала от числа Дамкелера (рис.4). Несмотря на близость концен траций кислотных растворов по активным ионам водорода, на образование сквозных кана лов расходуется различный объем кислоты.

В случае фильтрации азотнокислой мочевины и смеси параформа с хлоридом аммония образование сквозных каналов происходит только после прокачки 9,7 и 12,1 поровых объе мов кислоты соответственно. Исходя из того, что оптимальное значение числа Дамкелера лежит в интервале 0,13–0,53, эти растворы не удовлетворяют оптимальным условиям закач ки.

Число поровых объемов до прорыва 0 0,5 1 1,5 2 2,5 Азотнокислая мочевина Число Дамкелера Соляная кислота Сульфаминовая кислота Параформ+хлорид аммония Рис. 4. Зависимость поровых объемов до прорыва от числа Дамкелера При низких скоростях фильтрации кислота будет продвигаться по торцевой поверхно сти образца керна – червоточины не образуются или образуются слишком короткие каналы растворения. Такой процесс протекает при обработке карбонатной породы 3%-ной соляной кислотой из-за высокой скорости взаимодействия реагентов. На образование сквозного ка нала фильтрации затрачивается 11,5 объемов пор. Эффективность от такого вида обработки невелика. На образование разветвленных каналов требуется значительный объем кислоты, а так как скорость реакции выше скорости закачки, то растворение происходит, в основном, на поверхности керна.

При использовании сульфаминовой кислоты объем раствора, необходимый для прорыва кислоты, достигает минимума и составляет 6,5 поровых объемов.

Нефть и газ Таким образом, установлена структура червоточин, образующихся при фильтрации рас творов кислотообразующих реагентов через модель карбонатного пласта. Наиболее пред почтительная – смешанная – форма каналов образуется при воздействии сульфаминовой кислотой. При этом необходимый объем раствора данной кислоты минимален по сравне нию с другими растворами для образования сквозного канала. Значение числа Дамкелера для исследованных систем кислота-порода изменяется в интервале 0,03–1,82, что подтвер ждает формирование каналов различных типов.

Список литературы 1. Fredd C. N., Fogler H. S. Optimum conditions for wormhole formation in carbonate porous media: influence of trans port and reaction // SPE Journal, – № 4, – 1999, – P. 196-205.

2. Fredd C. N., Miller M. J. Validation of carbonate matrix stimulation models // SPE 58713, – 2000. – P. 238-252.

3. Gdanski R. D. Recent advances in carbonate stimulation // IPTC 10693, – 2005. – P. 85-98.

4. Булгакова Г. Т., Байзигитова А. В., Шарифуллин А. Р. Модель матричной кислотной обработки карбонатов:

влияние осадка на процесс растворения // Вестник УГАТУ, – №2, – 2009. – С. 256-264.

5. Солодовников А. О., Андреев О. В., Киселев К. В. Взаимодействие растворов кислотообразующих реагентов с минералами карбонатных коллекторов // Вестник Тюменского государственного университета, – № 5, – 2011. – С. 149 156.

Сведения об авторах Солодовников Антон Олегович, аспирант кафедры неорганической и физической химии, Тюменский государст венный университет, г.Тюмень, тел.:8(3452)45-37-97, e-mail: Solodovnikov@inbox.ru Андреев Олег Валерьевич, д.х.н., профессор, заведующий кафедрой неорганической и физической химии, Тюмен ский государственный университет, г. Тюмень, тел.: 8(3452)24-33-07, e-mail: Andreev@utmn.ru Киселев Константин Владимирович, к.х.н., старший преподаватель, Тюменский государственный универси тет, г. Тюмень, тел.: 8(3452)68-72- Solodovnikov A. O., post graduate student of the department of inorganic and physical chemistry, Tyumen State Universi ty, phone: 8(3452)45-37-97, e-mail: Solodovnikov@inbox.ru Andreev O. V., PhD, professor, head of the department of inorganic and physical chemistry, Tyumen State University, phone: 8(3452)24-33-07, e-mail: Andreev@utmn.ru Kiselev K. V., Candidate of Sciences in Chemistry, senior lecturer of Tyumen State University, phone: 8(3452)68-72- _ УДК 622.32, 532. О РАДИУСЕ ВЛИЯНИЯ ПРИ ИССЛЕДОВАНИЯХ ПЛАСТОВ МЕТОДОМ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ ABOUT THE RADIUS OF INFLUENCE IN STUDIES OF RESERVOIRS BY PRESSURE WAVES METHOD М. Н. Овчинников M. N. Ovchinnikov Казанский (Приволжский) федеральный университет, г. Казань Ключевые слова: гидропроводность, пьезопроводность, нестационарная фильтрация жидкостей, амплитуда и период волн давления Key words: hydraulic conductivity, diffusivity coefficient, unsteady-state filtration, amplitude and period of the pressure waves Для оценивания времени проведения гидродинамических исследований скважин по ме тоду фильтрационных волн давления (ФВД, [1-3]) и глубины зондирования пласта требует ся задать продолжительность периодов воздействия и амплитуду изменений давления на возмущающей скважине. При этом пороговое, с точки зрения глубины зондирования, зна чение регистрируемого давления, обозначаемое далее как Ркр, носит условный характер и определяется техническими характеристиками используемой аппаратуры и представления ми экспериментатора об уровне флуктуаций давления. Для метода ФВД таким значением по амплитуде давления можно выбрать, например, Ркр =103 Па, что соответствует измери тельным возможностям манометров, используемых в гидродинамических экспериментах.

При проведении межскважинного зондирования с периодом Т (и, соответственно, час тотой =2 /Т) в системе с вертикальными скважинами можно использовать выражения [2,4] для расчетов амплитуды давления регистрируемого на реагирующей скважине, вели чина которого в нашем исследовании должна быть равна или превосходить пороговое Ркр:

Нефть и газ 1/ Ker 2 X Kei 2 X 1 q. (1) Pr Ркр X c Ker12 X c 2 Kei1 X c При этом амплитуда давления на возмущающей скважине рассчитывается по формуле 1/ q Ker 2 X с Kei 2 X с. (2) Pс X c Ker12 X c 2 Kei1 X c 1/ 2 1/ 2 1/ 2 1/ 2, Здесь X c,X r Ker, Kei, Ker1 Kei1, — функ rc / rc 2 / T / r2 / T ции Кельвина 0 и 1 порядков;

q — амплитуда дебита на возмущающей скважине;

Pr — ам плитуда давления на реагирующей скважине;

Pc — амплитуда давления на возмущающей скважине;

— пьезопроводность пласта;

— гидропроводность пласта;

rc — приведенный радиус возмущающей скважины;

r — расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами по пласту, =1,782… — постоянная Эйлера.

Значения амплитуд дебита и давления определяются в результате гармонического ана лиза при математической обработке экспериментальных кривых. Оценки показывают [4], что для обработки экспериментальных кривых с погрешностью при определении ФПП, не превышающей 5%, можно использовать 2–3 периода колебаний.

Далее в данной работе считается, что значения гидропроводности и пьезопроводности известны из предварительных оценок. Таким образом, для определения времени проведе ния эксперимента необходимо найти математическую связь между безразмерным парамет ром X и давлением Ркр, каковым является в (1) амплитуда давления Рr, что требует решения уравнения:

1/ Ker 2 X Kei 2 X 2 Pкр D. (3) X c Ker12 X c 2 q Kei1 X c 1/ Для этого следует знать значение выражения X c Ker12 X c Kei c X c, которое определят ся из (2) по результатам экспериментов. Для большинства ситуаций значение этого выраже 1/ ния, примерно, равно единице, поскольку при малых Xс (Xc1), Ker12 X c Kei c X c 1/ X c что обычно и выполняется на практике. Графически решение уравнения (3) показано на рисунке.

D=2 Ркр/q 1/ Рисунок. Зависимость параметра X от параметра D 2 Pкр q r / Нефть и газ 1/ В случае, когда значение выражения X c Ker12 X c Kei c X c 2 значимо отклоняется от еди ницы, следует ввести поправку в значение параметра D, которая рассчитывается по резуль татам экспериментов из (2).

Разобьем решение (3) (см. рисунок) на три интервала c интерполяцией решений вида X=X(lnD) на каждом из них кубическими полиномами. Оказалось, что с весьма хорошим приближением (R20,9999) можно рассчитывать значения вычисляемых параметров по нижеприведенным формулам таблицы.

Формулы для расчетов радиусов и периодов воздействия для различных интервалов значений параметра D 2 Pкр q Диапазон Расчетные соотношения 1/ I X r / 0,152629 1,107688 ln D 2 0, 018864 (ln D ) 0, 000467 (ln D ) 0,152629 1,107688 ln D I rкр T 2 0, 018864 ln D 0, 000467 ln D 10-7D10 r I T хар 0,152629 1,107688 ln D 2 0, 018864 ln D 0, 000467 ln D 1/ II X r / 0, 554114 0, 731551 ln D 2 0,135496 (ln D ) 0, 012328 (ln D ) 0,554114 0, 731551 ln D II rкр T 10-1D1 2 0,135496 ln D 0, 012328 ln D r T[ II хар 0, 554114 0, 731551 ln D 2 0,135496 ln D 0, 012328 ln D 1/ III X r / 0, 557442 0, 739750 ln D 2 0, 298024 (ln D ) 0, 031217 (ln D ) 0,557442 0,739750 ln D III rкр T 2 0, 298024 ln D 0,031217 ln D 1D r III T хар 0, 557442 0, 739750 ln D 2 0, 298024 ln D 0, 031217 ln D Нефть и газ Зная X=X(lnD), можно получить формулы для расчета условного радиуса влияния в рас сматриваемом интервале изменений параметра D в зависимости от параметров среды, уста навливаемого периода воздействия и амплитуды дебита возмущающей скважине и, соответственно, расчета необходимого периода воздействия в зависимости от параметров среды, расстояния между возмущающей и реагирующей скважинами и дебита возмущаю щей скважины.

Здесь интервалу № I при 10-7D10-1 соответствуют безразмерный параметр XI, ради ус влияния rIкр, характерный период TIхар, интервалу № II при 10-1D1 - XI, rIIкр, TII интервалу № III при 1D5 - XI, rIIIкр, TIIIхар.

Проведем оценку. Пусть Ркр=103Па, q0=10-3м3/c, k=10-14м2, h=10м, вязкость =10 мПа с, упругоемкость =5 10-10 Па-1, тогда пьезопроводность = 0,02 м2/c и гидропро водность =10-10 м2 м/Па с при r=400 м, тогда D=6,28 10-4 и ТIхар~6 106 с или около 7 суток.

Сравним полученные решения с решением задачи о пуске узкой скважины с постоян ным дебитом. Изменение давления в точке наблюдения r в этом случае можно вычислить по формуле rкр q P Ei, (4) 4 4t где Ei — интегральная показательная функция. При выполнении условий t rкр и D1, можно приближенно вычислить радиус зондирования, как rкр 2 t и характерное вре мя воздействия для достижения изменения давления Ркр на удалении от скважины на рас стояние r как Tхар 4 r2.

Отметим, что для приближенных расчетов при значении безразмерного параметра X (что соотвествует первому из рассматриваемых диапазонов изменения D) можно использо вать формулы вида I r2 / / ln 2 q 8 Pкр.

и Tхар I rкр T ln q 8 Pкр Как и следовало ожидать, определяющий вклад в оценочные расчеты вносят выражения tиr, которые входят в вышеприведенные формулы.

Таким образом, полученные результаты позволяют провести количественную оценку характерного времени проведения гидродинамических экспериментов методом волн давле ния и методами многоимпульсного зондирования пластов для систем вертикальных сква жин. Определяющий вклад в увеличение продолжительности гидродинамических экспери ментов по определению фильтрационных параметров пластов вносят снижение проницае мости коллектора, рост вязкости жидкости и увеличение расстояния между возмущающей и реагирующей скважинами.

Список литературы 1. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. - М.: Недра, 1984. - 265с.

2. Молокович Ю. М., Непримеров Н. Н., Пикуза В. И., Штанин А. В. Релаксационная фильтрация. - Казань, 1980. -136с.

3. Овчинников М. Н., Куштанова Г. Г., Гаврилов А. Г. Метод фильтрационных волн давления как способ иссле дования окрестности скважин и верификация фильтрационных моделей.// Известия высших учебных заведений.

Нефть и газ. – 2009, - №2.- С.55-59.

4. Одиванов В. Л., Овчинников М. Н., Гаврилов А. Г. Исследования пластов методом фильтрационных волн дав ления с использованием автоматизированных систем управления экспериментом. - Казань, 2009.- 140с.

Сведения об авторе Овчинников Марат Николаевич, д. ф.-м. н., заведующий кафедрой радиоэлектроники, Казанский (Приволж ский) федеральный университет, г. Казань, тел.: 8 (843)2337172, e-mail: Marat.Ovchinnikov@ksu.ru Ovchinnikov M. N., PhD, head of department of radio electronics, Kazan Federal University, phone: (843)2337172, e-mail: Marat.Ovchinnikov@ksu.ru _ Нефть и газ УДК622.276.41. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ДВУХСТОРОННЕГО ППД ЗАКАЧКОЙ ВОДЫ И ГАЗА IMPROVEMENT OF OIL AND GAS DEPOSIT DEVELOPMENT AT REALIZATION OF BILATERAL PRESSURE MAINTENANCE BY WATER AND GAS INJECTION Д. В. Аптулин А. С. Романов D. V. Aptullin, A. S. Romanov ООО «ТюменНИИгипрогаз»;

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», г.Тюмень Ключевые слова: поддержание давления, нагнетание газа, сайклинг-процесс, внутриконтурное заводнение, газонефтяной контакт, коэффициент извлечения нефти Key words: pressure maintenance, gas re-injection, cycling process, contour flooding, gas-oil interface, oil recovery factor Результаты пятилетнего периода эксплуатации одного из нефтегазоконденсатных ме сторождений Тюменской области с тонкой нефтяной оторочкой и обширной подгазовой зоной, объем которой, в условных единицах более чем в шесть раз превышает запасы кон денсата и в десять раз запасы нефти, показали, что разработка месторождения при истощении пластовой энергии только газоконденсатных частей залежи отрицательно скажется на последующем извлечении запасов нефти.

Данное обстоятельство вызвало необходимость пересмотра основных решений по сис теме разработки и совершенствования стратегии развития добычи нефти на месторождении.

С этой целью в разрабатываемых продуктивных пластах, при учете геологических и гидродинамических особенностей нефтегазонасыщенных коллекторов, проведена оценка влияния на технологии моделирования процессов истощения и поддержания давления за качкой газа в газоконденсатно-нефтяные залежи.

При использовании трехмерной геолого-газогидродинамической модели выполнены расчеты технологических показателей разработки по трем вариантам:

первый предусматривает разработку газоконденсатных и нефтяных частей залежей в режиме истощения пластовой энергии при добуривании дополнительных газоконденсатных Нагнетательные газоконденсатные скважин;

Нагнетательные газоконденсатные второй характеризуется разработкой газоконденсатных частей залежей в режиме исто щения пластовой энергии, а нефтяных частей с поддержанием пластовой энергии при внут риконтурном заводнении (рис. 1);

третий предусматривает поддержание пластового давления в нефтяной части залежи, с помощью внутриконтурного заводнения и организацию закачки газа в прилегающие к кон туру нефтеносности газоконденсатные скважины (рис. 2).

Условные обозначения Добывающие нефтяные Нагнетательные нефтяные Нагнетательные газоконденсатные Газоконденсатные Внешний контур газоносности Внутренний контур газоносности Внешний контур нефтеносности Внутренний контур нефтеносности Эффективная нефтенасыщенная толщина, м Рис.1. Размещение газоконденсатных и нефтяных скважин при реализации варианта (на примере участка газоконденсатной залежи с нефтяной оторочкой) Нефть и газ Условные обозначения Добывающие нефтяные Нагнетательные нефтяные Нагнетательные газоконденсатные Газоконденсатные Внешний контур газоносности Внутренний контур газоносности Внешний контур нефтеносности Внутренний контур нефтеносности Эффективная нефтенасыщенная толщина, м Рис. 2. Размещение газоконденсатных и нефтяных скважин при реализации варианта Исходя из нефтепромыслового опыта реализация сайклинг-процесса на месторождении, хотя и способствует повышению нефте- и конденсатоотдачи продуктивных пластов, однако, ухудшает показатели экономической эффективности разработки залежи. В связи с этим предложено рассмотреть частичный сайклинг-процесс, который можно реализовать с одно временной разработкой нефтяной оторочки при условии стабилизации ГНК на начальном уровне.

Для обоснования расчетных вариантов разработки нефтегазоконденсатных залежей уч ли следующие принципы:

каждый из добываемых углеводородных продуктов, содержащихся в пласте, должен рассматриваться в качестве целевого без выделения приоритетов в организации его добычи;

варианты разработки нефтегазоконденсатных залежей должны предусматривать применение методов воздействия на пласт в газоконденсатных и нефтяных частях залежей, направленных на достижение утвержденных коэффициентов извлечения жидких углеводо родов;

при выборе методов воздействия на пласт необходимо учитывать особенности гео логического строения и текущего состояния разработки объектов;

варианты разработки должны формироваться с учетом современного уровня и тен денций развития техники и технологии добычи газа, конденсата и нефти.

В качестве ограничений на работу нефтяных скважин приняты следующие параметры:

давление на забое добывающих скважин — 11,0 МПа;

давление на забое нагнетательных скважин — 30,0 МПа;

предельная обводненность продукции скважин — 98%;

максимальный газовый фактор — 5000 м3/м3;

минимальный дебит нефти — 2 м3/сут;

коэффициент эксплуатации — 0,95.

При выполнении технологических расчетов проектный срок разработки устанавливался до полной выработки запасов нефти, предусмотренной вариантами и системой разработки.

В первом варианте, при разработке оторочки без поддержания давления, предусматри валось размещение 127 проектных скважин в пределах всей площади нефтеносности при вскрытии пласта скважинами с вертикальным и горизонтальным заканчиванием и расстоя нием между забоями 800 м.

Максимальная добыча нефти в объеме 1133 тыс. т достигается на третий год разработки.

За расчетный период нефтяными скважинами отобрано нефти 4547 тыс. т при достижении коэффициента извлечения на уровне 0,132 доли ед.

Разработка оторочки сопровождалась высокими значениями прорывного газа и попутно извлекаемой вместе с нефтью воды.

К концу расчетного периода, который с момента ввода в эксплуатацию и до момента выбытия последней скважины составляет 40 лет, газовый фактор и обводненность продук ции скважин достигли 4099 м3/т и 51 % соответственно (рис. 3).

Нефть и газ нефти Годовая добыча, тыс.т жидк.

Годы 4200 3600 3000 Газовый фактор, м3/т Обводненность, % 2400 ГФ 1800 1500 Обводн.

1200 600 0 Годы 80 70 Действующий фонд добывающих Среднегодовой дебит на одну (нагнетательных) скважин, ед 60 скважину, т/сут 50 добыв.

40 нефти 30 20 10 0 Годы Рис. 3. Динамика показателей добычи нефти из залежи по варианту Во втором варианте при сохранении режима истощения газовой части залежи организа ция добычи нефти предусматривалась с реализацией внутриконтурного заводнения. Фонд проектных добывающих нефтяных скважин составил 89 ед., а фонд нагнетательных сква жин 38 ед. Организация внутриконтурного заводнения начинается с третьего года разработ ки поэтапным переводом части добывающих скважин под закачку воды. Общий фонд до бывающих и нагнетательных скважин составил 127 ед. Результаты расчетов по данному варианту показали более равномерную выработку запасов нефти в течение всего расчетного периода (рис.4).

Достижение максимальных значений добычи, также как и варианте 1 в объеме 1100 тыс. т, обеспечивается на третий год разработки при действующем фонде 83 ед.

Нефть и газ За расчетный период нефтяными скважинами отобрано 7848 тыс. т нефти при текущем ко эффициенте извлечения нефти 0,227 доли ед.

2200 2000 1800 Годовая закачка воды, тыс.т нефти Годовая добыча, тыс.т 1600 жидк.

1400 закачка воды 1200 1000 800 600 400 200 0 Годы 2400 2200 2000 1800 Газовый фактор, м3/т Обводненность, % 1600 ГФ 1400 Обводн.

1200 1000 800 600 400 200 0 Годы 60 120 Действующий фонд добывающих 50 добыв.

Среднегодовой дебит на одну (нагнетательных) скважин, ед нагнет.

40 дебит нефти скважину, т/сут 30 20 10 0 Годы Рис. 4. Динамика показателей добычи нефти из залежи по варианту В третьем варианте для повышения степени выработки запасов углеводородной продук ции помимо внутриконтурного заводнения предложено организовать поддержание пласто вого давления в газовой части залежи, непосредственно примыкающей к нефтяной отороч ке. С этой целью 10 уже пробуренных газоконденсатных скважин переводятся под нагнета ние части отсепарированного количества газа в объемах 1,0–1,3 млрд м3/год в приконтур ную часть оторочки. Количество добывающих и нагнетательных скважин со вскрытием нефтяной оторочки, система их размещения аналогична предыдущему варианту. Результа Нефть и газ ты расчетов, представленные на графиках (рис. 5), показали, что организация сайклинг процесса в газоконденсатной части пласта в совокупности с поддержанием давления в неф тяной оторочке способствовали наиболее полному вытеснению нефти к забоям добываю щих скважин и оказали непосредственное влияние на увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи, который изменился в большую сторону по сравнению с предыдущим вариан том, и за тот же период разработки достиг 0,319 доли ед. За расчетный период нефтяными скважинами отобрано 11014 тыс. т нефти при сохранении начальных дебитов на уровне 52 т/сут соответственно.

2200 2000 нефти 1800 Годовая закачка воды, тыс.т жидк.

Годовая добыча, тыс.т 1600 закачка воды 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Годы 3000 2400 Газовый фактор, м3/т Обводненность, % ГФ 1800 Обводн.

1200 600 0 Годы 60 Действующий фонд добывающих 50 Среднегодовой дебит на одну (нагнетательных) скважин, ед 40 скважину, т/сут добыв.

нагнет.

30 дебит нефти 20 10 0 Годы Рис. 5. Динамика показателей добычи нефти из залежи по варианту Нефть и газ Проведенные мероприятия по поддержанию пластового давления позволили при предотвращении дальнейшего снижения давления на контуре с нефтяной оторочкой, не только увеличить конечные коэффициенты извлечения нефти на 9%, по сравнению с вариантом поддержания пластового давления только в нефтяной оторочке, но и на 7% повысить конденсатоотдачу из залежи пласта (рис.6).

0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. Вариант 1 - истощение 127 скв 0. Вариант 2 - ППД закачкой в оды, 127 скв 0. Вариант 3 - ППД закачкой в оды и газа, 127 скв 0. 0. Рис. 6. Динамика изменения КИН по вариантам Вывод На основе проведенной работы при условиях оптимального размещения нефтяных скважин, вскрытии нефтенасыщенного пласта горизонтальным забоем, интенсификации добычи газоконденсатными и нефтяными скважинами можно существенно повысить эко номическую эффективность разработки нефтегазоконденсатного месторождения с приме нением сайклинг-процесса.

Список литературы 1. Афанасьева А. В. Опыт разработки нефтегазовых залежей за рубежом. ОЗЛ. Сер. «Нефтепромысловое дело». М., ВНИИОЭНГ, 1977г.

2. Гуревич Г. Р., Соколов В. А., Шмыгля П.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пла стового давления. – М.: Недра, 1976г.

3. Мартос В. Н. Анализ разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. ТНТО. Сер. «Нефте промысловое дело». - М., ВНИИОЭНГ, 1976г.

4. Особенности проектирования разработки газонефтяных залежей месторождений Западной Сибири./ Туренков Н. А., Гереш П. А., Юшков Ю. Ф., Ахмадеева З. А. Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газокон денсатных месторождений, вып 10. – М., ВНИИЭгазпром, 1987.

5. Современные и перспективные способы эксплуатации газоконденсато-нефтяных месторождений Западной Си бири./ Медведский Р. И., Кряквин А. Б., Балин В. П., Юшков Ю. Ф. Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, вып 4. – М., ВНИИЭгазпром, 1980.

6. Experimental and Theoretical Simulation for Oil Rim - a New Technology of Development. Zakirov S. N., Shandrygin A. N., Romanov A. S. Seventh European Symposium on Improved Oil Recovery, 27-29 October 1993, Moscow, Russia. - С. 507-505.

Сведения об авторах Аптулин Денис Васильевич, мл. науч. сотр. лаборатории анализа и проектирования разработки нефтяных за лежей ООО «ТюменНИИгипрогаз», 8(3425) Романов Александр Сабурович, к.т.н., руководитель группы, ООО «Тюменский нефтяной научный центр», г. Тюмень, 7(3425)52-90-90(584), ASRomanov@tnk-bp.com Aptullin D. V., junior scientific worker of Laboratory of oil deposits development analysis and designing, «TyumenNIIgiprogas, LLC», phone: +7 (3425) Romanov А. S., Candidate of Technical Sciences team leader, «Tyumen petroleum research center, LLC», phone:

+7 (3425) 52-90-90(584), e-mail: ASRomanov@tnk-bp.com Нефть и газ Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта УДК 622.692. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ И ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКОНОМИКИ, ДОБЫЧИ, ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА РОССИИ ENERGY CONSERVATION AND ENERGY EFFICIENCY OF OIL AND GAS ECONOMY, PRODUCTION AND PIPELINE TRANSPORT IN RUSSIA И. В. Тырылгин, В. А. Шпилевой, Ю. Д. Земенков I. V.Tyrylguin, V. A. Shpilevoy, Yu. D. Zemenkov Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень Ключевые слова: магистральный транспорт, энергоэффективность, энергоемкость Key words: pipeline transport, power intensity, energy efficiency В основе развития и повышения эффективности экономики любого производства (ра бот, услуг) каждого государства лежит экономия производственных ресурсов всех видов, которая во многом определяется состоянием и располагаемыми возможностями эффектив ного использования энергетических и материально-сырьевых ресурсов.

Мировые энергетические кризисы начала и середины 1970-х годов и эмбарго на нефть со стороны арабских стран, вызвавшее рост цен на все виды энергоресурсов (ЭР), выдвину ли в США задачу снижения зависимости экономики от энергопотребления, что фактически «породило по миру моду», выражавшуюся в развитии и реализации политики энергосбере жения как парадигмы, в решении проблем повышения эффективности экономики, став за рубежом предметом развития государственных стимулов и субсидий научных исследований и практической реализации в сферах энергосбережения, включающей повышение эффек тивности использования ТЭР.

Значимость повышения эффективности использования материально-сырьевых ресурсов (сырья и материалов) оставалась вне поля повышенного внимания.

Процессы формирования принципов и механизмов государственной политики в облас ти энергосбережения, начиная с конца 1970-х годов, получили и в отечественной нацио нальной экономике новый импульс развития, отразившийся в многочисленных государст венных и правительственных документах.

В апреле 1996 г. приняли Федеральный закон № 28-ФЗ «Об энергосбережении», кото рый радикально так и не заработал в силу декларативного характера ряда нормативов и отсутствия конкретных финансовых, экономических и организационных механизмов сти мулирования энергосбережения, но на его основе разработали все ГОСТы и руководящие документы в сфере энерго- и ресурсосбережения, где часто используются неадекватные терминологические определения энерго- и ресурсосбережения, эффективности использова ния энергии, энергетической эффективности, удельной энергоемкости и др.

Предпринимавшиеся попытки организации системного подхода к активизации процес са энергосбережения, сколь-нибудь существенных эффектов не обеспечили [1].

Распоряжением Правительства РФ от 28.08.2003 г. № 1234-р утверждена Энергетиче ская стратегия России до 2020 года (ЭС-2020).

В ЭС-2020 экономика России характеризовалась высокой энергоемкостью в 2–3 раза (по другим оценкам в 3–4 раза) превышающей удельную энергоемкость экономик развитых стран и хлестким термином энергорасточительности. Причинами такой энергоемкости, кроме суровых климатических условий и территориального характера, отмечались сформированные в течение длительного времени структура промышленного производства и нарастающая технологическая отсталость энергоемких отраслей промышленности и жилищно-коммунального хозяйства, а также недооценка стоимости энергоресурсов, нестимулирующая энергосбережение.

Нефть и газ За 1980–2000 гг. в развитых странах наблюдался энергоэкономический рост (ЭС-2020).

В результате энергоемкость ВВП в среднем по миру уменьшилась за этот период на 19% (1% в год), а в развитых странах на 21–27% (1–1,35% в год).

Одной из приоритетных задач ЭС-2020 было вновь признано повышение эффективно сти использования ТЭР и создание необходимых условий для перевода экономики страны на энергосберегающий путь развития для роста экономики.

Утверждающаяся парадигма реализации энергоэффективной экономики России, пре вращалась в панацею решения проблем повышения эффективности и роста всей российской экономики [2]. Этому во многом способствовало то, что значимость энергосбережения в прошлом во многом определялась заметной реализацией малозатратных энергосберегаю щих мероприятий и подкреплялась рядом авторитетных утверждений того периода. Подоб ные утверждения более низкой затратности энергосбережения в 2-3 раза ниже добычи ана логичного количества энергоресурсов продолжают использоваться часто до сих пор без должного обоснования.

Однако необходимо иметь в виду, что в ЭС-2020 приводится современная примерная оценка долей потенциалов по затратам энергосберегающих мероприятий России: « 20% потенциала энергосбережения можно реализовать при затратах до 20 дол. США за 1 т у.т., то есть уже при действующих ценах на топливо. Наиболее дорогие мероприятия (стоимо стью свыше 50 дол. США за 1 т у.т.) составляют около 15% потенциала энергосбережения.

Мероприятия стоимостью от 20 до 50 дол. США за 1 т у.т., обеспечивающие оставшиеся две трети потенциала энергосбережения (65%), требуют значительных суммарных инвестиций.

Реализация всего потенциала энергосбережения займет до 15 лет».

При этом необходимо учитывать, что замена старых технологий энергосберегающими потребует почти на порядок больше капиталовложений, чем дополнительное производство энергоресурсов.

В ходе реализации ЭС-2020 появилась необходимость внесения новых ориентиров раз вития энергетического сектора в рамках перехода российской экономики на инновацион ный путь развития. Основанием послужило крайне неудовлетворительное положение в стране с энергосбережением и энергоэффективностью экономики.

В конце мая 2009 г. при Президенте РФ образована Комиссия по модернизации и техно логическому развитию экономики. На первом заседании Комиссии 18.06.2009 г. был дан старт пяти приоритетным технологиям в модернизации экономики, где на первом месте назывались энергоэффективность и энергосбережение. Там Д. А. Медведев с горечью заме тил: «С энергоэффективностью в нашей стране очень плохо. Одна болтовня идет, а ничего не происходит. И кризис, на который все уповали, ничего не изменил».

На различных государственных и правительственных уровнях вновь начали остро об суждаться вопросы реализации энергосбережения и энергоэффективности. Широко развер нулась не только пропагандистская кампания, но и предприняты реальные шаги и решения.

При этом существующее фактическое положение с энергоемкостью и энергоэффективно стью в РФ отражено на графиках рис.1, 2, 3 [3]. Видим, что в 2000–2008 гг. снижение энер гоемкости российского ВВП обеспечено, главным образом, более полной загрузкой произ водственных мощностей (третья часть снижения энергоёмкости) и изменением ее структу ры в пользу менее энергоемких отраслей.

Рис. 1.

ВВП и потребление Первичных ТЭР РФ 2000-2008 гг. (факт) Нефть и газ Определенную роль сыграл быстрый рост ВВП, во многом обусловленный благоприят ной конъюнктурой мировых цен на ТЭР.

Общее снижение энергоемкости ВВП России привело к повышению эффективности ис пользования ТЭР на единицу ВВП по сравнению с уровнем 2000г., что только условно можно отнести к сфере энергосбережения».

Рис. 2.

Энергоемкость ВВП РФ 2000-2008 гг. (факт) Рис. 3.

ВВП РФ на единицу потребления ТЭР (энергоэффективность) 2000-2008 гг. (факт) Последнее представляется очень важным в существующей фактической оценке энерго емкости и энергоэффективности ВВП России, но совершенно не отражает повышение эф фективности использования ТЭР.

Распоряжением Правительства РФ от 13.11.2009 г. утверждена Энергетическая страте гия России до 2030 года.

Федеральный закон «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективно сти и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ», утвержденный Прези дентом РФ от 23.11.2009 № 261-ФЗ, частично устранял имеющиеся недостатки. Он утратил силу ФЗ «Об энергосбережении» 1996 г., но ясности в понимание сущности «энергосбере жения» и «энергоэффективности» не внёс.

Исходя из определений закона №261-ФЗ, энергосбережение — это дескриптивное (опи сательное) представление состава мер, направленных на уменьшение объема используемых энергетических ресурсов при сохранении соответствующего полезного эффекта от их ис пользования, укрепляет в целом понимание, что энергосбережение — очень сложная и даже не совсем определённая сфера деятельности в экономике;

энергоэффективность — это характеристики обратные энергоемкости, выражаемые в различных соотношениях нату ральных или стоимостных показателей полезного эффекта и используемых на его произ водство энергоресурсов. Они косвенно отражают энергетическую эффективность, но не как показатель полезности использования энергоресурсов, а как факт удельного энергопотреб ления произведенного полезного эффекта.

В зависимости от поставленной цели почти не ограничивается вольность представления соотношений в показателях энергоемкости и энергоэффективности в натуральных, стоимо стных или смешанных соотношениях.

Энергетическая эффективность (энергоэффективность) по определению Федерального закона №261-ФЗ и эффективность использования энергии — это разные понятия, которые редко в научно-технических и повсеместно в экономических и юридических сферах вос принимаются как синонимы. Энергоэффективность — показатель, обратный удельной энергоемкости, а общепринятые показатели эффективности использования энергоресурсов Нефть и газ — основные безразмерные показатели: КПД для механизмов, устройств и КПИ энергии для энергетических цепей производства, отрасли, а также экономики в целом.


Всегда считалось, что имеются большие резервы повышения эффективности использо вания энергоресурсов (энергии и топлива), то есть составной части энергосбережения. Об щая эффективность полезного использования энергоресурсов в экономике (с учетом потерь при добыче, транспортировке и т. д.) к 1975 г. даже в промышленно развитых странах, как США, оценивалась в 10–15%.

В экономике бывшего СССР КПИ энергоресурсов ориентировочно оценивался (по от четным данным за 1985 г.) в 10,6%. Однако даже эта единичная и очень приблизительная оценка позволяет сделать вывод, что уровень использования энергии в экономике страны более низкий, чем это предполагалось ранее [4].

В настоящее время доля затрат на энергоносители в общих затратах экономики по Рос сии составляет в среднем около 13%, а по отдельным регионам и сферам деятельности (от раслям) отклоняется до 50% в большую или меньшую сторону от среднего. По Тюменскому региону она составляет около 7%.

Что касается долей затрат на сырье и материалы, то по России в среднем они в 2–3 раза превышают доли затрат на энергоносители, а по отдельным отраслям эта разница достигает значительно больших кратностей. Так было еще и около 50 лет назад в СССР.

Приводятся сведения о затратах на производство и продажу продукции (товаров, работ и услуг) в целом по экономике Тюменской области, а также в добыче сырой нефти и при родного газа, предоставления услуг в этих областях за 2007, 2008, 2009 гг. (табл. 1).

При этом в общих затратах экономики доли затрат на сырье и материалы составляют 16–20%, а доли затрат на топливо и энергию 6–7%. В добыче сырой нефти и природного газа затраты на сырье и материалы составляют 8–8,5%, а на топливо и энергию 3,9–5,4%.

Таблица Затраты на производство и продажу продукции (товаров, работ, услуг) по видам экономической деятельности Тюменской области* 2007 2008 Статьи общих и отдельных затрат млрд р. % млрд р. % млрд р. % Всего Затраты на производство и продажу продукции (товаров, работ, услуг) 2727 100 3465 100 3299 В том числе:

расходы на приобретение сырья, материалов и др. для производства и продажи продукции (товаров, работ, услуг) 488 17,9 610 17,6 521 15, расходы на топливо 81,0 3,0 109,4 3,1 100 3, расходы на энергию 83,9 3,1 105,8 3,1 128 3, Добыча сырой нефти и природного газа, предоставление услуг в этих областях Затраты на производство и продажу продукции (товаров, работ, услуг) 1592 58,4/100 2044 59,0/100 1868 56,6/ В том числе:

расходы на приобретение сырья, материалов и др. для производства и продажи продукции (товаров, работ, услуг) 135 8,5 169 8,3 152 8, расходы на топливо 7,6 0,5 10,5 0,5 8,3 0, расходы на энергию 53,7 3,4 67,5 3,3 8,7 4, В таблице 2 приводятся сведения о затратах на производство и продажу продукции (то варов, работ, услуг) в транспортировании по трубопроводам за 2008 и 2009 гг.

При этом в транспортировке нефти доли затрат на «сырье и материалы» составляют 2–3%, затраты на «топливо и энергию» (в основном, электроэнергию) 16–20%.

Нефть и газ В транспортировании газа и продуктов его переработки доли затрат на «сырье и мате риалы» составляют 4,5–6,4%, затраты на «топливо и энергию» (в основном газ) составляют 11–13%.

Таблица Затраты в транспортировании по трубопроводам нефти и нефтепродуктов, а также газа и продуктов его переработки и затрат на сырье и материалы, топливо и энергию Тюменской области* Статьи общих и отдельных затрат 2007 2008 млрд р. % млрд р. % млрд р. % Транспортирование по трубопроводам нефти и нефтепродуктов Затраты на производство и продажу продукции (товаров, работ, услуг) В том числе: — — 323,7 0,7/100 337,9 1,0/ расходы на приобретение сырья, материалов и др. для производства и продажи продукции (товаров, работ, услуг) — — 0,71 3,0 0,76 2, расходы на топливо — — 0,38 1,6 0,31 0, расходы на энергию — — 4,33 18,3 5,77 15, Транспортирование по трубопроводам газа и продуктов его переработки Затраты на производство и продажу продукции (товаров, работ, услуг) — — 240,2 6,9/100 274,4 7,5/ В том числе:

расходы на приобретение сырья, материалов и др. для производства и продажи продукции (товаров, работ, услуг) — — 15,4 6,4 11,1 расходы на топливо — — 26,4 11,0 21,9 8, расходы на энергию — — 4,9 2,0 5,4 2, * Статистические бюллетени 13099.1 «Затраты на производства и продажу продукции (товаров, работ, услуг) по Тюменской области» за 2007, 2008 и 2009гг. и расчеты авторов.

Относительно невысокие доли затрат на энергоносители в экономике страны, а также в нефтяной и газовой отраслях при относительно высоких долях затрат на сырье и материалы не вызывают большого энтузиазма по энергосбережению и энергоэффективности у руково дителей этих производств, но широкая пропаганда энергосбережения часто определяет не обходимость их участия в кампаниях по разработке своих энергосберегающих программ.

В настоящее время проблема энергосбережения относится не к технической, а к эконо мической категории. Успешность её решения во многом определяется соотношением цен на основные конечные энергоносители (электричество, тепло, топливо), а также выбором из широкого спектра систем их эффективности технического и технологического использова ния.

В последние десятилетия в России проводится политика установления паритетности внутренних цен на электроэнергию и топливный газ, которая в некоторой мере сказывается на предпочтительности по затратности на энергетические ресурсы, сырье и материалы для их потребителей, в частности, для систем привода компрессорных и насосных станций ма гистральных нефтепроводов.

Выбор типа привода центробежного нагнетателя компрессорных станций (КС) магист ральных газопроводов (МГ) является одним из важных вопросов экономики транспорти ровки газа. Конкурентоспособность газотурбинного и электрического приводов зависит в первую очередь от условий электроснабжения КС. Обычно КС с электроприводными ГПА строятся на участках газопроводов, проходящих через районы с развитой энергосистемой, имеющей резервы электрической энергии. Выбор параметров и типа привода ГПА компрес Нефть и газ сорной станции осуществляется на основании технико-экономических расчетов. Для вы числения приведенных затрат по выбранным вариантам используют укрупненные технико экономические показатели, полученные в результате опыта строительства и эксплуатации магистральных газопроводов.

Выбор рациональной системы привода ГПА (газотурбинный или электрический) уже более 60 лет является предметом многочисленных исследований и обоснований, не позво ляющих до сих пор принять однозначного решения.

Важным аргументом в пользу применения ЭГПА часто используется высокое значение КПД электродвигателей (около 0,95) при невысоких у газотурбинных двигателей (0,25–0,29). Однако более правильным следует рассматривать коэффициент полезного ис пользования (КПИ) энергии. В этом случае при электроснабжении электроприводных КС в большинстве от ТЭС с КПД = 0,3–0,35 через распределительные электрические системы КПИ энергии электроприводных и газотурбинных КС оказываются почти равными [5].

Многие известные технические, энергетические, экологические, надежностные, регули ровочные, экономические, ценовые и другие характеристики и показатели, а также пре имущества и недостатки обеих систем приводов ГПА настолько разнятся или сближаются, что при отсутствии единства подходов и мнений о значимости, приоритетности и ранжиро ванности отдельных различных или групп факторов, решение задачи оптимального выбора системы привода сильно затрудняется. Необходим системный подход к решению проблемы на основе научной оценки значимости и приоритетности факторов, характеризующих рас сматриваемые системы приводов или их сочетаний на КС или КЦ в различных условиях и видах обеспеченности энергетической базы территорий их размещения [5].

Вопрос о сравнении выгодности газотурбинного и электропривода имеет большое зна чение. К замене существующих в настоящее время электроприводных агрегатов на газотур бинные подталкивают большие текущие издержки на оплату электроэнергии, связанные с высоким тарифом на нее.

Результаты расчетов в РГУ нефти и газа по определению приведенных затрат на выра ботку единицы энергии при использовании газотурбинного и электрического приводов по зволили для разных периодов соотношений цен на топливный газ и электроэнергию (рис. 4) построить диаграммы, определяющие области рационального использования каждого из рассматриваемых видов привода в зависимости от действовавших соотношений цен на энергоносители и КПД газотурбинного агрегата.

Приведенные диаграммы четко иллюстрируют критическое соотношение цен на топ ливный газ и электроэнергию и области рационального использования газотурбинных и электроприводных ГПА в зависимости от КПД газотурбинного двигателя. Они свидетель ствуют о большей предпочтительности газотурбинного привода на КС МГ.

Тем не менее, в ряде случаев, например, в районах с низкой ценой на электроэнергию, а также в силу ряда других причин, нельзя исключать использование на КС и электропривод ных агрегатов, имеющих ряд неоспоримых преимуществ перед газотурбинным приводом.

Рис.4. Области рационального использования газотурбинных и электроприводных ГПА Нефть и газ Коренное повышение энергоэффективности не может решаться только за счет органи зационных беззатратных и малозатратных мероприятий. Основная надежда на внедрение современных передовых технологий и технических средств и систем, характеризующихся меньшей энергоемкостью по сравнению с существующими. Но это, как известно, требует больших инвестиций.

В мировой практике повышение эффективности использования энергии и топлива ре шается во многом за счет бюджетного финансирования и отчислений со стороны хозяйст вующих субъектов.


В России из федерального бюджета на нужды энергосбережения выделяется в расчете на душу населения в 50-150 раз меньше средств, чем в развитых странах.

Без финансовой государственной и отраслевой поддержки деятельность по повышению энергоэффективности будет обречена на провал.

Есть достаточно оснований утверждать, что объективное государственное регулирова ние цен и тарифов на первичные и конечные энергоносители будет способствовать повы шению эффективности использования энергоресурсов.

В этой связи необходимо отметить, что в отечественной практике трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов на перекачивающих насосных станциях применяется исключительно электрический привод насосов, что в значительной мере определялось идеологической значимостью отечественной электрификации. В то время как в зарубежной практике транспортировки нефти и нефтепродуктов, в основном, используется газотурбин ный привод насосов НПС с различными системами их энергообеспечения [6].

Поэтому научно-производственная практика предпочтения газотурбинного привода для компрессорных станций может и должна быть использована для отечественных НПС, что будет способствовать повышению энергоэффективности новых систем транспорта нефти.

Во многих зарубежных государствах, по заявлениям ряда специалистов, не существует единой или доминирующей методики оценки прибыльности проектов от энергосбережения.

Каждая корпорация имеет свои собственные критерии, отражающие её базовый стиль управления и философию.

В отечественной науке также начинает утверждаться представление, что «энергоэффек тивность — философия современной экономики» и вводится альтернативный, более прием лемый термин — энергоэкономность.

Существующая законодательная ситуация в сферах повышения эффективности исполь зования энергоресурсов не вызывает однозначных надежд на их роль как панацеи решения экономических проблем страны, а широкая популяризация действующей идеологии и тер минологии энергосбережения и повышения энергоэффективности превращается в сомни тельную пиар-кампанию со своими позитивными и негативными проявлениями.

Прошедшее более двух лет время вызывает необходимость государственной оценки эф фективности самого Федерального закона №261-ФЗ, проблемы энергосбережения и повы шения энергоэффективности экономики России.

В этой связи необходимо ответить, что по инициативе членов научно-экспертного сове та при рабочей группе Совета Федерации по мониторингу практики применения Федераль ного закона от 23 ноября 2009 г. №261–ФЗ «Об энергосбережении и повышении энергети ческой эффективности…» создан «Национальный союз энергосбережения», зарегистриро ванный 9 июня 2011г. в Министерстве Юстиций РФ, с целью мониторинга и подготовки предложений по совершенствованию закона №261–ФЗ.

Эти вопросы стояли предметом широкого обсуждения и на заседании Круглого стола комитета по энергетике Госдумы VI созыва 26 января 2012 г., результаты которого доста точно подробно отражены на сайте «Портал-Энерго. ру» и др.

На заседании Круглого стола обсуждение проблем реализации закона №261-ФЗ получи лось откровенным и жёстким, как и разговоры на многих подобных встречах, посвященных этому закону.

Председатель Комитета по энергетике Госдумы отметил следующее:

действующий закон «Об энергосбережении …»:

явно не соответствует цели сокращения энергопотребления почти в 2 раза;

имеет явно зауженную сферу применения;

изначально репрессивен и слабо отражает возможности экономического стимулирова ния энергосбережения;

стимулирует бюрократическую имитацию энергоэффективного поведения и решения проблем. По факту, в настоящее время исполнение закона часто — профанация.

Нефть и газ Почти все участники заседания выступали с резкой критикой самого закона и результа тов его реализации. В частности, руководитель рабочей группы Общественной Палаты Рос сии по энергосбережению, энергообеспечению и повышению энергоэффективности Либет А. А. особенно отметил, что 1) за 2 года закона «Об энергосбережении...» №261-ФЗ ни одна из его целей не достигнута «Поэтому определить направление дальнейшего разви тия очень сложно»;

2) проведенный сайтом «Портал-Энерго. ру» опрос, показал, что закон по пятибалльной шкале имеет оценку 2,23, что даже на тройку с минусом не тянет;

3) без детального анализа изменить закон принципиально будет очень сложно и др.

Директор сайта «Портал-Энерго. ру» Коваль С. П. отметил, что сайтом в течение полу тора лет было проведено 7 интернет-конференций по различным проблемам. К работе на конференциях приглашаются весьма квалифицированные и авторитетные эксперты. Все задачи, поставленные перед конференциями, удалось достичь. Кроме одной — полноцен ных рекомендаций по преодолению возникающих проблем и созданию заинтересованности в результатах энергосбережения. Попытки привлечь к обсуждению проблем специалистов из министерств заканчивались почти безрезультатно. До рекомендаций по разрешению проблем энергосбережения ни в Министерствах, ни в других Федеральных ведомствах дело так и не дошло. Нельзя проблемы организации энергосбережения решать в рамках неотра ботанных и неопределённых понятий.

По результатам работы Круглого стола приняли проект рекомендаций. Участники Круг лого стола рекомендуют Комитету Госдумы по энергетике: создать постоянно действую щую рабочую группу по совершенствованию Федерального закона №261–ФЗ с комплекс ной доработкой всех поступающих в Комитет законодательных инициатив;

Правительству Российской Федерации в кратчайшие сроки завершить разработку нормативно-правовых актов, необходимых для реализации основных положений Федерального закона №261-ФЗ».

Для рассмотрения проблем энергосбережения при Комитете по энергетике Госдумы V созыва уже создавалась рабочая группа. Кроме того, экспертные и рабочие группы по этой проблеме создавались и действовали ранее на разных площадках (РСПП, Общественная Палата, ТПП и др.) для внесения предложений в Госдуму на стадии обсуждения проекта Федерального закона №261-ФЗ, но почему-то о них вспомнили только после его утвержде ния.

В настоящее время продвижение Рекомендаций Круглого стола пока не комментируется ни в печати, ни в интернете. В сложившейся ситуации исполнители Федерального закона №261-ФЗ находятся в раздумьях о вопросах, как и что ожидать от реализации проблемы энергосбережения и повышения энергоэффективности в России?

Список литературы 1. Шпилевой В. А., Делов Е. И., Бурганов Ф. С. Этапы формирования и реализации политики энергосбережения и повышения энергоэффективности в России. //Энергетика Тюменского региона. - №1, - 2009.

2. Шпилевой В. А., Делов Е. И. Энергосбережение и энергоэффективность экономики: панацея или пиар?

//Энергетика Тюменского региона. - №3, - 2010.

3. ТЭК и экономика России: вчера–сегодня–завтра. Взгляд из 2009г. – М.: Институт энергетической стратегии, ИАЦ «Энергия» 2009. - 95с.

4. Степанов В. С., Степанова Т. Б. Эффективность использования энергии. - Новосибирск: ВО «Наука», 1994. 257с.

5. Бурганов Ф. С., Тужилкин В. Н., Шварц Г. Р., Шпилевой В. А. Энергетика и электрификация компрессорных станций магистральных газопроводов. - Тюмень: ФГУ ИПП «Тюмень», 2003. – 448с.

6. Гумеров А. Г., Гумеров Р. С., Акбердин А. М. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. М.: Недра, 2001. - 475с.

Сведения об авторах Земенков Юрий Дмитриевич, д. т. н., профессор, заведующий кафедрой «Транспорт углеводородных ресурсов», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.: 8(3452)201931, е-mail: zemenkov@tsogu.ru Шпилевой Виталий Алексеевич, д. т. н., профессор, директор НИИ энергетики и энергосбережения НГК, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.: 8(3452) Тырылгин Иван Витальевич, аспирант, ассистент кафедры «Транспорт углеводородных ресурсов», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.: 8(3452) Zemenkov Yu. D., PhD, professor, head of department «Transport of hydrocarbon resources», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)201931, е-mail: zemenkov@tsogu.ru Shpilevoy V. A., PhD, professor, Director of Research Institute of energetics and energy conservation, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452) Tyrylguin I. V., post graduate, assistant of department «Transport of hydrocarbon resources», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452) Нефть и газ УДК 543.6:547.422.52'422. МЕТОД ДЕТЕКТИРОВАНИЯ ПОРОГОВОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ АРОМАТИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ В ТРИЭТИЛЕНГЛИКОЛЕ METHOD FOR DETECTION OF THRESHOLD CONCENTRATION OF AROMATIC HYDROCARBONS IN TRIETHYLENE GLYCOL А. А. Федорец, А. В. Иванов, П. Ю. Бакин, Т. Р. Даутов А. A. Fedorets, A.V. Ivanov, P. Yu. Backin, T. R. Dautov Тюменский государственный университет, г.Тюмень, Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд Ключевые слова: триэтиленгликоль, ароматические углеводороды, концентрация, фотеконскопия Key words: triethylene glycol, aromatic hydrocarbons, concentration, photeconscopy Одним из наиболее важных звеньев в процессе подготовки природного газа к транспор ту является его осушка, в процессе которой удаляют пары воды и свободную влагу, порож дающие такие проблемы, как коррозия металла, образование гидратов и льда. К числу ос новных методов осушки природного газа относятся [1]:

абсорбционная осушка с применением жидких поглотителей влаги — гликолей;

адсорбционная осушка твердыми адсорбентами — силикагелем, цеолитами и др.;

низкотемпературная сепарация.

В настоящее время осушка природного и попутного нефтяного газа методом абсорбции гликолем является самым распространенным средством достижения требований по содер жанию воды [2]. В России осушку газа осуществляют преимущественно диэтиленгликолем (ДЭГ), за рубежом используют триэтиленгликоль (ТЭГ).

Диэтиленгликоль имеет более низкую стоимость и, зачастую, используется по этой при чине. Он также может применяться в качестве ингибитора гидратообразования в установках низкотемпературной сепарации, наряду с обычной технологией поглощения влаги в абсор бере. Хотя капитальные затраты на ДЭГ меньше, он значительно проигрывает триэтиленг ликолю с точки зрения эксплуатационных затрат: потери ТЭГ в абсорбере и десорбере ни же, он создает более высокую депрессию точки росы, регенерация ТЭГ проходит сущест венно легче благодаря повышенной температуре разложения. Во многом из-за относитель но низких затрат полного срока эксплуатации, ТЭГ является наиболее часто используемым гликолем в установках осушки природного газа в масштабе мировой экономики [3].

Несмотря на ряд явных технико-экономических преимуществ, основанная на использо вание ТЭГ технология не лишена недостатков. Одной из распространенных проблем явля ется постепенное накопление ароматических углеводородов при контакте ТЭГ с природным газом. Когда массовая концентрация таких примесей становится выше одного процента, гликоль в десорбере установки регенерации начинает вспениваться, увеличиваются потери ТЭГ [3].

Проблема усугубляется тем, что известные методики определения углеводородов в ТЭГ трудны к применению в повседневном технологическом контроле по нескольким причинам:

требуют сложного дорогостоящего оборудования, высококвалифицированного персонала, значительных затрат на техническое обслуживание и расходные материалы.

В работе впервые показана возможность проведения технологического экспресс контроля концентрации примесей ароматических углеводородов в ТЭГ с применением но вого физико-химического метода анализа жидкостей — фотеконскопии [4, 5]. В процессе анализа методом фотеконскопии на слой жидкости со свободной поверхностью оказывается точечное воздействие тепловыми импульсами от нагревателя на дне слоя. Импульсы инду цируют термокапиллярные течения, а возникающая динамическая деформации свободной поверхности считывается маломощным лазерным пучком, который, отражаясь от жидкой поверхности, создает на экране характерное изображение — термокапиллярный (ТК) от клик. Амплитудно-временные параметры конвективных течений зависят от комплекса теп лофизических, реологических и прочих свойств жидкости, поэтому динамика развития и релаксации ТК отклика крайне индивидуальна для жидкостей различного химического со става. Наиболее удобный для измерения параметр отклика — его диаметр, D. График, ото бражающий изменения диаметра ТК отклика во времени — фотеконограмма (рис. 1), явля ется основным источником информации при анализе жидкостей методом фотеконскопии.

Нефть и газ Технически метод реализован в многоцелевом анализаторе жидкостей «Фотекон-D2», с использованием которого получены представленные в работе экспериментальные результа ты.

Рис. 1.

Пример фотеконограммы ТЭГ:

D, мм тонированный участок (первые 10 с) 10 D соответствует временному интервалу включения нагревателя tmin ТК отклик 0 5 10 15 t, с Комплекс параметров теплового воздействия на образец (число импульсов, их мощ ность, длительность, продолжительность пауз между импульсами) называется «режим воз действия». Очевидно, что корректным является сравнение фотеконограмм, полученных при одном и том же режиме воздействия. По результатам предварительных экспериментов, оп тимальным для изучения ТЭГ признан следующий режим воздействия: десятисекундный нагрев при номинальной (0,6 Вт) мощности нагревателя. С учетом 10-ти секундной видео записи ТК отклика после выключения нагревателя общая длительность единичного измере ния составляла 20 с (см. рис. 1).

Эксперименты проводились с соблюдением требований стандартной процедуры анализа жидкости методом фотеконскопии:

для заливки пробы в измерительную кювету применялся высокоточный дозатор («Ленпипет Степпер», объем пробы 1,20 0,06 мл);

все анализы проводились с пробами, термостатированными при 30,0 0,2 С;

при каждом анализе регистрировалась серия не менее чем из пяти фотеконограмм (в рамках серии, проба постоянно находится в герметично закрытом термостате прибора).

Интервал () между последовательными измерениями в серии составлял 5 мин.

В общей сложности влияние концентрации примеси на параметры фотеконограммы ис следовалось на 17 системах: ТЭГ (марка ОСЧ, производитель Sigma-Aldrich) и шестнадцати приготовленных на его основе образцах с массовой концентрацией ароматических углево дородов 0,3;

0,6;

0,9 и 1,2% (по четыре образца с толуолом, бензолом и о-ксилолом, а также с трехкомпонентной смесью перечисленных соединений в пропорции один к одному). Мас са компонентов смеси контролировалась на аналитических весах I класса точности, обеспе чивших относительную погрешность дозирования 0,1 %.

Частота видеозаписи ТК отклика составляет 50 кадр/с и фотеконограмма может вклю чать до нескольких тысяч экспериментальных точек. Это обеспечивает большой выбор па раметров (таким параметром может быть диаметр ТК отклика в заданный момент времени, тангенс угла наклона определенного участка фотеконограммы, или любой иной информа тивный параметр), для которых существуют статистически значимые корреляции с той или иной, представляющей интерес характеристикой жидкости. При прочих равных условиях, используемый параметр должен быть максимально удобен для измерения в автоматическом режиме. В случае с ТЭГ в качестве контролируемого параметра фотеконограммы выбран временной интервал tmin с момента включения нагревателя до момента фокусировки лазер ного пучка в плоскости экрана — в этот момент фотеконограмма проходит первый локаль ный минимум (см. рис. 1).

Высокое поверхностное натяжение ТЭГ (44,7 мН/м при 20С [6]) определяет его склон ность к адсорбции на межфазной границе поверхностно-активных веществ (ПАВ). Способ Нефть и газ ность ПАВ подавлять термокапиллярные течения (эффект Плато-Марангони-Гиббса), су щественно усложняет процессы тепломассопереноса и для свободной поверхности триэти ленгликоля характерен эффект старения — чем дольше существует поверхность, тем боль ше на ней адсорбируется ПАВ. Эффектом «старения» обусловлен характерный дрейф фоте конограмм в рамках серии измерений, усиливающийся при повышении концентрации по верхностно-активной примеси (рис. 2а).

Рис. 2. Влияние поверхностно-активной примеси на скорость дрейфа параметра tmin.:

а) две серии фотеконограмм при разной массовой концентрации толуола Cтол (в каждой по три измерения с интервалом = 5 мин);

б) график, обобщающий данные рис. 2а На рис. 2б приведен график зависимости параметра фотеконограммы tmin от временного интервала между первым и последующими измерениями в серии, построенные на основе данных (см. рис. 2а). Линейный характер зависимостей tmin( ) свидетельствует о стабиль ности скорости дрейфа фотеконограмм, которую можно характеризовать коэффициентом К = tg, где — угол наклона прямой, аппроксимирующей экспериментальные точки. Из за микрозагрязнений, остаточный эффект дрейфа фотеконограмм сохраняется и в случае ТЭГ марки ОСЧ, с учетом чего введем коэффициент К*=Кпримесь–КТЭГ.

Обобщенный график зависимостей коэффициента К* от концентрации примесей толуо ла, бензола, о-ксилола и смеси этих трех ароматических углеводородов в соотношении 1:1:1 приведен на рис. 3.

Рис. 3.

Зависимость коэффициента К* от концентрации примесей ароматических углеводородов Нефть и газ Дополнительно показана прямая (см. рис. 3), она обозначена К*ср, построенная по ус редненным данным зависимостей К* (Cтол) К* (Cксил) и К* (Cбенз).

Таким образом, скорость дрейфа фотеконограмм зависит не только от концентрации, но и от вещества примеси, уменьшаясь в ряду ксилол-бензол-толуол.

Выраженные линейные зависимости К*(С) подтверждают принципиальную возмож ность измерения малых концентраций примесей ароматических углеводородов в ТЭГ мето дом фотеконскопии.

Линейная аппроксимация по усредненным данным и экспериментальным точкам, полу ченным в опытах со смесью ароматических углеводородов, дает почти совпадающие пря мые, а значит, в изученных системах К*смесь является аддитивной величиной, инкрементами которой выступают Кбенз, Ктол, Кксил.

В реальных условиях скорости накопления разных ароматических углеводородов в ТЭГ, (а значит, и их пропорциональное содержание) не одинаковы и зависят от состава осушае мого природного газа. Однако экспериментально можно определить пороговые значения концентрации примесей С (и коэффициентов К), при которых происходит ухудшение тех нологических и абсорбирующих свойств ТЭГ, для каждого конкретного месторождения и использовать полученные значения К для экспресс-детектирования пороговой концентра ции примесей.

Аддитивность Ксмесь позволяет, опираясь на экспериментальные данные для моноприме сей, расчетным путем адаптировать калибровочные зависимости под условия конкретного производства.

Полученные результаты подтверждают перспективность фотеконскопии для развития новых методик технологического контроля. Экспрессность, низкие эксплуатационные за траты и возможность проведения анализов персоналом, не имеющим специальной подго товки в области химии, определяют актуальность работы.

По ряду аспектов, исследование выходит за рамки важной, но узкоспециализированной задачи контроля содержания примесей ароматических углеводородов в ТЭГ и может полу чить развитие не только в прикладных разработках, но и в исследованиях фундаментально го характера, посвященных изучению различных физико-химических процессов на межфаз ных границах.

Список литературы 1. Технология обработки газа и конденсата / Т. М. Бекиров, Г. А. Ланчаков. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 596 с.

2. Гриценко А.И. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России: производственно практическое издание. – М.: Недра, 1999. – 473 с.



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 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.