авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

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


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
-- [ Страница 1 ] --

I

Содержание

НОВОСТИ ОТРАСЛИ

Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 1

Разработка месторождений в осложненных условиях и Арктике

ЗАРУБЕЖНЫЕ НОВОСТИ

Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 5

Qataraas ожидает значительного роста спроса на СПГ на рынках Азии

СОВЕТ ДИРЕКТОРОВ ГАЗПРОМА РАССМОТРЕЛ ДОЛГОСРОЧНУЮ СТРАТЕГИЮ РАЗВИТИЯ КОМПАНИИ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 7 Главной стратегической целью Газпрома является становление в качестве лидера среди глобальных энергетических компаний. Это было отечет в ходе заседания Совета директоров ОАО «Газпром», которое состоялось 29 октября 2013 г. По мнению участников заседания, данная цель достигается за счет диверсификации рынков сбыта и продуктов, повышения надежности поставок, роста эффективности деятельности и максимально эффективного использования собственного научно-технического потенциала.

СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К ЦЕНООБРАЗОВАНИЮ НА ГАЗ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 О том, как и почему меняются цены на газ, рассказывает член Совета директоров, начальник Департамента экономической экспертизы и ценообразования ОАО «Газпром»

Елена Евгеньевна Карпель.

ОСОБЕННОСТИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕТРАДИЦИОННЫХ ВИДОВ НЕФТИ И ИХ РЕГИОНАЛЬНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПО ОБЪЕМАМ ЗАПАСОВ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 553. АДАПТАЦИЯ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СКВ. ПЕЧОРОКОЖВИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ДАННЫМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 550. ОБОСНОВАНИЕ РЕЗЕРВА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН БОВАНЕНКОВСКОГО НГКМ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 622. НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ БОРЬБЫ С ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЕМ ПРИ II ТРАНСПОРТЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 622. РНПК ПОДВЕЛА ИТОГИ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 В Рязанской нефтеперерабатывающей компании (РНПК) подведены итоги производственной деятельности за 9 мес. 2013 г. За отчетный период РНПК переработала 13 млн т нефти, что на...

ГАЗОВЫЕ ОТКРЫТИЯ НА СЕВЕРНОМ ШЕЛЬФЕ ВЬЕТНАМА (ТОНКИНСКИЙ ЗАЛИВ) Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 550. ВЫБОР ТРЕТИЧНЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ДЛИТЕЛЬНЫМ ПЕРИОДОМ РАЗРАБОТКИ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 622.276.1/. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НА СУШЕ И НА МОРЕ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 О новых разработках в области геофизических исследований на суше и на море рассказывает заведующий кафедрой разведочной геофизики и компьютерных систем РГУ нефти и газа им. ИМ Губкина, профессор, д-р техн. наук Валерий Иванович Рыжков.

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ - ВАЖНЫЙ ЭТАП ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ СТРАНЫ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 Первая научно-практическая конференция «Управление инновациями в нефтегазовой отрасли» состоялась 24-25 октября 2013 г. в Москве. Организатором мероприятия выступил РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ОБЪЕКТОВ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 347:622. НОВЫЙ МЕТОД ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПОЯВЛЕНИЯ ПАРАФИНОВ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 547. АНАЛИЗ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА НАСОСНОЙ СТАНЦИИ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 621.316.7:621. III ПХГ - БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ЭФФЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 5-я Международная конференция «ПХГ - безопасная эксплуатация и эффективные технологии» была организована Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» в г. Дрездене с 23 по 25 сентября 2013 г.

при совместном участии в оргкомитете ООО «Газпром экспорт», ООО «Газпром ПХГ», «ФНГ-Фербунднетц Газ АГ» (Германия),...

ИСПЫТАНИЯ СОСУДОВ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ПОЛЯ ПРИ НИЗКИХ ТЕМПЕРАТУРАХ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 624.014.539. ВЫБОР ОСНОВНЫХ КОНСТРУКТИВНЫХ ПАРАМЕТРОВ СТРУННЫХ АППАРАТОВ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 62. ВЛИЯНИЕ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ВОДЫ, ЦИРКУЛИРУЮЩЕЙ ПО ЗАМКНУТОМУ КОНТУРУ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 620.193:66. ГАЗИФИКАЦИЯ ТВЕРДЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ В РАСПЛАВЕ МЕТАЛЛА Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 622. СОКРАЩЕНИЕ ПОТЕРЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ ГАЗОПРОВОДАМ ОАО «ГАЗПРОМ»

Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 Г.А. Хворов, С. И. Козлов, Г. С. Акопова, А.А. Евстифеев ПРИНЦИПЫ ОРГАНИЗАЦИИ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ ВДОЛЬТРАССОВЫХ ЛЭП МГ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 622. ПРОСТЫЕ СООТНОШЕНИЯ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ОБВЯЗКИ КОМПРЕССОРНОГО ЦЕХА МГ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 622.691.4. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ДИАГНОСТИКИ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 С 21 по 26 октября 2013 г. в г. Бечичи (Республика Черногорки) прошла юбилейная XX IV Международная деловая встреча «Диагностика»(1). В ее работе приняли участие специалистов, представляющих 92 организации из Российской Федерации, Республики Беларусь, Республики Молдова, Украины, Болгарии, Германии, Нидерландов и Португалии.

КОМПЛЕКСНЫЕ ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИРОДНЫХ УСЛОВИЙ АКВАТОРИИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И БЕРЕГОВОЙ ЗОНЫ П-ОВА ЯМАЛ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 613. СОСТАВ ПЫЛЕАЭРОЗОЛЕЙ И ОЦЕНКА ЭКОЛОГИЧЕСКОГО РИСКА В ЗОНЕ ВЛИЯНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 613. ГАЗПРОМ РЕАЛИЗУЕТ ПРОЕКТ «ВЛАПНВОСТОН-СПГ»

Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 В центральном офисе ОАО «Газпром» председатель правления Алексей Миллер провел совещание по вопросам реализации проекта «Владивосток-СПГ».

УЛАВЛИВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА В УГОЛЬНЫХ ПЛАСТАХ КУЗБАССА Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК НОВЫЕ ГЕЛИЕВЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 Стратегическое значение гелня приобретает все большее признание в мире. Однако на сегодняшний день этот уникальный газ поставляется только несколькими странами.

Лидирующие позиции по его реализации пока занимают США, которые планомерно сокращают объемы добычи, и их место начинает занимать Катар. Развитие гелиевой промышленности в России связано с запуском крупнейшего газового комплекса вблизи г.

Белогорска в Восточной Сибири. Таким образом, к 2020 г. на мировой карте рынка гелия центры производства будут смещены в сторону РФ.

КОМПЛЕКСНАЯ ПЕРЕРАБОТКА ЛЕГКОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В АРЕНЫ И ВЫСОКООКТАНОВЫЕ БЕНЗИНЫ НА ЦЕОЛИТСОДЕРЖАЩИХ КАТАЛИЗАТОРАХ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 541.128:541. РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ УЛЬТРАЗВУКОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НАКИПИ И СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 621.565.93/. АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ХИМИЧЕСКОЙ V БЕЗОПАСНОСТИ И ЗАЩИТЫ РАБОТНИКОВ ПРЕДПРИЯТИЙ ТЭК РОССИИ Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 УДК 658.382. КОНФЕРЕНЦИЯ «СУГ 2013»

Газовая промышленность (Москва), 23.12.2013 Необходимость переработки российского сжиженного углеводородного газа внутри страны в целях создания продуктов высокого передела уже заявлена на государственном уровне. На совещании в Тобольске 15 октября 2013 г. Владимир Путин призвал федеральные и региональные власти стимулировать развитие нефтегазохимической переработки в России и в связи с этим обещал пересмотреть экспортные пошлины на...

НОВОСТИ ОТРАСЛИ Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 6, Выпуск: 12 Разработка месторождений в осложненных условиях и Арктике Вторая конференция и выставка SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике состоялась 15-17 октября во Всероссийском выставочном центре (ВВЦ) в Москве.

Центральной темой стали технологии в области разведки и добычи нефти и газа в Арктике и на Крайнем Севере. В рамках форума состоялось пленарное заседание, на котором обсуждался поиск оптимального способа управления экологическими рисками в хрупкой экосистеме Арктики. По словам Джона Кэмпбелла, технического директора Международной ассоциации производителей нефти и газа, если авария, подобная той, что произошла на скважине Макондо, случится в Арктике, то это приведет к мораторию на поиск и добычу углеводородов в регионе в целом, а не только к остановке работы на конкретной скважине, на которой произошла авария. В ходе работы SPE обсуждался широкий круг тем, посвященных техническим решениям для разработки месторождений и освоения углеводородных запасов Арктики и районов Крайнего Севера.

Представители компаний, органов власти и науки обсуждали вопросы, связанные с устойчивым развитием, охраной окружающей среды, управлением проектами, обучением персонала с учетом специфики работы в осложненных условиях, трансграничным сотрудничеством и морским транспортом. На выставке участники имели уникальную возможность познакомиться поближе с технологиями, которые специально разработаны под условия работы в Арктике и на Крайнем Севере и ныне доступны на рынке. В частности, вниманию посетителей были предложены специальный Арктический деловой зал, Инкубатор технологий, а также Зона науки и знаний, экспонентами которой являлись российские нефтегазовые университеты и научно-исследовательские центры.

Экспонентами выставки стали Baker Hughes, ООО «Газпром бурение», БКЕ «Шельф», GustoMSC B.V. и др. «В этот раз мы представили здесь множество новых технологий - в частности, бурение на управляемом хвостовике, систему для предотвращения выноса песка в скважине с открытым забоем и др. С каждым годом появляются новые технологии, а также предоставляется возможность познакомиться с потенциальными клиентами», - отметил Евгений Бычков, менеджер по развитию бизнеса по заканчиванию скважин, ловильным работам и КРС Baker Hughes.

По информации Reed Exhibitions *** «Приразломная» начнет добычу нефти В соответствии с Комплексным графиком освоения Приразломного нефтяного месторождения промышленную добычу нефти планируется начать в декабре 2013 г. Добытая нефть будет накапливаться в танках-хранилищах, расположенных в кессоне МЛСП «Приразломная».

Максимальный проектный уровень добычи составит около 6,3 млн т/год. Данные вопросы и дальнейшее взаимодействие обсудили во время встречи в Санкт-Петербурге губернатор Ненецкого автономного округа Игорь Федоров и генеральный директор ОАО «Газпром нефть» Александр Дюков. ОАО «Газпромнефть» занимается обустройством и разработкой Приразломного нефтяного месторождения на шельфе Печорского моря. Приразломное месторождение является наиболее подготовленным к промышленному освоению шельфовым месторождением Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и является основой для дальнейшего освоения залежей углеводородов Арктической зоны континентального шельфа Российской Федерации. Реализация проекта освоения Приразломного месторождения предусматривает создание береговой инфраструктуры. Во II квартале 2014 г. планируется ввести в эксплуатацию вахтовый поселок перевалочной базы, а к концу 2016 г. - ведомственный вертодром перевалочной базы на Варандее. Для вывоза нефти ОАО «Совкомфлот» специально построены два танкера ледового класса: «Михаил Ульянов» и «Кирилл Лавров». Для обеспечения круглогодичной эксплуатации МЛСП «Приразломная» в условиях повышенных ледовых нагрузок по заказу ООО «Газпромнефть шельф»

в 2006 г. были построены многофункциональные ледоколы-снабженцы (МФЛС) «Владислав Стрижов» и «Юрий Топчев». По информации Администрации Ненецкого автономного округа *** Газпром предлагает провести XXVIII Мировой газовый конгресс в Санкт-Петербурге Газпром предлагает провести XXVIII Мировой газовый конгресс (МГК) и Мировую газовую выставку (МГВ) в 2021 г. в Санкт-Петербурге. Об этом заявил Александр Медведев, заместитель председателя правления ОАО «Газпром», генеральный директор ООО «Газпром экспорт», член Совета Международного газового союза (МГС), выступая на заседании руководящего Совета МГС в Пекине. Заседание прошло в рамках осенней сессии МГС, в работе которой приняла участие делегация Газпрома. Кандидатура Александра Медведева выдвинута от России на участие в выборах на пост президента МГС на период 2018-2021 гг.

Соответствующие официальные заявки направлены в Секретариат МГС. Международный газовый союз - самая авторитетная международная организация, представляющая интересы государств, которые являются производителями и потребителями природного газа. МГС создан в 1931 г. в целях координации международных усилий по развитию технологий и инфраструктуры мировой газовой промышленности. Членами МГС являются 81 государство в качестве действительных членов и организаций и компаний в качестве ассоциированных членов. Россия является действительным членом МГС с 1957 г. Интересы РФ в МГС представляет ОАО «Газпром». Международный газовый конгресс является высшим руководящим органом Союза и проводится раз в три года параллельно с Мировой газовой выставкой. На МГК и МГВ подводятся итоги работы отрасли за трехлетний период и намечаются цели совместных усилий по ее дальнейшему развитию.

За всю историю существования Международного газового союза МГК и МГВ лишь единожды проводились в России - в Москве в 1970 г.

По информации ОАО «Газпром»

*** «ТНК-Уват» открыло новое нефтяное месторождение ЦДО «ТНК-Уват» открыто новое месторождение нефти, получившее название Кирилкинское.

Материалы оперативного подсчета запасов нефти и растворенного газа месторождения рассмотрены и утверждены ФБУ «Государственная комиссия по запасам». По результатам бурения и испытания поисковой скв. 72 Кирилкинской площади был получен приток безводной нефти дебитом 5,28 м(3)/сут. Начальные геологические запасы нефти (по категории С(1) + С(2)), составляют 16,7 млн т, извлекаемые - 5,0 млн т. В 2014 г. планируется проведение геолого-разведочных работ, направленных на доизучение нового месторождения.

Кирилкинское месторождение расположено в Уватском районе юга Тюменской обл., в пределах Тамаргинско-Северо-Болотного лицензионного участка. Оно войдет в структуру Про-тозановского хаба.

По информации ОАО «НК «Роснефть»

*** В Болгарии началось строительство газопровода «Южный поток»

В Болгарии на площадке КС Расово (с. Расово, муниципалитет Медковец, область Монтана) состоялась торжественная церемония сварки первого стыка болгарского участка газопровода «Южный поток».

В мероприятии по видеосвязи из здания Совета министров Болгарии в Софии приняли участие Алексей Миллер, председатель правления ОАО «Газпром», Пламен Орешарски, премьер-министр Республики Болгария, Драгомир Стойнев, министр экономики и энергетики Болгарии, Александр Новак, министр энергетики РФ.

«Сегодня произошло знаменательное событие - начало строительства болгарского участка газопровода «Южный поток», самого масштабного и крупного проекта в Европе. Этот проект важнейший элемент энергетической безопасности всего европейского континента. Газ будет поставляться напрямую из России в Болгарию, из России в Европейский союз, минуя транзитные страны, - это высочайшая степень надежности и стабильности поставок. Транзитные риски с «Южным потоком» уходят навсегда. «Южный поток» станет катализатором экономического роста Болгарии: проект привлечет в страну 3,5 млрд евро прямых инвестиций и создаст более рабочих мест. Новая газотранспортная инфраструктура повысит инвестиционную привлекательность Болгарии. Болгарские потребители получат газ по более низкой цене, так как газопровод идет напрямую из России через Черное море. Строительство идет строго по графику: до конца года начнется строительство в Сербии, затем - в Венгрии. Таким образом, «Южный поток»

уверенно движется вперед. Первый газ потребители в Болгарии по «Южному потоку» получат в декабре 2015 г.», - сказал Алексей Миллер.

В рамках мероприятия состоялась рабочая встреча Алексея Миллера и Пламена Орешарски.

Стороны обсудили дальнейшие шаги по реализации проекта «Южный поток». На территории Болгарии будет построено 540 км линейной части газопровода «Южный поток», 366 км лупингов и три компрессорные станции. Все договоренности, которые достигнуты сегодня в рамках переговоров, полностью соответствуют букве и духу межправительственного соглашения между Россией и Болгарией по реализации проекта «Южный поток». По информации ОАО «Газпром»

*** Выставка «Нефть и газ Юга России»

Новейшее оборудование для нефтегазовой промышленности было представлено на 5-й выставке «Нефть и газ Юга России», которая прошла в Краснодаре с 3 по 5 сентября.

В этом году в выставке приняли участие 26 российских компаний. Среди них - «Арзамасский приборостроительный завод», «Газпром трансгаз Краснодар», «Инжгео», «Лукойл-Кубаньэнерго», «РН-Краснодарнефтегаз», «РН-Ставропольнефтегаз», коллективная экспозиция производителей газораспределительного оборудования «Союзпрогрессгаз», «Стройнефтесервис», «Эльстер газэлектроника», «Юмас». Общая площадь экспозиции составила около 800 м(2).

Основными разделами выставки стали: «Газовое и теплоэнергетическое оборудование», «Нефтяное оборудование. АЗС и АГЗС: оборудование и строительство».

Значительная часть экспозиции этого года была посвящена технологиям по реконструкции и модернизации нефтеперерабатывающих заводов, объектов транспортировки нефти и хранения нефтепродуктов, а также строительства и оборудования нефтеналивных и автозаправочных станций. Выставка «Нефть и газ Юга России» традиционно собирает ведущие компании, занимающиеся добычей, переработкой, транспортировкой нефти и газа, представителей органов власти и известных экспертов. В ее рамках проходят практические семинары и конференции, ориентированные на российскую нефтегазовую общественность. В этом году посетители выставки смогли ознакомиться с последними технологическими разработками и реализованными проектами, принять участие в тематических семинарах и дискуссиях по актуальным вопросам развития отрасли.

По информации компании «КраснодарЭКСПО»

*** Спеииалисты БелНИПИнейть модернизируют системы контроля эксплуатации и освоения скважин Сотрудники научно-инжинирингового центра «Белоруснефти» - Белорусского научно-исследовательского и проектного института нефти разработали новую систему скважинного контроля - ЦИКАДА-01. Сейчас цифровой канал данных проходит промысловые испытания. Это оборудование нового поколения для контроля технологических параметров работы установок электроцентробежных или электровинтовых насосов.

Устройство ЦИКАДА-01 продолжит серию СКАДов, которые с успехом используются в Белоруссии, Российской Федерации и Венесуэле. Благодаря широкому применению СКАД-2002 за 10 лет удалось повысить среднюю наработку установок электроцентробежных насосов на отказ более чем в 3 раза.

Этот один из основных показателей надежности помогает специалистам регулировать расходы предприятия на модернизацию оборудования и подземный ремонт скважин. Подобные импортные разработки тоже существуют. Однако белорусский аналог не только дешевле, но и функционально ничем не уступает зарубежным образцам, а по ряду технических параметров - превосходит. В новом же приборе заложен уже другой, на порядок выше, уровень работы нефтепромыслового оборудования. Он меньше по размеру, но имеет расширенную область применения. Устройство получилось более универсальным, функциональным. Оно легко адаптируется к конкретным условиям эксплуатации. Его можно использовать и на сверхглубоких скважинах. Также инженеры-электроники БелНИПИнефть использовали здесь новый способ передачи информации с защитой от помех, что для подобных устройств редкость. Благодаря этим и другим улучшенным техническим параметрам повышаются эффективность работы насосного оборудования, его надежность, снижаются потери времени и материалов при механизированной добыче нефти, выводе скважины на режим после подземного ремонта, сокращаются капитальные затраты во время необходимых исследований.

По информации ПО «Белоруснефть»

*** Пилотный проект ООО «Газэнергосеть Оренбург»

ООО «Газэнергосеть Оренбург» и автотранспортным предприятием ЗАО «АК N 1825», являющимся дочерней структурой ООО «Газпром добыча Оренбург», достигнута договоренность о совместной проработке и реализации проекта по переводу дизельных автобусов для работы по газодизельному циклу с использованием сжиженного углеводородного газа (СУГ). Целью проекта для ООО «Газэнергосеть Оренбург» является увеличение объема оказания услуг по заправке автотранспорта, а для ЗАО «АК N 1825» - оптимизация затрат путем перевода техники на СУГ. При использовании газодизельного газобаллонного оборудования (ГБО) доля СУГ в общем расходе топлива достигает около 30 %. Эффективность и надежность подобного оборудования были подтверждены экипажем газодизельного КАМАЗА, участвовавшего при поддержке ОАО «Газпром» в ралли «Шелковый путь» в июле 2013 г. и показавшего в экстремальных условиях хороший результат. 30 октября г. в Оренбурге состоялось совещание по вопросу организации пилотного проекта. Согласно договоренности, достигнутой участниками совещания, на первом этапе будут переоборудованы три автобуса в целях их тестовой эксплуатации в течение 3 мес. Комплекты оборудования для тестового использования предоставит ООО «Резол Автогаз».

При положительных результатах тестовой эксплуатации ООО «Газэнергосеть Оренбург» и ЗАО «АК N 1825» планируют в дальнейшем совместную реализацию проекта по переоборудованию 90 единиц автотранспортной техники. По информации ОАО «Газпром Газэнергосеть»

*** Новая технология позволит увеличить вытек продукции Техническое перевооружение блока трансалкилирования, которое заканчивается на заводе «Мономер» (ОАО «Газпром нефтехим Салават»), позволит перерабатывать побочный продукт диэтилбензол и дополнительно получать до 16 тыс. т этилбензола в год. Суть нововведения - в переводе блока трансалкилирования бензола ди-этилбензолами с газофазного метода на жидкофазный. Это снижает энергозатраты и существенно стабилизирует работу катализатора, поскольку процесс ведется при более низких (на 200-240 °С) температурах. Основой для проекта технического перевооружения блока стали результаты научно-исследовательских работ, которые были выполнены специалистами 000 НТЦ «Салаватнефтеоргсинтез», Институтом нефтехимического синтеза РАН, ИНКРАН. По информации ОАО «Газпром нефтехим Салават»

ЗАРУБЕЖНЫЕ НОВОСТИ Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: Выпуск: 12 Qataraas ожидает значительного роста спроса на СПГ на рынках Азии Спрос на сжиженный природный газ (СПГ) в Юго-Восточной Азии может составить более 40 млн т/год к 2025 г., или около 13 % всего потребления СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе, отметил Халид Бин Халифа Аль-Тани, глава компании Qatargas, выступая на международной энергетической конференции в Сингапуре (Singapore International Energy Week) 28 октября 2013 г.

Ожидаемое увеличение спроса на СПГ обеспечивается целым рядом факторов, в числе которых устойчивый экономический рост в странах региона, их потребность в диверсифицированных поставках газа. В условиях расширения городского населения и повышения уровня жизни, особенно в Китае и Индии, азиатские экономики требуют не только увеличения количества энергии, но и более чистых и гибких в использовании энергоносителей. Этим требованиям практически полностью удовлетворяет сжиженный газ, подчеркнул глава Qatargas, одного из мировых лидеров в области производства СПГ. В 2012 г. азиатские страны импортировали на 15,6 млн т СПГ больше, чем в 2011 г., или на 10 % больше в годовом отношении. Более половины роста было обеспечено только лишь Японией, которая испытывает острый дефицит энергоносителей после закрытия атомных электростанций в стране. В 2012 г. Япония закупила 87 млн т СПГ. Что касается Китая, то в течение ближайших трех лет в КНР будут введены в эксплуатацию несколько терминалов по приему СПГ общей мощностью 23 млн т/год. Еще ряд терминалов находятся в стадии планирования.

Подобная ситуация характерна и для Индии. По информации Qatargas, Rigzone, Platts *** Компания Petronas сообщила о газовых успехах на проектах в Малайзии, Индонезии, Австралии Малазийская государственная энергетическая компания Petronas объявила 31 октября 2013 г. об открытии новых газовых месторождений на проектах в Малайзии, Индонезии и Австралии, в которых компания принимает участие.

Первое месторождение было открыто в ходе бурения скважины Pegaga-1 на блоке SK320 у берегов штата Саравак, Малайзия. Глубина скважины составила 2029 м при глубине моря 108 м. Был зафиксирован газоносный слой толщиной 247 м. На месторождении планируются дальнейшие буровые работы для определения объемов запасов, а также их качества. Настоящая скважина стала второй успешной на блоке после скважины М5-2, пробуренной в 2012 г. Оператором на блоке выступает компания Mubadala Petroleum. Petronas контролирует 25 % через дочернюю структуру.

В Индонезии Petronas (42,85 %) и ее партнер PetroChina (оператор) открыли газовое месторождение на блоке Jabung на о. Суматра. Глубина скважины NEB Base-1 составила 2521 м. Толщина газоносного слоя - 976 м. Кроме того, на проекте Evans Shoal в Тиморском море у берегов Австралии было проведено успешное бурение оценочной скважины North-1 на запланированную глубину м. Глубина моря составляет 111 м. Месторождение расположено в 300 км на северо-запад от Дарвина. Тестовый приток природного газа составил 850 тыс. м(3)/сут. Petronas контролирует 25 % совместного предприятия. Оператором выступает Shell с 32,5 %, остальные партнеры - Eni (32,5 %) и Osaka Gas (10 %).

По информации Petronas, Rigzone, UPI *** Премьер-министр Великобритании выступил в поддержку сланцевого газа Дэвид Кэмерон, премьер-министр Великобритании, высказался за упрощение государственного регулирования разработки ресурсов сланцевого газа в целях ускорения развития добычи этого источника энергии, сообщило агентство Reuters 25 октября 2013 г. Кэмерон отметил, что его страна может последовать примеру США, где так называемая «сланцевая революция» привела к полной трансформации энергетического рынка. Британский лидер неоднократно подчеркивал в своих выступлениях, что добыча сланцевого газа методом гидроразрыва пласта позволит снизить потребительские цены на энергию и создаст десятки тысяч рабочих мест. В настоящее время в Великобритании операторам перед началом поискового бурения газовых месторождений необходимо получить лицензию министерства энергетики, а также ряд разрешений от других правительственных организаций. Однако, чтобы начать коммерческую добычу газа, необходимо пройти повторно эти бюрократические процедуры. По оценкам ряда экспертов, Великобритания располагает значительными запасами сланцевого газа. Согласно исследованию Британской геологической службы, опубликованному в июне 2013 г., запасы сланцевого газа в стране оценивались более чем в 36,8 трлн м(3), что значительно превосходит текущие доказанные запасы природного газа Великобритании. Вместе с тем противники добычи сланцевого газа методом гидроразрыва пласта заявляют об опасности возникновения локальных землетрясений и загрязнении водных ресурсов. На юге Англии в этом году имели место протесты населения против применения технологии гидроразрыва. Однако, как подчеркнул Джон МакГолдрик, глава компании Dart Energy, занимающейся разработкой сланцевого газа, противники добычи газа методом гидроразрыва пласта ставят под угрозу возможность Великобритании воспользоваться преимуществом уникального источника энергии, благодаря которому можно было бы удовлетворить потребности местного рынка в природном газе на четыре года только лишь выдачей одной лицензии одной компании, сообщило издание The Telegraph. Dart Energy планирует начать разработку сланцевого газа в начале 2015 г. Великобритании в настоящее время необходимо компенсировать стремительное снижение уровня добычи природного газа на истощенных месторождениях Северного моря.

По информации Reuters, The Telegraph, The Wall Street Journal *** Китайская Wison Group завершила установку резервуаров СПГ на плавучий завод Китайская компания Wison Group объявила 31 октября 2013 г. об успешном завершении установки своим подразделением Wison Offshore & Marine трех резервуаров хранения сжиженного природного газа (СПГ) на корпус плавучего завода по производству СПГ Caribbean FLNG.

Данный плавучий завод Wison Group передаст компании Exmar, бельгийскому оператору судов по перевозке сжиженного природного и нефтяного газа. Caribbean FLNG будет размещен у берегов Колумбии. Запуск в эксплуатацию запланирован на I квартал 2015 г. Общая вместительность трех резервуаров составляет 16100 м(3). Каждый резервуар весит около 395 т. Как отметил Дуэйн Бро (Dwayne Breaux), исполнительный вице-президент Wison Offshore & Marine, успешное и своевременное завершение установки резервуаров стало результатом плодотворной совместной работы китайских и западных специалистов.

По информации Wison Group, Rigzone, PR Newswire СОВЕТ ДИРЕКТОРОВ ГАЗПРОМА РАССМОТРЕЛ ДОЛГОСРОЧНУЮ СТРАТЕГИЮ РАЗВИТИЯ КОМПАНИИ Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: Выпуск: 12 Главной стратегической целью Газпрома является становление в качестве лидера среди глобальных энергетических компаний. Это было отечет в ходе заседания Совета директоров ОАО «Газпром», которое состоялось 29 октября 2013 г. По мнению участников заседания, данная цель достигается за счет диверсификации рынков сбыта и продуктов, повышения надежности поставок, роста эффективности деятельности и максимально эффективного использования собственного научно-технического потенциала.

Газпром обладает рядом конкурентных преимуществ, способствующих эффективной и надежной работе компании. В их числе крупнейшая сырьевая и мощная производственная базы, уникальная Единая система газоснабжения (ЕСГ) и возможность быстрого реагирования на изменения в любом из ее звеньев, а также глубокая вертикальная интеграция и значительный производственный, научно-исследовательский и проектный потенциал. В активе компании - выгодное географическое положение между странами Европы и Азии, портфель долгосрочных контрактов на поставку газа, многолетний опыт работы с зарубежными партнерами и репутация надежного поставщика. Газпром ведет масштабную работу для укрепления своих позиций на мировом энергетическом рынке.

Компания является мировым лидером по запасам природного газа - 35,1 трлн м(3). На протяжении последних восьми лет за счет проведения геолого-разведочных работ прирост запасов газа стабильно превышает уровень его добычи.

Компания активно увеличивает добычные мощности, которые на сегодняшний день превышают 600 млрд м(3) газа в год. Газпром последовательно ведет расширение действующих месторождений в традиционном для себя Надым-Пур-Тазовском регионе. Так, на полную проектную мощность ( млрд м(3) газа в год) выведено Заполярное месторождение, которое на сегодня стало самым мощным в России. Продолжается освоение более глубоких и труднодоступных залежей, в частности ачимовских на Уренгойском месторождении. Для обеспечения перспективного спроса на газ Газпром выходит в новые регионы: п-ов Ямал, Восточную Сибирь и Дальний Восток, континентальный шельф, которые будут основой для развития отечественной газовой промышленности в ближайшие десятилетия. На Ямале уже создан новый центр газодобычи, базовым для которого стало крупнейшее на полуострове Бованенковское месторождение проектной мощностью 115 млрд м(3) газа в год. На Востоке России сформированы центры газодобычи на Камчатке и Сахалине. Продолжается работа по созданию газодобывающих центров в Якутии и Иркутской обл. Также формируется крупный центр газодобычи на арктическом шельфе, в первую очередь на основе ресурсов Баренцева и Карского морей. Синхронно с развитием добычных мощностей расширяется газотранспортная система. В частности, построены системы магистральных газопроводов Бованенково - Ухта и Ухта - Торжок для вывода ямальского газа в ЕСГ, газотранспортная система Сахалин - Хабаровск - Владивосток для поставок в Хабаровский и Приморский края. На очереди не менее масштабный проект «Сила Сибири» для транспортировки газа из Иркутского и Якутского центров газодобычи. В перспективе газопроводы в западной и восточной частях страны будут объединены, что позволит создать Единую систему газоснабжения России в буквальном смысле слова. Также Газпром продолжает развивать систему подземных хранилищ газа. К каждому следующему сезону отбора существенно увеличивается суточная производительность ПХГ. Строятся новые хранилища - в сентябре 2013 г. в Калининграде введено в эксплуатацию ПХГ, ставшее 22-м в России, продолжается сооружение Волгоградского и Беднодемьяновского ПХГ.

Газпром является надежным поставщиком газа более чем в 30 стран мира. В рамках стратегии, предполагающей прямой выход на потребителя и сокращение транзитных рисков, компания диверсифицирует маршруты экспортных поставок газа в Европу. Полностью реализован проект «Северный поток», и сейчас прорабатываются вопросы его расширения. Началась реализация проекта «Южный поток», готовится обоснование проекта «Ямал - Европа-2». Компания активно выходит на новые рынки и диверсифицирует продукты производства. Основные усилия направлены на быстрорастущий рынок Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Свое присутствие в регионе Газпром будет наращивать за счет грамотного сочетания поставок трубопроводного газа и СПГ В частности, в инвестиционную стадию уже перешел проект «Владивосток-СПГ», ориентированный на АТР. В целом за счет строительства новых заводов по сжижению газа компания рассчитывает существенно увеличить свою долю на мировом рынке СПГ. Компания сохранит устойчивость на долгосрочную перспективу. В основе долгосрочного планирования лежит двухуровневая система стратегических целевых показателей по всем видам деятельности, количественно определяющих задачи Газпрома по достижению своих стратегических целей. Ресурсы Газпрома будут сконцентрированы на наиболее важных проектах, обеспечивающих надежное газоснабжение потребителей и увеличение стоимости компании. Будет продолжена работа по оптимизации затрат, обеспечению роста производительности труда, интеграции систем долгосрочного и краткосрочного планирования. Также планируется разработать комплекс мер по управлению рисками и повышению конкурентоспособности российского газа на экспортных рынках. По итогам заседания было подтверждено, что выбранный путь развития позволяет Газпрому расти наиболее сбалансированно и эффективно, достигать ключевых показателей и максимизировать системный экономический эффект.

По информации ОАО «Газпром»

СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К ЦЕНООБРАЗОВАНИЮ НА ГАЗ Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 10, Выпуск: 12 О том, как и почему меняются цены на газ, рассказывает член Совета директоров, начальник Департамента экономической экспертизы и ценообразования ОАО «Газпром» Елена Евгеньевна Карпель.

Корр. - Какое влияние на либерализацию рынка газа в России оказывает слоговая и фьючерсная торговля и оказывает ли вообще?

Е.К. - В настоящее время применительно к деятельности нашей компании проблема либерализации рынка газа постепенно удаляется от практической реализации. Решения, принятые по дополнительному ограничению цен на газ, поставляемый Обществом на внутренний рынок, значительно усложнили поэтапное достижение равной доходности поставок газа на внешний и внутренний рынки, что во многом явилось бы основой для практической либерализации рынка газа, в том числе в рамках Таможенного союза и Единого экономического пространства. Есть и ряд других складывающихся условий функционирования компании на внутреннем рынке газа, усиления директивного вмешательства государства в деятельность Общества, которые не дают полагать, что мы находимся в стадии либерализации этого рынка в отношении газа, поставляемого на внутренний рынок организациями Группы «Газпром».

В этих условиях рано говорить об ощутимом влиянии фьючерсной и спотовой торговли на либерализацию рынка газа в России.

Корр. - Расскажите, пожалуйста, об изменениях принципов ценообразования на газ для российских потребителей. Каковы перспективы в данной области?

Е.К. - В отношении принципов ценообразования на газ, поставляемый на внутренний рынок, в г. произошли существенные изменения.

В ОАО «Газпром» понимают важнейшее социально-экономическое значение регулирования и ограничения государством уровня цен на газ, поставляемый на внутренний рынок, и Общество обеспечит и в дальнейшем соблюдение установленных Правительством РФ правил ценообразования на газ.

Введение на период до 2016 г. целого комплекса дополнительных ограничений индексации регулируемых цен на газ, по которым Общество поставляет его на внутренний рынок, на уровне ниже инфляции (индекс потребительских цен) за предыдущий год, по нашим расчетам, откладывает на неопределенный срок достижение равной доходности поставок газа на внешний и внутренний рынки на основе формулы цены, учитывающей, в том числе, рыночные котировки стоимости сопоставляемых с газом топливных ресурсов. В 2014 г. индексация цен на газ для потребителей, кроме населения, вообще не предусматривается. Радикальные изменения в подходах к индексации и формированию регулируемых цен на газ в совокупности с наращиванием налоговой нагрузки на Общество посредством ежегодного увеличения ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на газ на практике уже привели к заметному снижению доходности поставок газа на внутренний рынок, что может быть возвратом к убыточности реализации газа, как это уже было в 2000-2009 гг.

В настоящее время сложилась ситуация, когда принципы ценообразования, установленные нормами федеральных законов о естественных монополиях, о газоснабжении, а также постановлениями Правительства Российской Федерации о государственном регулировании цен на газ, на практике не применяются. Постановление Правительства РФ о применении формулы цены в целях реализации равной доходности также теряет практическое значение. Вместе с тем в целях соблюдения баланса интересов производителей и потребителей газа целесообразно рассмотреть вопрос о внедрении практики определения регулируемых оптовых цен на газ, поставляемый на внутренний рынок, на основе соблюдения принципов и норм, предусмотренных в действующих законодательных и нормативных правовых актах Правительства Российской Федерации в отношении регулирования цен на газ.

В соответствии с указанными документами основополагающий принцип ценообразования должен предусматривать учет при формировании цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке экономически обоснованных расходов и прибыли на капитал производителя в рамках установленного норматива, которая должна обеспечивать ему возможность зарабатывать собственные финансовые ресурсы для осуществления инвестиционной деятельности в целях поддержания и развития добычи газа, газотранспортных сетей, хранилищ газа в интересах российских потребителей. В ценообразовании также должны учитываться складывающиеся на внутреннем рынке спрос и предложение, а также ценовые сигналы, поступающие с биржевых площадок.

Корр. - Как Вы оцениваете состояние электронного и биржевого рынка газа в России и пути его развития?

Е.К. - Для функционирования биржевого рынка и организованных форм электронной торговли создана законодательная база. Действует Федеральный закон «Об организованных торгах» и Постановление Правительства РФ от 16 апреля 2012 г N 323 о биржевой торговле газом. Вместе с тем, с практической точки зрения, электронная и биржевая торговля пока не функционируют.

Торговля газом на электронной площадке, которая получила положительные результаты в процессе трехлетнего эксперимента в 2006-2008 гг., не возобновляется на регулярной основе более 4 лет из-за отсутствия разрешения ОАО «Газпром» в отношении этой продажи газа. Запуск биржевой торговли газом на товарных биржах еще должным образом не организован.

Вместе с тем Минэнерго России по поручениям Правительства РФ с участием специалистов ОАО «Газпром» и других участников биржевого рынка проводит работу по подготовке и согласованию проекта постановления Правительства РФ и других нормативно-методических документов, предусматривающих организацию биржевой и электронной форм торговли газом, а также решение достаточно широкого круга сопряженных с этим вопросов, в том числе по транспортировке газа, приобретению его на бирже.

Полагаем, что по мере развития рыночных механизмов и увеличения доли независимых производителей на рынке газа, которые добросовестно конкурировали бы с ОАО «Газпром» в газоснабжении, снижения избыточного директивного вмешательства в процедуры торговли газом, биржевые технологии на рынке газа постепенно займут надлежащее место, как это происходит на зарубежных рынках, в том числе для получения рыночных ценовых сигналов для поставщиков и покупателей.

ОСОБЕННОСТИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕТРАДИЦИОННЫХ ВИДОВ НЕФТИ И ИХ РЕГИОНАЛЬНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПО ОБЪЕМАМ ЗАПАСОВ Дата публикации: 23.12. Автор: И. Г. Ященко, Ю.М. Полищук (Институт химии нефти СО РАН, РФ, Томск), E-mail: sric@ipc.tsc.ru Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 12, 13, 14, 15, Выпуск: 12 УДК 553. В связи с исчерпанием ресурсов легкодоступных нефтей в мире в последние годы растет добыча нетрадиционных трудноизвлекаемых нефтей - парафинистых, высокосмолистых, вязких и тяжелых.

В статье проведен анализ распределения трудноизвлекаемых нефтей (тяжелых, вязких, парафинистых и высокосмолистых) как нефтересурсов будущего по объему запасов. Изучены особенности физико-химических свойств этих видов нефтей.

Ключевые слова: трудноизвлекаемые нефти, тяжелые, вязкие, парафинистые, высокосмолистые, нетрадиционные ресурсы нефти, физико-химические свойства нефти.

Запасы тяжелых и высоковязких нефтей в несколько раз превышают запасы легких и маловязких нефтей и, по данным [1,2], составляют 810 млрд и 162 млрд т, соответственно. Запасы парафинистых нефтей также значительны и превышают 25% от запасов всех нефтей мира. Значительную долю составляют и высокосмолистые нефти - более 20%.

Нетрадиционные ресурсы нефти являются важнейшей частью сырьевой базы нефтяной отрасли России и других нефтедобывающих стран мира. Поэтому разработке залежей нетрадиционных нефтей уделяется все большее внимание. Наиболее крупными запасами тяжелой и высоковязкой нефти располагают Канада и Венесуэла, значительные запасы имеют также Мексика, США, Россия, Кувейт и Китай. На территории России запасы нефти с вязкостью более 30 мПас составляют 7, млрд т, большая часть их сосредоточена в Волга-Уральском, Западно-Сибирском и Тимано-Печорском нефтегазоносных бассейнах (НГБ) [2-6]. Разработка технологий повышения нефтеотдачи и оптимизации схем транспорта [7-13] нефтей с аномальными физико-химическими свойствами требует знаний об особенностях их физико-химических свойств и закономерностях пространственного распределения.

БАЗА ДАННЫХ О ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ НЕФТЕЙ Как уже было отмечено, в мире извлекаемые запасы нетрадиционных видов нефти в несколько раз превышают объемы запасов легкодоступной нефти. Поэтому трудноизвлекаемая нефть рассматривается в качестве основного резерва мировой добычи нефти. В связи с этим объектами исследования стали тяжелые, высоковязкие, высокосмолистые и парафинистые нефти. Для проведения анализа использована информация из базы данных (БД) по физико-химическим свойствам нефтей, созданной в Институте химии нефти СО РАН [14]. База данных зарегистрирована в Государственном регистре баз данных (Регистрационное свидетельство N 6624) и в Роспатенте (свидетельство N 2001620067, г. Москва, 16 мая 2001 г.). БД постоянно развивается и совершенствуется (табл. 1), пополняется новой информацией о физико-химических и геохимических свойствах нефти, ее географическом местоположении, геологических и термобарических условиях залегания.

Нетрадиционные виды нефти определяются аномальностью ее физико-химических характеристик и условий залегания. В зарубежной и отечественной литературе до настоящего времени отсутствует единая общепринятая классификация нефти по физико-химическим характеристикам, что вызывает трудности при отнесении образцов нефти к нетрадиционным видам. В табл. представлена классификация нефтей, созданная на основе обобщенной классификации, рассмотренной в [14].

В настоящее время мировая база данных по физико-химическим свойствам нефтей включает описания более 21400 образцов нефти, в ней содержится 4800 описаний тяжелой нефти, -образцов нефтей, относящихся к вязкой, 2294 описаний парафинистой и более 1982 - образцов высокосмолистой нефти. Более подробно данная информация представлена в табл. 3.

В табл. 4 приведена общая характеристика информации из БД о физико-химических свойствах нефтей мира. Заметим, что ширина доверительных интервалов (см. табл. 4) определена для вероятности 95%. Установлено, что среднемировые нефти являются, согласно классификации (см.

табл. 2), сверхвязкими и со средней плотностью, среднепарафинистыми, смолистыми и сернистыми, асфальтенистыми с низким и средним содержанием дизельных фракций согласно классификации [14].

АНАЛИЗ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ И ЕЕ ЗАПАСОВ ПО СТРАНАМ МИРА К тяжелой нефти, в соответствии с классификацией (см. табл. 2), относим образцы нефти с плотностью 0,88 г/см(3) и выше. Сформированный массив данных о свойствах тяжелой нефти (ТН) составил 4800 записей из 1664 месторождений 117 нефтегазоносных бассейнов - НГБ (около 62% общего числа бассейнов мира) 74 стран, относящихся к нефтегазоносным территориям Австралии, Азии, Европы, Северной и Южной Америки и Африки. На территории Евразии находится 66 НГБ с тяжелой нефтью, что составляет более 1/3 от их общего числа, на территории Америки - 42 бассейна (или 1/5 общего количества НГБ), а на территориях Австралии и Африки - всего 9 бассейнов.

При использовании классификации месторождений ТН по объемам запасов углеводородов установлено, что число уникальных (более 300 млн т нефти) и крупных (от 30 млн до 300 млн т нефти) по своим запасам месторождений составляет примерно половину от общего числа месторождений с тяжелыми нефтями, однако абсолютное большинство ресурсов ТН сосредоточены именно в уникальных и крупных месторождениях. В Северной и Южной Америке число уникальных и крупных месторождений является наибольшим (более 60% от общего числа американских месторождений с ТН) по сравнению с числом подобных по запасам месторождений на территориях Африки и Евразии. Уникальными по запасам являются такие месторождения, как Уилмингтон и Прадхо-Бей в США, Бачакеро, Боливар, Лагунильяс и Тиа-Хуана в Венесуэле, а самым уникальным по запасам тяжелых нефтей является месторождение Атабаска в Канаде. В Африке крупные месторождения составляют более 35%. В Евразии доли уникальных и крупных месторождений также значительны и вместе составляют 46% от общего числа евразийских месторождений с ТН.

Уникальными по запасам нефти являются месторождения Норвегии (Фригг), Саудовской Аравии (Абкаик, Катиф и Сафания), Ирана (Ахваз, Раг-и-Сефид), Ирака (Бай-Гассан, Зубейр, Румейла), Нейтральной зоны (Вафра), Кувейта (Хафджи) и России (Северо-Комсомольское, Ван-Еганское и Усинское).

На рис. 1 приведена диаграмма распределения ТН по странам мира, которая показывает, что основные мировые запасы тяжелой нефти размещаются в Канаде (более 43%) и Венесуэле (более 11%). Россия по своим запасам ТН занимает третье место, и ее доля составляет около 11%. Как видно из рис. 1, ресурсы ТН Канады, Венесуэлы и России в сумме составляют более 66% мировых ресурсов.

Кроме Канады в Северной Америке отличаются запасами ТН США и Мексика. В Евразии - это страны Ближнего Востока (Кувейт, Саудовская Аравия, Ирак, Иран), Центральной и Юго-Восточной Азии (Казахстан, Китай и Индонезия).

Проведенный сравнительный анализ физико-химических свойств тяжелых нефтей показал, что эти нефти в среднем являются сверхтяжелыми, сверхвязкими, среднепарафинистыми, высокосмолистыми и сернистыми, асфальтенистыми с низким содержанием дизельных фракций.

Как видно из табл. 4, особенностью ТН является то, что вязкость нефти превышает почти в 5 раз вязкость среднемировых нефтей, содержание серы, смол, асфальтенов и кокса в них практически в раза выше, чем в среднемировых нефтях (см. табл. 4), а содержание парафинов, дизельных фракций и нефтяного газа почти в 2 раза ниже содержания парафинов, дизельных фракций и газа в среднемировых нефтях.

АНАЛИЗ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВЯЗКОЙ НЕФТИ И ЕЕ ЗАПАСОВ ПО СТРАНАМ МИРА К вязкой нефти (ВН) в соответствии с классификацией (см. табл. 2) относим образцы нефти с вязкостью при 20 °С 35 мм(2)/с и выше. Сформированный массив данных о свойствах ВН составил 2290 записей из 832 месторождений 64 нефтегазоносных бассейнов (около 34% общего числа бассейнов мира) 43 стран, относящихся к нефтегазоносным территориям Азии, Европы, Северной и Южной Америки и Африки. На территории Евразии находится 36 НГБ с вязкой нефтью, в Америке 25, а на территории Африки - всего 3.

Анализ распределения месторождений ВН по объемам запасов углеводородного сырья показал, что число уникальных и крупных по своим запасам месторождений составляет примерно половину от общего числа месторождений с вязкой нефтью, однако абсолютное большинство ресурсов ВН сосредоточено именно в уникальных месторождениях - почти 92% мировых ресурсов ВН.

Уникальные месторождения размещены на нефтеносных территориях Канады, России, Венесуэлы, Кувейта, США, Китая, Бразилии и Казахстана.


На рис. 2 приведена диаграмма распределения ВН по странам мира, которая показывает, что основные мировые запасы вязкой нефти размещаются в Канаде (более 55%) и России (более 12%).

Кувейт по своим запасам ВН находится почти на одном уровне с Россией и занимает третье место с долей мировых ресурсов вязкой нефти около 12%. Как видно из рис. 2, ресурсы ВН Канады, России и Кувейта в сумме составляют почти 80% мировых ресурсов. Кроме Канады в Северной Америке отличаются своими запасами ВН США, в Южной Америке - Венесуэла. В Евразии - это страны Центральной и Юго-Восточной Азии (Казахстан и Китай).

Сравнительный анализ физико-химических свойств вязких нефтей позволил установить, что эти нефти в среднем являются тяжелыми, сверхвязкими, сернистыми, среднепарафинистыми асфальтенистыми и высокосмолистыми, имеют сравнительно низкое содержание дизельных фракций (см. табл. 4).

Особенностью ВН по сравнению со среднемировыми нефтями является то, что содержание кокса в них практически в 10 раз выше (см. табл. 4), вязкость выше почти в 6 раз, содержание серы, смол и асфальтенов превышает на 53-70%, а содержание парафинов ниже приблизительно на 30%, дизельных фракций - на 23-50% и нефтяного газа - почти в 3 раза.

АНАЛИЗ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫСОКОСМОЛИСТОЙ НЕФТИ И ЕЕ ЗАПАСОВ ПО СТРАНАМ МИРА К высокосмолистой нефти (ВСН) относим образцы нефти с содержанием смол 13% и более.

Сформированный массив данных о свойствах ВСН составил 1982 записи из 688 месторождения нефтегазоносных бассейнов (около 28% общего числа бассейнов мира) 36 стран, относящихся к нефтегазоносным территориям Азии, Европы, Северной и Южной Америки и Африки. На территории Евразии находится 37 НГБ с высокосмолистой нефтью, в Америке - 11 бассейнов, а на территории Африки - всего 4.

Установлено, что число уникальных и крупных по запасам месторождений составляет более половины от общего количества месторождений с высокосмолистой нефтью и абсолютное большинство ресурсов ВСН сосредоточено именно в уникальных месторождениях - почти 92% мировых ресурсов ВСН. Уникальные месторождения размещены на нефтеносных территориях Канады, России, Венесуэлы, Казахстана, Кубы и Китая.

На рис. 3 приведена диаграмма распределения ВСН по странам мира, которая показывает, что основные мировые запасы высокосмолистой нефти размещаются в Канаде (более 62%) и России (более 22%). Венесуэла по своим запасам ВСН почти в 4 раза уступает России, занимает третье место.

Как видно из рис. 3, ресурсы ВСН Канады, России и Венесуэлы в сумме составляют почти 91% мировых ресурсов. Кроме России в Евразии отличаются своими запасами ВСН Казахстан и Китай, в Латинской Америке - Куба.

Сравнительный анализ физико-химических свойств ВСН показал, что эти нефти в среднем являются тяжелыми, сверхвязкими, сернистыми, среднепарафинистыми, асфальтенистыми и высокосмолистыми, имеют сравнительно низкое содержание дизельных фракций (см. табл. 4).

Особенностью ВСН является то, что вязкость нефти ниже вязкости среднемировых нефтей на 26%, содержание кокса практически не изменилось, содержание серы, смол и асфальтенов выше в 2 раза, а содержание парафинов ниже почти на 20%, дизельных фракций - на 27-36% и нефтяного газа более чем в 2 раза по сравнению с аналогичными показателями среднемировых нефтей.

АНАЛИЗ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ И ЕЕ ЗАПАСОВ ПО СТРАНАМ МИРА К парафинистой нефти (ПН) относим образцы нефти с содержанием парафинов 6% и выше.

Сформированный массив данных о свойствах ПН составил 2294 записи из 800 месторождений нефтегазоносных бассейнов (около 31% общего числа бассейнов мира) 49 стран, относящихся к нефтегазоносным территориям Азии, Европы, Северной и Южной Америки и Африки. На территории Евразии находится 48 НГБ с парафинистой нефтью, на территории Африки и Америки 5 и 6 бассейнов, соответственно.

Установлено, что число уникальных и крупных по запасам месторождений составляет более 1/3 от общего числа месторождений с парафинистой нефтью, больше всего средних и очень мелких месторождений (в сумме 54%), однако абсолютное большинство ресурсов парафинистой нефти сосредоточено именно в уникальных месторождениях - почти 87% мировых ресурсов ПН.

Достаточно большая доля ресурсов приходится на крупные по своим запасам месторождения почти 12%. Уникальные месторождения размещены на нефтеносных территориях России, Казахстана, Великобритании и Вьетнама.

На рис. 4 приведена диаграмма распределения ПН по странам мира, которая показывает, что основные мировые запасы парафинистой нефти размещаются в России (более 73%). В Казахстане ресурсы этой нефти в 4,5 раз меньше по сравнению с российскими, в мировом балансе доля ПН составляет 1/6 ресурсов (более 16%). Как видно из рис. 4, ресурсы ПН России и Казахстана в сумме составляют почти 90% мировых ресурсов. Кроме России в Евразии отличаются своими запасами парафинистой нефти Великобритания, Азербайджан, Вьетнам, Иран и Китай, в Южной Америке Бразилия.

Как видно из табл. 4, парафинистые нефти резко отличаются по своим свойствам от остальных видов нетрадиционной нефти: они относятся к нефтям средней плотности, что аналогично для плотности среднемировых нефтей, имеют самую низкую вязкость (в 8 раз меньшую по сравнению с вязкостью среднемировых нефтей), содержание серы и асфальтенов ниже в 2 раза, смол - на 25%, кокса - на 33% по сравнению с аналогичными показателями среднемировых нефтей, но содержание нефтяного газа и дизельных фракций в ПН чуть выше. Содержание парафинов превышает более чем в 2 раза содержание парафинов в среднемировых нефтях.

Таким образом, проведенный анализ информации из БД позволил выявить закономерности пространственного размещения нетрадиционных видов нефтяного сырья, добыча которого требует применения методов повышения нефтеотдачи. Результаты могут быть использованы для разработки методов повышения нефтеотдачи, при оптимизации путей транспортировки нетрадиционных видов нефтей, а также при решении других задач нефтяной отрасли.

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** Список литературы 1. Якyцeни В. П., Петрова Ю.Э., Суханов А. А. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2007 (2). - С. 1 -11. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: www.ngtp.ru 2. Максутов Р., Орлов Г., Осипов А. Освоение запасов высоковязких нефтей в России // Технологии ТЭК. -2005. - N 6. - С. 36-40.

3. Антониади Д.Г., Валуйский А.А., Гарушев А.Р. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеиз-влечения в общем объеме мировой добычи // Нефтяное хозяйство. - 1999. - N 1. - С. 16-23.

4. Назьев 8. Остаточные, но не второстепенные // Нефтегазовая вертикаль. - 2000. - N3. - С. 21-22.

5. Гаврилов В.П. Концепция продления «нефтяной эры» России // Геология нефти и газа. - 2005. - N 1. -С. 53-59.

6. Запивалов Н.П. Геолого-технологические особенности освоения трудноизвлекаемых запасов // Нефтяное хозяйство. - 2005. - N6. - С. 57-59.

7. Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф. и др. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений - М.: Недра, 2004. - 292 с.

8. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ. Новосибирск: Наука, 1995. - 196 с.

9. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений (обзор) // Успехи химии, - 2007. -Т. 76. - N10.-С. 1034-1052.

10. Altunina L. К., Kuvshinov V.A. Improved oil recovery of high-viscosity oil pools with physicochemical methods at thermal-steam treatments // Oil&Gas Science and Technology. - 2008. - Vol. 63. - N 1. - P.

37-48.

11. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей физико-химическими методами // Технологии ТЭК. - 2007. - N 1 (32).-С.46-52.

12. Насыров А.М. Способы борьбы с отложениями парафина. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991. - 44 с.

13. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с.

14. Полищук Ю.М., Ященко И. Г. Физико-химические свойства нефтей: статистический анализ пространственных и временных изменений. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2004. 109 с.

АДАПТАЦИЯ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СКВ. 70 ПЕЧОРОКОЖВИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ДАННЫМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ Дата публикации: 23.12. Автор: С.М. Дуркин (Ухтинский государственный технический университет, РФ, Ухта), E-mail: durkin@bk.ru Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница:

17, 18, Выпуск: 12 УДК 550. В целях совершенствования методов интерпретации гидродинамических исследований на примере сив. 70 Печорокожвинского месторождения предпринята попытка создания численной математической модели скважины, учитывающей трещиноватость коллектора. С помощью разработанной модели были воспроизведены результаты гидродинамических исследований как на стационарных, так и на нестационарных режимах фильтрации.

Ключевые слова: численное моделирование, исследования скважин, закон фильтрации, скважина.

Печорокожвинское нефтегазоконденсатное месторождение находится на территории Печорского района Республики Коми в 14 км к северу от г. Печоры. Скв. 70 была открыта газовая залежь в карбонатных отложениях башкирско-серпуховского возраста (C(1)S-C(2)b). При опробовании данной скважины был получен промышленный приток газа дебитом 299,4 м(3)/сут через 22-мм диафрагму. Пористость пород определялась по керну, подняты в основном плотные разности карбонатных пород. Результаты комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) представлены в таблице. По геофизическим исследованиям была определена только пористость.

Для более полного изучения параметров пласта были проведены гидродинамические исследования скважин (ГДИС) как на стационарных, так и на нестационарных режимах фильтрации. Для того чтобы интерпретировать результаты ГДИС, необходимы исходные данные по скважине Печорокожвинского месторождения (средние значения по пласту), которые приведены ниже:


Начальное пластовое давление, МПа 7, Давление на устье, МПа 6, Площадь газоносности, тыс. м(2) Газонасыщенная толщина, и 19, Пластовое давление на глубине 649 м составило 7,02 МПа. Зависимости физико-химических свойств пласта от давления, полученные лабораторным путем, показаны на рис. 1. Функции плотности и вязкости зависят только от давления, что обусловлено изотермической фильтрацией в продуктивном пласте.

По итогам исследования газовой скважины на стационарных режимах фильтрации была получена следующая индикаторная диаграмма, показанная на рис. 2. Испытания проводились на трех режимах фильтрами с возрастанием дебита. Как видно из рисунка, происходит отклонение от линейного закона фильтрации, что характерно для газовых скважин. Интерпретация таких кривых осуществляется с помощью двучленного закона фильтрации Е.М. Минского:

[Формула.

Материал доступен в pdf-версии издания.] Аналитические модели для интерпретации результатов гидродинамических исследований просты в реализации, но имеют ряд существенных допущений и ограничений. В настоящее время в связи с бурным развитием вычислительной техники численные модели приобретают все больший практический интерес. В частности, такие модели позволяют соблюсти полное физическое подобие процесса. Таким образом, представим следующую схему: «пласт - скважина - шлейф» (рис. 3), стрелками указано направление движения флюида. Как видно из данной схемы, на забойное давление влияет масса факторов, обусловленных движением флюида как по стволу скважины, так и по шлейфу до сепаратора [1]. Таким образом, создание такой математической модели позволит преодолеть сложные реальные ситуации. В частности, это касается исследований скважин на стационарных режимах фильтрации. При данных исследованиях необходимо воспроизвести несколько режимов установившейся фильтрации. Как известно, дебит во время эксплуатации на определенном режиме не является постоянным. Данный процесс возможно смоделировать путем учета дросселирующего устройства. Для этого на устье (между выкидной линией и сепаратором) задается условная проницаемость, имитирующая диафрагму. Все вышеперечисленные особенности возможно реализовать только с помощью численного гидродинамического моделирования. Как правило, математические модели скважин приурочены к радиальным координатам, что обусловлено цилиндрической формой скважины.

Для того чтобы создать численную математическую модель скважины, необходимы следующие исходные данные.

Число:

ячеек по радиусу ячеек по углу трещин ячеек по вертикали Радиус контура питания, м Значение угла ячейки, градус Раскрытость трещин, мм Высота ячейки по вертикали, м Давление, МПа:

начальное в пласте 7, начальное на устье скважины 6, в шлейфе 3, Радиус шлейфа, м 0, Длина шлейфа, м Ограничение по дебиту, тыс. м(3)/сут Радиус скважины, м 0, Время, сут:

разгонки модели эксплуатации скважины закрытия скважины на запись КВД Шаг по времени, сут Погрешность расчета:

ньютоновских итераций 10(-6) солвера 10(-5) Число ньютоновских итераций Оптимизация временного шага по числу ньютоновских итераций Для реализации поставленной задачи понадобилось использование следующих численных методик:

для решения системы нелинейных уравнений использовался метод Ньютона;

на каждой ньютоновской итерации система линейных алгебраических уравнений решалась с помощью метода неполного гауссова исключения с подключением процедуры ORTHOMIN для ускорения решения системы [2, 3];

для решения системы уравнений использовалась полностью неявная схема.

Данные методики были реализованы с помощью современного языка программирования. В модели также учитывается нелинейный закон фильтрации (1). При интерпретации на установившихся режимах фильтрации модельная кривая достаточно близко описывает фактическую индикаторную кривую (рис. 4).

[Полный текст публикации доступен в pdf-версии издания] *** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] ОБОСНОВАНИЕ РЕЗЕРВА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН БОВАНЕНКОВСКОГО НГКМ Дата публикации: 23.12. Автор: Д.Ю. Неутолимов (ООО «Газпром ВНИИ ГАЗ», РФ, Московская обл.), E-mail: D-Neutolimov@vniigaz.gazprom.ru Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 20, 21, Выпуск: 12 УДК 622. Для систем газодобычи экономически оправданным является высокий уровень надежности (W 0,999). Достигнуть такого уровня надежности невозможно без резервирования скважин. В статье обоснован резерв эксплуатационных скважин Бованенковского НГНМ с точки зрения вероятностного подхода, основанного на учете различных технологических и геологических рисков.

Выделены основополагающие факторы риска при оценке коэффициента резерва. Показан минимальный необходимый резерв эксплуатационных скважин по основной залежи, а также по остальным залежам продуктивного разреза.

Ключевые слова: Бованенковское НГКМ, эксплуатационные скважины, технологические и геологические риски.

В общем случае обоснование резерва по скважинам является технико-экономической задачей, которая решается минимизацией целевой функции, представляющей собой сумму ущерба потребителей газа вследствие ненадежной работы промысла и дополнительных затрат на повышение надежности за счет создания резерва скважин. Такой подход был использован, например, в статье Ю. П. Коротаева, И.А. Леонтьева, И.Г. Журавлева «Обоснование оптимального нагруженного резерва скважин для газовых промыслов» (Газовая промышленность. - 1992. - N10).

Однако не все экономические данные для решения задачи могут быть определены достаточно корректно (например, сумма ущерба у потребителей газа). Поэтому представляет интерес решить задачу путем рассмотрения технологических факторов надежности с позиции теории вероятности.

Существует два вида резервирования скважин: нагруженный и ненагруженный. Как правило, на практике применяется нагруженный (иногда называют «горячим») резерв, когда запланированный отбор газа распределяется между всеми эксплуатационными скважинами, включая и резервные.

Поэтому скважины работают с дебитами ниже принятого среднего проектного и, тем более, ниже максимально допустимого. В моменты отказов по различным технологическим и геологическим причинам происходит временное увеличение дебитов скважин. Таким образом, резерв по скважинам есть по существу резерв по дебитам скважин, призванный обеспечить высокую надежность добычи газа.

Вместе с тем достоверное и надежное определение начального рабочего дебита пласта (залежи) является сложной технико-экономической задачей и зависит от геологического строения залежи, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов, принятой системы разработки и расположения эксплуатационных скважин по площади месторождения, ограничивающих технологических (диаметр лифтовой колонны) и геологических (допустимая пластовая депрессия) факторов. Из изложенного ясно, что даже найденный средний рабочий дебит скважин является не строго детерминированной величиной, а есть величина вероятностная, которая определяется с различной степенью надежности.

Обоснование резерва эксплуатационных скважин проведем применительно к залежам ТП(1-6), ТП(7-11), ХМ(1-2), ПК(9-10) и ПК(1) Бованенковского НГКМ. Залежь ТП(1-6), является наиболее крупной по запасам газа (2,03 трлн м(3)) и первоочередной, базовой при освоении месторождения.

Разработка залежи начата в 2012 г. По состоянию на 1 июля 2013 г. из залежи отобрано 15,6 млрд м(3) газа. На рисунке представлена помесячная динамика добычи газа по месторождению в пусковой период 2012-2103 гг. Бованенковское НГКМ является многопластовым. Некоторые проектные показатели по залежам приведены в таблице.

В качестве основополагающих факторов риска при оценке коэффициента резервирования рассмотрим следующие:

1) сезонная неравномерность потребления газа;

2) возможность частичного выбытия скважин в связи с обводнением продуктивного горизонта;

3) степень изученности месторождения и достоверность геологических построений при моделировании пласта;

4) вероятность отказа УКПГ и форс-мажорные обстоятельства;

5) степень важности месторождения в системе газоснабжения.

При учете независимых факторов риска 1 -5 надежность (вероятность фактическая) может быть вычислена по формуле:

W(ф) = W(1)W(2)W(3)W(4)W(5).

Для обеспечения уровня надежности W= 0,999 необходимо ввести резерв по скважинам Р. Тогда W = W(ф)R. Окончательно имеем:

[Формула.

Материал доступен в pdf-версии издания.] Для расчета по формуле (1) рассмотрим каждый фактор риска отдельно.

Сезонная неравномерность потребления газа является одним из важнейших факторов в формировании резервного фонда скважин. В последние годы в связи с глобальными климатическими аномалиями, а также широким внедрением энергосберегающих технологий этот фактор приобрел первостепенную роль в формировании резервных мощностей. Разница между дебитами в зимние месяцы и среднегодовыми доходит до 30%, а по сравнению с летними достигает 50%. Часть этой разницы может компенсироваться за счет эксплуатации в зимние время скважин с максимально допустимыми дебитами, которые превосходят средние рабочие дебиты на 18-20%.

Остальные 10-12% должны покрываться только за счет создания соответствующего резерва по скважинам.

Возможность частичного выбытия скважин в связи с обводнением продуктивного горизонта проявляется не сразу, а в основном на завершающих стадиях разработки. Как показывают расчеты на моделях, при принятой схеме центрально-группового размещения скважин на ТП(1-6) число обводняющихся скважин, сосредоточенных в основном на периферии залежи, может достигать 4,5-5,0% от действующего фонда. Однако этот резерв должен быть учтен и реализован в начале разработки месторождения, так как разбуривание его на завершающей стадии, когда пластовое давление упадет до 60-70% от начального, сопряжено с большими трудностями и не эффективно.

Степень изученности месторождения и достоверность геологических построений при моделировании пласта напрямую зависят от геологоразведки месторождения. Известно, что все северные месторождения Ямала разведаны редкой сеткой скважин и степень изученности геологического строения оставляет желать лучшего. Такие параметры залежи, как проницаемость пласта и эффективная газонасыщенная толщина, от которых напрямую зависит рабочий дебит скважины, могут быть определены с известной погрешностью. Даже для достаточно разведанных месторождений эта погрешность может достигать 5,5-6,0%.

Вероятность отказа УКПГ и форс-мажорные обстоятельства также должны учитываться, так как в итоге резервный фонд скважин и максимально допустимые дебиты скважин должны обеспечить 25-30%-й резерв по добычи газа на УКПГ.

Степень важности месторождения в системе газоснабжения определяется добычными возможностями месторождения, его крупностью и подготовленностью к разработке в строго ранжированной системе освоения Ямальского региона и определяется 100%-й надежностью.

Подставляя в (1) вышеназванные вероятностные оценки, имеем:

[Формула.

Материал доступен в pdf-версии издания.] Фактический резерв, принятый для разработки ТП(1-6), составил 1,245. Число скважин с резервом, принятое в проекте и реализуемое в настоящее время, составило N = 412 и вычислялось по формуле [Полный текст публикации доступен в pdf-версии издания] *** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ БОРЬБЫ С ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЕМ ПРИ ТРАНСПОРТЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ Дата публикации: 23.12. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 22, 23, 24, Выпуск: 12 УДК 622. И.В. Чеников, И.С. Завалинская, А.Г. Колесников, И.В. Маликов (КубГТУ, РФ, Краснодар), Э.В.

Аносов, В.В. Саченко (ООО «Газпром добыча Краснодар», РФ, Краснодар) E-mai: zaMatnskaya@mail.ru Для совершенствования системы добычи, сбора и транспортировки нефти и газа необходимо проводить детальное исследование свойств скважинной продукции. Эти данные должны включать максимально полную характеристику состава и свойств флюидов, выходящих из скважины, и структуры и свойств образующихся отложений и осадков всех видов. Как показывает анализ, не существует универсальной технологии борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), Цель настоящего исследования - определение состава и свойств скважинкой продукции на группе Прибрежных месторождений газового конденсата ООО «Газпром добыча Краснодар» с учетом базовых физико-химических взаимодействий, определяющих образование и возможности удаления АСПО.

Ключевые слова: трубопроводный транспорт газоконденсата, парафиноотложение, удаление и ингибирование отложений.

Группа Прибрежных месторождений ООО «Газпром добыча Краснодар» расположена в Славянском районе Краснодарского края в зоне Приазовских плавней. Месторождения начали разрабатывать в конце 1980-х гг. Наличие в составе скважинной продукции большого количества парафинов, воды и минеральных компонентов способствует образованию асфальто-смолопарафиновых отложений, что приводит к возникновению определенных сложностей при трубопроводном транспорте продукции.

Анализ схемы шлейфов и скважин месторождений газового конденсата (ГК) показывает достаточно сложную траекторию транспортной системы. Имеется немало надземных и надводных переходов через различного рода препятствия, врезки в трубопровод при подключении к ним скважин, вводимых в эксплуатацию в более поздний период, после введения в эксплуатацию основного нефтепровода. Имеется участок трубопровода с переменным диаметром. Эти особенности транспортной системы требуют качественной организации ее функционирования, особенно в осенне-зимний период, когда температура конденсата понижается до температуры его застывания.

Большинство скважин рассматриваемого месторождения - высоконапорные, граничат с водоносными пластами, с температурой пластовой воды более 120 °С. Продукция имеет высокий газовый фактор. Поэтому эксплуатация скважин осуществляется в фонтанном режиме.

Дегазация пластовой продукции производится путем сепарирования на установке подготовки газа (УПГ), а удаление остаточного газа - на установке комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГиК) перед отпуском потребителю.

Разделение эмульсии в отстойниках, расположенных на УКПГиК, осуществляется в течение 5 сут.

Однако часть воды остается, что в дальнейшем способствует более интенсивному процессу образования АСПО. Для улучшения отделения воды в резервуары добавляют деэмульгатор и проводят разделение при температуре 40 °С. При понижении температуры окружающей среды в холодное время года повышаются энергетические затраты на нагрев конденсата и увеличивается расход деэмульгатора.

Для комплексного решения задачи по борьбе с АСПО в системе транспорта газоконденсата были исследованы пробы флюидов из различных скважин Восточно-Прибрежного месторождения газового конденсата, а также пробы из промыслового продуктопровода. Схема отбора проб флюидов приведена в табл. 1.

В каждой из проб определялись: обводненность, плотность, параметры разгонки по ГОСТ 2177, температура застывания, количество парафинов, углеводородный состав. Полученные данные по содержанию воды в пробах приведены в табл. 2.

Общая обводненность нефтегазоконденсатной смеси измерялась после отстаивания в делительной воронке. В пробы с плохо разделяющимися эмульсиями (пробы 1,2, 3, 5) добавляли деэмульгатор СНПХ-4410 в количестве 0,06 г на 1000 мл. Остаточная вода определялась по стандартной методике на приборе Дина - Старка.

Наиболее обводненной (см. табл. 1) является проба из скв. 2 Восточно-Прибрежного месторождения. Несмотря на то что она расположена наряду со скв. 1 и 11 в районе максимально продуктивных нефтеносных пластов и лишь частично захватывает водоносные горизонты, количество воды в ней составляет около 80%. Нефтегазоконденсатная смесь из скв. 1 и 3 содержит воду в количестве 37,5 и 20%, соответственно, сильно эмульгирована. Эмульсии окрашены в грязно-коричневый цвет. Фазы с трудом разделяются. Пробы с 7 по 12 при различном общем содержании воды (от 1,5 до 12%) после разделения в органической фазе практически не содержат воды.

Данные разгонки углеводородной части нефтегазоконденсатной смеси по ГОСТ 2177 приведены в табл. 3. Здесь же приведен состав основных растворителей, используемых для промывки системы трубопроводов в период плановой очистки: газовых конденсатов КС Краснодарская и месторождения Некрасовское.

Данные (см. табл. 3) свидетельствуют о том, что месторождение газового конденсата Восточно-Прибрежное, находящееся в эксплуатации более 20 лет, по характеристикам скважинной продукции можно уже относить к нефтяным месторождениям. Конец кипения жидкой углеводородной части значительно выше, чем, например, у ГК месторождения Некрасовское.

Кривые истинных температур кипения (ИТК) приведены на рис. 1.

Результаты анализа состава углеводородной фракции, выкипающей до температуры 200 'С, полученной из газовых конденсатов различных месторождений, приведены на рис. 2 и 3. Видно (см.

рис. 2), что газовый конденсат месторождения Восточно-Прибрежное имеет существенные отличия по групповому составу углеводородов от ГК КС Краснодарская и месторождения Некрасовское:

содержит больше алканов и меньше аренов и нафтенов. Как следствие, последние являются худшими растворителями-удалителями для отложений, выпадающих при транспортировке конденсата месторождения Восточно-Прибрежное [1].

На рис. 3 сопоставляется групповой состав фракций НК-200 °С для различных скважин месторождения Восточно-Прибрежное. Скв. 1, 2 и 11 (пробы 1, 2 и 5, соответственно), находящиеся в пределах одного нефтеносного горизонта, как и следовало ожидать, очень близки по составу. Состав продукции скв. 3 заметно отличается от составов других скважин. С точки зрения растворяющей способности предпочтительным является состав флюида из скв. 4: в нем максимальное количество парафинов нормального и изомерного строения и минимальное содержание ухудшающих растворимость нафтенов. Поэтому данный скважинный продукт является лучшим растворителем АСПО из рассмотренных в системе трубопроводов на месторождении Восточно-Прибрежное.

В целом конденсаты из исследованных скважин по химической классификации являются парафиновыми, так как суммарное содержание парафинов нормального и изомерного строения в бензиновой фракции составляет более 60%. В табл. 4 представлены некоторые физические свойства для исследованных образцов конденсата. Несмотря на близкие углеводородный состав и значения плотности, обращает на себя внимание существенное отличие в температурах застывания конденсата: разброс значений составляет 20 °С (от 13 до -7 °С).

Следует отметить, что скважинная продукция, за исключением пробы 6, имеет положительную температуру застывания, в то время как для смесевых образцов температуры застывания отрицательные. Максимальную температуру застывания имеет флюид из скв. Восточно-Прибрежного месторождения (проба 4). Продукция этой скважины поступает из отдельно отстоящей пачки, расположенной на большей, по сравнению с другими скважинами, глубине. Это объясняет большую плотность и повышенное содержание тяжелых углеводородов, что видно из табл. 4 и 5.

В табл. 5 приводится сравнение углеводородного состава бензиновой фракции газового конденсата месторождения Восточно-Прибрежное за разные годы его эксплуатации [2]. За 2012 г. приведен состав бензиновой фракции из скв. 1. Как видно, углеводородный состав бензиновых фракций практически не изменился за 24 года эксплуатации месторождения, чего нельзя сказать о пределах выкипания фракций. На рис. 4 приведена динамика изменения кривых ИТК нефтегазоконденсатной смеси месторождения Восточно-Прибрежное за период его эксплуатации.



Pages:   || 2 | 3 | 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.