WWW.KONFERENCIYA.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Конференции, лекции

 

Pages:   || 2 | 3 |

«СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ МАТЕРИАЛЫ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ КОНФЕРЕНЦИИ (16-18 апреля 2001 г.) Ухта 2002 ББК 65.04 (231) Я5 У 89 УДК 330.15 (470.1) (061.6) Сборник научных трудов: Материалы ...»

-- [ Страница 1 ] --

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ

МАТЕРИАЛЫ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ КОНФЕРЕНЦИИ

(16-18 апреля 2001 г.)

Ухта 2002

ББК 65.04 (231) Я5

У 89

УДК 330.15 (470.1) (061.6)

Сборник научных трудов: Материалы научно-технической конференции (16-18 апреля 2001 г.). – Ухта: УГТУ, 2002. – 323 с.

ISBN 5-88179-283-1 В сборнике представлены научные труды профессоров, преподавателей, аспирантов и студентов Ухтинского государственного технического университета по итогам прошедшей с 16 по 18 апреля 2001 г. научно-технической конференции при участии промышленных предприятий региона как по проблемам фундаментальных, так и прикладных исследований в области освоения природных ресурсов Европейского Севера.

Сборник рассчитан на работников, аспирантов и студентов высших учебных заведений, сотрудников научно-исследовательских и проектных институтов, а также специалистов нефтегазовых, строительных и лесных отраслей.

Редакционная коллегия Н.Д. Цхадая (председатель), А.И. Кобрунов (зам. председателя), Е.И. Крапивский, В.Н. Пантилеенко, В.Ф. Буслаев, Г.П. Дроздовский, А.И. Дьяконов, В.В. Каюков, О.С. Кочетков, В.И. Крупенский, С.Е. Кузнецов, В.А. Соколов, Н.Н. Щукин, В.И. Шоль (ответственный секретарь) © Ухтинский государственный технический университет, ISBN 5-88179-283-

СОДЕРЖАНИЕ

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ................

МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО НЕСОВЕРШЕНСТВА

СКВАЖИН

ФАКТОРЫ ЭКОНОМИЧЕКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ВУКТЫЛЬСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В РЕЖИМЕ ХРАНИЛИЩА-РЕГУЛЯТОРА

ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОР ДЛЯ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ ТЯЖЕЛОЙ

ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

ПРИМЕНЕНИЕ КОМПОЗИЦИЙ ПАВ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО

ДЕЙСТВИЯ В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЯХ НЕФТЕДОБЫЧИ................

ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ДЕФОРМАЦИИ ПОЛЗУЧЕСТИ В ПОЛЯХ

СТАТИЧЕСКИХ И ПЕРЕМЕННЫХ МЕХАНИЧЕСКИХ НАПРЯЖЕНИЙ.............

ИССЛЕДОВАНИЕ ПОПЕРЕЧНЫХ СИЛ В БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЕ ПРИ

ПРОВОДКЕ НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

ОПТИМИЗАЦИЯ ОТБОРОВ ГАЗА ПО ЭКСПЛУАТАЦИОННОМУ ФОНДУ

В ПЕРИОД ПОСТОЯННОЙ ДОБЫЧИ

ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ

АНОМАЛЬНЫХ НЕФТЕЙ В УСЛОВИЯХ ЕВРОПЕЙСКОГО СЕВЕРА................

ВЛИЯНИЕ КОРРОЗИОННОЙ СРЕДЫ НА СВАРНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ ТРУБ......

МЕТОДИКА МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

МНОГОФАЗНОГО ПРИТОКА К СКВАЖИНЕ

ИНИЦИИРОВАНИЕ ВОЛН ГОРЕНИЯ В ГАЗОВЗВЕСЯХ КАПЕЛЬ

ЖИДКОГО ТОПЛИВА

СТАТИСТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ДЛЯ РАСЧЕТА И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ

ОБЪЕМА ДОБЫЧИ НЕФТИ ТЕРМОШАХТНЫМ СПОСОБОМ

КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ОЦЕНКЕ НАДЕЖНОСТИ

И БЕЗОПАСНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ СЕЙСМОГРАВИТАЦИОННОГО

МОДЕЛИРОВАНИЯ В СКЛАДЧАТО-НАДВИГОВЫХ ЗОНАХ

КЛАССИФИКАЦИЯ И СОСТОЯНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ ИЗ СКВАЖИН

РЕШЕНИЕ ПРЯМОЙ ПЛОТНОСТНОЙ ЗАДАЧИ ГРАВИРАЗВЕДКИ

ПРИ ТРЕХМЕРНОМ МОДЕЛИРОВАНИИ ВЕРТИКАЛЬНОЙ ПРИЗМЫ

СЛОИСТОЙ СТРУКТУРЫ

СОСТОЯНИЕ ТЕОРИИ И МЕТОДОВ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

НА УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПЛАСТ С ПОВЕРХНОСТИ ЗЕМЛИ

ОГРАНИЧЕНИЯ РАЗРЕШАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ.......

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ИНТЕРВАЛОВ ПЕРФОРАЦИИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

НА ДИАГРАММАХ МАГНИТНЫХ ЛОКАТОРОВ

БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

ПРИМЕНЕНИЕ СТЕКЛОПЛАСТИКОВЫХ ТРУБ ПРИ БУРЕНИИ

И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В КРИОЛИТОЗОНЕ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА РАВНОПРОЧНОСТИ КРЕПИ СКВАЖИНЫ

ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ В КРИОЛИТОЗОНЕ

МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОМАССОПЕРЕНОСА В СКВАЖИНЕ

ПРИ ВСКРЫТИИ ГИДРАТСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ

ГЕОЛОГИЯ

ДИНАМОТЕКТОНИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ И ИХ РОЛЬ В ПРОГНОЗЕ

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО НГБ

МИКРОЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ВЕРХНЕПЕРМСКИХ

ОТЛОЖЕНИЙ НА ЮГИД-СОПЛЕССКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

ЭКОЛОГО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА СТУДЕНТОВ

НА НЕФТЕПРОМЫСЛОВОМ ФАКУЛЬТЕТЕ УГТУ

ПОВЕДЕНИЕ СОЕДИНЕНИЙ АЗОТА В ПОДЗЕМНЫХ ВОДАХ

ЭКОНОМИКА

ОЦЕНКА КОММЕРЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

ИССЛЕДОВАНИЕ И ОЦЕНКА РЕСУРСОВ СНИЖЕНИЯ ЗАТРАТ

НА ПРОИЗВОДСТВО СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННОЙ ПРОДУКЦИИ

АГРОФИРМ, ВХОДЯЩИХ В СОСТАВ ООО «СЕВЕРГАЗПРОМ»

УХТА – РОДИНА ТЕХНИЧЕСКИХ ПРИОРИТЕТОВ



И «КУЗНИЦА КАДРОВ»

ОСОБЕННОСТИ УПРАВЛЕНИЯ ЗАТРАТАМИ

НА ОСНОВЕ ЛОГИСТИЧЕСКОГО ПОДХОДА

ПЕРВЫЕ РОСТКИ ВОЗРОЖДЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ

ОСОБЕННОСТИ РАЗВИТИЯ ФРАНЧАЙЗИНГА В НЕФТЯНОМ БИЗНЕСЕ

РЕСПУБЛИКИ КОМИ

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ И АНАЛИЗ РИСКОВ

РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НАРЬЯН-МАРСКОЙ ГРУППЫ

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТОВ

ПРИРОДООХРАННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

МОДЕЛИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РАЗВИТИЯ ЭКОНОМИКИ

МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «ГОРОД УХТА»

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НЕЙРОННЫХ СЕТЕЙ

ЭКОЛОГИЯ

НЕКОТОРЫЕ ПРОБЛЕМЫ РАЦИОНАЛЬНОГО ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ

ПРИ ДОБЫЧЕ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПАРОТЕПЛОВЫМ МЕТОДОМ......

ПЛАН ДЕЙСТВИЙ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ

ПОСЛЕДСТВИЙ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ ПРИРОДНОГО

И ТЕХНОГЕННОГО ХАРАКТЕРА ПРОМЫШЛЕННОГО ОБЪЕКТА..................

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ СНИЖЕНИЯ ОБЪЕМОВ ЗАГРЯЗНЕНИЯ

НА ОБЪЕКТАХ ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ.........

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЛЕСОПРОМЫШЛЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ...

ТЕРМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА И МИКРОЛЕГИРОВАНИЕ СТАЛИ

С ПРИМЕНЕНИЕМ МЕСТНЫХ МАТЕРИАЛОВ

ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС ТЕСТОВОГО КОНТРОЛЯ

ВЫБОРА СТАЛИ

ПРИМЕНЕНИЕ ЭВМ В СИСТЕМЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ

И РЕМОНТА ТРАНСПОРТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

(НА ПРИМЕРЕ ЛЕСОЗАГОТОВИТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ)

ИССЛЕДОВАНИЕ СПОСОБА ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПЛУНЖЕРНЫХ

ПАР ТОПЛИВНЫХ НАСОСОВ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

СТРОИТЕЛЬНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ИЗДЕЛИЯ

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ ЦЕЛЕВЫЕ ПРОГРАММЫ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ

И ИХ РЕАЛИЗАЦИЯ В РЕСПУБЛИКЕ КОМИ

РАСЧЕТ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ЖИЛЫХ ЗДАНИЙ

В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

СОРБЦИОННЫЕ СВОЙСТВА НЕКОТОРЫХ МАТЕРИАЛОВ

ДЛЯ ОГРАЖДАЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ

ФИЗИКА

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

В CCL4 ПО ИХ ИНТЕГРАЛЬНОМУ ПОГЛОЩЕНИЮ

В ОБЛАСТИ 2700-3200 CМ-1

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ

АКСИАЛЬНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛА

В СТРАТИФИЦИРОВАННОМ ТЛЕЮЩЕМ РАЗРЯДЕ

ПРИ НИЗКИХ ДАВЛЕНИЯХ И МАЛЫХ ТОКАХ В НЕОНЕ

МАСС-СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ

ТРИБО - И ТЕРМОДЕСТРУКЦИИ

НАПОЛНЕННЫХ АНТИФРИКЦИОННЫХ ПОЛИМЕРНЫХ СИСТЕМ.............. АВТОМАТИКА

МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОПРИВОДА

С КОЛОННОЙ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ИССЛЕДОВАНИЕ ПОВЕДЕНИЯ КОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

В РЕЖИМЕ УГЛУБЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ

УПРАВЛЕНИЕ ВЕНТИЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМОЙ НЕФТЯНЫХ ШАХТ.......... ПРИКЛАДНАЯ МАТЕМАТИКА И ИНФОРМАТИКА

ОБ ОЦЕНКЕ ЦЕНТРОИДНОСТИ ПОИСКОВЫХ ДЕРЕВЬЕВ

РАСЧЕТ КОМПОНЕНТ МАГНИТНОГО ПОЛЯ,

СОЗДАВАЕМОГО СЛОИСТОЙ МОДЕЛЬЮ СРЕДЫ

УЧЕТ ВЛИЯНИЯ БОКОВЫХ ЗОН ПРИ ВЫЧИСЛЕНИИ ВЕРТИКАЛЬНОЙ

СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ГРАВИТАЦИОННОГО ПОТЕНЦИАЛА

ЗАДАЧИ ОПТИМИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВА

НА ПРИМЕРЕ ОАО КОМИНЕФТЕГЕОФИЗИКА

АИС ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РОСТА ПРОИЗВОДСТВА

ПЕДАГОГИКА

ОЛИМПИАДА – СПОСОБ РЕАЛИЗАЦИИ

ТВОРЧЕСКИХ СПОСОБНОСТЕЙ ШКОЛЬНИКОВ

НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПОДГОТОВКИ АБИТУРИЕНТОВ

ПО ЧЕРЧЕНИЮ

РАЗВИТИЕ ПРОСТРАНСТВЕННОГО МЫШЛЕНИЯ

В ПРОЦЕССЕ РАБОТЫ С ТРЕХМЕРНЫМИ МОДЕЛЯМИ

ПРОБЛЕМЫ МОТИВАЦИИ ПРИ ОБУЧЕНИИ ЧТЕНИЮ

(НА ПРИМЕРЕ ОБУЧЕНИЯ ЧТЕНИЮ В НЕЯЗЫКОВОМ ВУЗЕ)

ИНОСТРАННЫЙ ЯЗЫК

ВОПРОСЫ МЕТОДИКИ ПРЕПОДАВАНИЯ ФРАНЦУЗСКОГО ЯЗЫКА............ АСПЕКТЫ ОБУЧЕНИЯ СОВРЕМЕННОМУ АНГЛИЙСКОМУ ЯЗЫКУ............. ИСТОРИЯ И КУЛЬТУРА

О ПРОБЛЕМАХ ПЕРЕХОДНОГО ПЕРИОДА В ИСТОРИИ РОССИИ:

ПРОШЛОЕ И НАСТОЯЩЕЕ

К ИСТОРИИ СТАНОВЛЕНИЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

РЕСПУБЛИКИ КОМИ. ОСОБЕННОСТИ ИСТОЧНИКОВ

ПО ЕЁ ИЗУЧЕНИЮ

ФИЛОСОФИЯ И СОЦИОЛОГИЯ

О ПРИРОДЕ КРИЗИСА РЕАЛЬНОГО СОЦИАЛИЗМА

ПРОЯВЛЕНИЕ АФФЕКТИВНОСТИ В ПОВЕДЕНИИ ПОДРОСТКОВ................ ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ДЕТЕРМИНАНТЫ ЛИБЕРАЛЬНОЙ ДЕМОКРАТИИ........ АВТОРСКИЙ УКАЗАТЕЛЬ

ПРЕДИСЛОВИЕ

Предлагаемый вниманию специалистов сборник научных трудов преподавателей, научных сотрудников и аспирантов Ухтинского государственного технического университета отражает преимущественно широту научной деятельности университета. Принцип формирования сборника предполагает включение работ представителей всех кафедр. Он сформирован по итогам входящей в традицию научно-технической конференции университета, прошедшей в 2001 году. Конференция работала в рамках 25 секций, в ней приняли участие более 450 преподавателей, сотрудников, аспирантов и студентов, было сделано 250 докладов, лучшие из которых по рекомендации секций включены в настоящий сборник.





Следует отметить, как наиболее высокий, уровень работы следующих секций: "Технология, лесные машины и деревообработка" (председатель – Климушев Н.К., доцент кафедры ТМЛ), "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" (председатель – Мордвинов А.А., профессор кафедры РЭНГМ и ПГ), "Бурение нефтяных и газовых скважин" (председатель – Буслаев В.Ф., профессор, заведующий кафедрой БС), "Геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа" (председатель – Жемчугова В.А., профессор, заведующая кафедрой ГНГ), "Педагогика и методика преподавания" (председатель – Жукова Л.Н., доцент кафедры НГ и Г, зам. декана ФИТ).

Научные интересы наших преподавателей разнообразны, но и их научная деятельность осуществляется, прежде всего, по двенадцати основным научным направлениям, большинство из которых традиционны для университета.

Среди них: актуальные научно-технические проблемы геолого-геофизических и поисково-разведочных работ в ТПП; совершенствование систем добычи и транспорта нефти и газа; разработка технических средств и технологии бурения глубоких и сверхглубоких скважин на европейском Севере; разработка и совершенствование систем жизнеобеспечения контроля и охраны окружающей среды в условиях Крайнего Севера. Работы в этих областях принесли ощутимые научные, технико-технологические и производственные результаты. В УГТУ сложилось восемь научно-педагогических школ. Разумеется, наши ученые работают в тесном контакте с академическими, научно-исследовательскими и проектными институтами. Наиболее плодотворно мы сотрудничаем с Институтом Земли РАН, с институтами Коми научного центра УрО РАН – геологии, биологии, социально-экономических исследований. Общая сфера научных интересов, множество совместных проектов и разработок связывают нас с учеными "СеверНИПИгаз", "ПечорНИПИнефть", ОАО "Севергеофизика", ГФУП "Ухтанефтегазгеология", ТП НИЦ и, конечно же, КРО РАЕН.

В работе конференции приняли участие ведущие специалисты предприятий и организаций региона. Интеграция академической и вузовской наук

и, а также научно-технических ресурсов производственных предприятий – это один из важнейших факторов роста научного потенциала Республики Коми.

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 622.276.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО НЕСОВЕРШЕНСТВА

СКВАЖИН

Промысловый опыт показывает, что две рядом стоящие скважины, пробуренные на один и тот же продуктивный пласт и работающие в одинаковых горно-геологических условиях, могут иметь различную продуктивность. Такие факты можно объяснить различной гидродинамической связью между пластом и забоем, что связано с различной конструкцией забоя скважин и различной гидропроводностью пористой среды в призабойной зоне пласта (ПЗП).

Степень гидродинамической связи между пластом и скважиной принято оценивать по величине коэффициента гидродинамического совершенства скважины :

где Qсов – дебит скважины совершенной, соответствующий потенциальным Qфакт – фактический дебит скважины.

Если коэффициент меньше единицы, то такая скважина называется гидродинамически несовершенной. В ПЗП и на забое такой скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и сгущения линий токов. Принято различать следующие виды гидродинамического несовершенства скважин:

по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает пласт не на по характеру вскрытия, когда приток флюида в скважину осуществляется через перфорационные отверстия в обсадной эксплуатационной колонне;

по качеству вскрытия, если гидропроводность пористой среды в ПЗП меньше, чем остальной части дренирования пласта.

Основная причина низкого гидродинамического совершенства скважин – применение нерациональных технологий вскрытия продуктивных пластов бурением и перфорацией и освоения скважин. Дело в том, что далеко не все специалисты, занимающиеся вскрытием пластов и подготовкой скважин к эксплуатации, имеют достаточные представления о тех сложных физических и химических процессах, которые происходят в ПЗП при заканчивании скважин.

Чтобы ликвидировать этот пробел в знаниях, необходимо усилить подготовку специалистов по этому направлению в образовательных учреждениях нефтегазового профиля.

В этой связи на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики Ухтинского государственного технического университета завершается разработка методического обеспечения лабораторной работы по изучению влияния условий и технологии заканчивания скважин на их гидродинамическое совершенство. Изучение этого вопроса реализуется путем моделирования гидродинамического несовершенства скважин на персональных ЭВМ.

Моделируется влияние условий вскрытия продуктивного пласта бурением, условий и параметров перфорации скважин. Для этого используются следующие математические зависимости.

Фактический дебит скважины оценивается формулой Дюпюи вида:

Для определения коэффициентов С1,С2 и Sб используются формулы [1]:

Величина скин-эффекта из-за снижения проницаемости породы вокруг перфорационных каналов определяется по формуле [2]:

где k – естественная проницаемость пласта;

h– эффективная толщина пласта;

Р – перепад (депрессия) давления между контуром питания и стенкой µ– динамическая вязкость флюида;

Rс – радиус скважины по долоту;

С1 – безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважин по степени С2 – безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважин по характеру вскрытия пласта;

Sб – безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления, возникающие в пористой среде призабойной зоны пласта, обусловленные снижением проницаемости из-за несовершенства скважин по качеству первичного вскрытия пласта Sп – безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления, возникающие в пористой среде призабойной зоны пласта, обусловленные снижением проницаемости из-за несовершенства скважин по качеству вторичного вскрытия пласта lк – длина перфорационных каналов;

dк – диаметр перфорационных каналов;

n – плотность перфорации, отв./м.

k1 – проницаемость зоны проникновения фильтрата ;

k2 – проницаемость зоны кольматации;

k3 – проницаемость породы вокруг перфорационного канала толщиной.

При моделировании на ЭВМ приняты следующие допущения:

все перфорационные каналы одинаковы по размерам и имеют правильную цилиндрическую форму;

зоны измененной проницаемости вокруг скважины и вокруг перфорационных каналов однородны по проницаемости и также имеют правильную цилиндрическую форму.

Отличительной особенностью изучения влияния параметров перфорации и фильтрационного состояния породы ПЗП на гидродинамическое совершенство скважин путем моделирования на ЭВМ заключается в том, что обучающийся может не только смоделировать практически любую ситуацию в ПЗП, но и видеть на экране дисплея эту ситуацию. В качестве доказательства сказанного представлен рисунок, на котором представлена одна из бесконечного множества ситуаций, которые будут изображать состояние ПЗП и забоя скважины.

Рис. Иллюстрация перфорационного забоя скважины и зон изменений проницаемости породы в ПЗП Более того, обучающийся может проследить влияние каждого отдельного фактора на гидродинамическое совершенство скважины и построить график зависимости влияния этого фактора.

ЛИТЕРАТУРА

1. Мордвинов А.А. Определение дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта // Нефтепромысловое дело, 2. Гайворонский И.Н. и др. Вскрытие продуктивных пластов бурением и перфорацией и подготовка скважин к эксплуатации: Учебное пособие / И.Н. Гайворонский, Р.Г. Ахмадеев, А.А. Мордвинов. – Пермь:

Пермский госуниверситет, 1985. – 80 с.

УДК 622.

ФАКТОРЫ ЭКОНОМИЧЕКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ВУКТЫЛЬСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В РЕЖИМЕ ХРАНИЛИЩА-РЕГУЛЯТОРА

Ю.В. Илатовский, (филиал ООО «ВНИИГАЗ» – «Севернипигаз») В.А. Баннова, (филиал ООО «ВНИИГАЗ» – «Севернипигаз») Большинство нефтегазоконденсатных и нефтяных месторождений на территории России находятся в стадии эксплуатации, характеризующейся падающей добычей углеводородов в связи с постепенным истощением их запасов.

В современных экономических условиях увеличение нефтегазоотдачи может быть достигнуто главным образом за счет освоения остаточных запасов разрабатываемых залежей с применением вторичных методов воздействия, поскольку рыночная конъюнктура не позволяет активно вводить в эксплуатацию новые месторождения. В свою очередь, процесс доразработки месторождений требует внедрения технологий, направленных на более полное извлечение углеводородного сырья.

Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение (ВНГКМ), введенное в опытно-промышленную эксплуатацию в 1968 году, более 30 лет эксплуатировалось на режиме истощения с использованием только естественной энергии пласта. Эксплуатация ВНГКМ на режиме истощения пластовой энергии привела к значительным потерям высококипящих углеводородов в виде ретроградного выпавшего в пласте конденсата. Возможности добычи конденсата без каких-либо методов воздействия на пласт практически были исчерпаны. С целью повышения углеводородоотдачи пласта во ВНИИГАЗе под руководством д.т.н. профессора Р.М. Тер-Саркисова была разработана новая технология, позволяющая путем закачки сухого газа в пласт в области ниже давления максимальной конденсации углеводородов С2+ извлечь ценное сырье и тем самым повысить эффективность эксплуатации месторождения.

Результатом разработки данной технологии явилось составление «Технологических схем эксплуатации опытных участков Вуктыльского НГКМ»

(проекты «Кондесат-2» и «Конденсат-3», реализуемые на опытных полигонах УКПГ-8 с 1993 г. и УКПГ-1 - с 1997 г.).

Полученные на опытных полигонах результаты подтвердили высокую эффективность технологии и предопределили целесообразность расширения масштабов воздействия на пласт путем перевода месторождения в режим хранилища-регулятора.

Основные физические эффекты разработанной технологии заключаются в следующем:

замещение жирного пластового газа низкокалорийным сухим газом;

испарение широкого спектра выпавших углеводородов пластовой стабилизация пластового давления;

улучшение работы эксплуатационных скважин и повышение их производительности;

блокирование активной воды.

На базе указанных физических эффектов авторами сформирован следующий пакет экономообразующих факторов эффективности разработки месторождения в режиме хранилища-регулятора:

Стабилизация работы скважин, увеличение коэффициента эксплуатации, уменьшение затрат газа на газлифт, снижение эксплуатационных затрат Регулирование системы «добыча-транспорт-переработка»

Оптимизация структуры управления сбыта продукции сохранение коммерческой стоимости объекта Поддержание созданной инфраструктуры для развития газовой промышленности на северо-западе России поддержание жизнеспособности городов Вуктыл и Сосногорск Создание научно обоснованной и подтвержденной промысловыми испытаниями базы для стратегии освоения трудноизвлекаемых запасов нижнемеловых и ачимовских Определяющим фактором является добыча ретроградных компонентов не только конденсата, а всего спектра углеводородов.

Также значимыми являются:

повышение производительности скважин;

стабилизация работы скважин (увеличение коэффициента эксплуатации, уменьшение затрат газа на газлифт, снижение эксплуатационных поддержание пластового давления;

смещение срока ликвидационных затрат;

обеспечение на длительную перспективу сырьевой базы Сосногорского ГПЗ, реконструкцию которого предполагается завершить к повышение надежности эксплуатации системы магистрального транспорта газа, проходящей по территории Республики Коми и северным регионам России, за счет регулирования потоков газа путем его сезонной закачки в газоконденсатный пласт Вуктыльского месторождения;

продление периода активного функционирования всей созданной на базе промысла и перерабатывающего завода инфраструктуры для развития газовой промышленности на северо-западе России;

сохранение рабочих мест, поддержание жизнеспособности городов создание научно обоснованной и подтвержденной промысловыми испытаниями базы для стратегии освоения трудноизвлекаемых запасов залежей Западной Сибири и Крайнего Севера.

Методология оценки экономической эффективности проектов, связанных с доразработкой нефтегазоконденсатных месторождений, во многом отличается от оценки проектов разработки новых месторождений. К сожалению, основные действующие в настоящее время руководящие документы («Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов», «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений») не учитывают эту специфику.

Для экономической оценки эффективности разработки и эксплуатации месторождений с использованием технологий, направленных на максимальное извлечение углеводородного сырья, должна быть разработана методика отраслевого уровня, учитывающая все геолого-физические, технологические, экологические и социально-экономические особенности, связанные с созданием хранилища-регулятора на базе истощенного нефтегазоконденсатного месторождения.

В этой связи авторами начата разработка методики оценки экономической эффективности доразработки нефтегазоконденсатных месторождений, основывающаяся на использовании системы показателей, широко применяемых в зарубежной и отечественной практике для условий рыночной экономики.

Базой для формирования экономической модели оценки эффективности эксплуатации месторождения являются «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов».

Основой экономической оценки эффективности эксплуатации нефтегазоконденсатного месторождения на завершающей стадии являются следующие принципы:

моделирование денежных потоков, включающих все связанные с осуществлением проекта денежные поступления и расходы;

сопоставимость условий сравнения различных вариантов технологических схем эксплуатации месторождения на завершающей стадии;

принцип положительности и максимума эффекта, предполагающий выбор оптимального варианта технологической схемы с учетом всех наиболее существенных последствий его реализации как непосредственно экономических, так и внеэкономических факторов;

учет различных аспектов фактора времени, в том числе динамичности параметров проекта и его экономического окружения, неравноценности разновременных затрат и результатов;

учет только предстоящих затрат и поступлений, включая ликвидационные затраты. Ранее созданные ресурсы, используемые в проекте, оцениваются не затратами на создание, а альтернативной стоимостью, отражающей максимальное значение упущенной выгоды, связанной с их наилучшим альтернативным использованием;

сравнение вариантов схем эксплуатации месторождения на завершающей стадии производится сопоставлением ситуаций «с учетом реализации данного варианта» и «без реализации варианта»;

рассмотрение и расчет чувствительности показателей эффективности к изменению различных факторов, определение рисков, сопровождающих реализацию проекта.

Подготовка, утверждение и реализация методических документов с учетом льготного налогообложения позволит обеспечить эффективную разработку трудноизвлекаемых запасов, максимальное извлечение из недр углеводородного сырья, продление периода активного функционирования газодобывающих промыслов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Тер-Саркисов Р.М. и др. Научные основы повышения эффективности разработки газоконденсатных месторождений / Р.М. Тер-Саркисов, В.Г. Подюк, В.А. Николаев. – М.: Недра, 1998.

2. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция). – М.: Экономика, 2000.

УДК 622.692.1/075.8/

ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОР ДЛЯ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ ТЯЖЕЛОЙ

ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Основным препятствием для эффективного и качественного разделения эмульсий тяжелых высоковязких нефтей на нефть и воду является очень малая разность плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды. Так, для ярегской нефти она составляет всего 59 кг/м3, а для пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения – 85 кг/м3. Это связано со слабой минерализацией пластовых вод рассматриваемых месторождений и высокой плотностью нефтей.

Нами установлено, что можно интенсифицировать процесс обезвоживания сверхтяжелых нефтей путем создания в полости электродегидратора квазистатических объемов, в которых при попадании в них при определенных условиях капель воды время отстоя практически не ограничивается и не влияет на производительность установки.

В основу конструкций электродегидратора положено устройство для обезвоживания нефти, описанное в [1].

Предлагаемая конструкция модели электродегидратора предусматривает использование сил, действующих на глобулу воды в процессе разрушения эмульсий в электрическом поле (рис. 1).

Основной частью модели являются уголковые электроды, установленные в паре со стержневыми, в определенном порядке по длине корпуса модели (рис. 2). Уголковые устанавливаются на расстоянии 25 мм от днища корпуса модели, что дает возможность создания водяной подушки в процессе длительной работы модели по обезвоживанию нефти для равномерного отбора выделенной из эмульсии воды.

Fэл – сила, обусловленная градиентом электрического поля;

Fn, Fс – сила потока и сила сопротивления среды; F – результирующая сила;

F1 – силы взаимодействия между глобулами в электрическом поле Рис. 1. Движение глобулы в квазистатическую область под действием электрического поля неоднородной напряжённости Корпус модели был изготовлен из трубы 80 мм с толщиной стенки 4 мм.

В передней части корпуса установлен распределитель для выравнивания потока по сечению корпуса. Корпус модели закрывался с обоих концов фланцами при помощи болтов. Для присоединения дегидратора к технологической схеме и отвода воды из него корпус имеет штуцера. Высокое напряжение на электроды подается через высоковольтные вводы.

Работает модель следующим образом.

При прохождении жидкости через сечение электродегидратора за уголковым электродом образуется квазистатическая зона, в которую при определенных скоростях потока эмульсии заносятся капли жидкости. При подаче высокого напряжения на электроды между ними образуется неравномерное электрическое поле высокой напряженности, причём наибольшая напряженность поля наблюдается на прямой, соединяющей центр стержневого электрода с краем уголкового (рис. 1). Попавшую в эту область каплю воды будут удерживать электрические силы, обусловленные неоднородностью электрического поля.

Рис. 2. Схема электродегидратора В этой области и будет происходить коалесценция, а затем оседание укрупненных капель под действием силы тяжести. Силы напора или потока жидкости здесь мало влияют на вынос капелек из квазистатической зоны, т.е.

создаются благоприятные условия для осаждения укрупненных частиц воды.

Схема лабораторной установки приведена на рисунке 3. Ёмкость для сырой нефти 1 помещена в термостат 2. Для предварительного обогрева обрабатываемой эмульсии установлены вентили 3, имеющие конические седла, позволяющие плавно регулировать расход жидкости в системе. Шестеренчатый насос 4 имеет приводной электродвигатель, работающий от регулируемого в пределах от 0 до 30 В напряжения постоянного тока. Частота вращения электродвигателя изменяется подаваемым на него напряжением. Манометры 5 служат для контроля давления в системе и установлены на входе и выходе дегидратора. Электродегидратор 6 помещен в термостат 7, в котором устанавливается необходимая температура обработки. Мерный цилиндр 8 служит для определения расхода жидкости (в данном случае обработанной нефти) через дегидратор. Температура обработки эмульсии контролируется термометром 9. Термостат 7 установлен в вытяжном шкафу (на схеме не показан).

1 – ёмкость для сырой нефти; 2 – термостат ВЕ; 3 – краны; 4 – шестерёнчатый насос;

5 – манометр; 7 – печь; 8 – мерный цилиндр; 8 – термометр;

I – линия сырой нефти; II и III выход обработанной нефти; IV – выход воды Рис. 3. Лабораторная установка для испытания электродегидратора Обезвоживание производилось по следующей схеме.

Приготовленная эмульсия помещалась в емкость для сырой нефти 1 и шестеренчатым насосом перекачивалась по линии I в дегидратор. Двигателем насоса и вентилями 3 устанавливалось необходимое давление, контролируемое манометрами 5. Обрабатываемая жидкость направлялась по линии I или II, в зависимости от испытаний линия отвода из дегидратора IV перекрывалась, и с помощью секундомера и мерного цилиндра определялся расход жидкости.

Предварительно производился нагрев эмульсии в емкости сырой нефти 1 и нагрев дегидратора. После подачи высокого напряжения производилась обработка эмульсии. Обезвоженная нефть отбиралась из линии I или II, а выделяемая вода отводилась по линии IV.

Через определенное время, которое соответствовало прохождению жидкости в количестве 1,5 объемов модели электродегидратора, отбирались пробы обработанной нефти для анализа.

Экспериментальные исследования позволили установить рабочие параметры модели электродегидратора. Так, напряженность электрического поля составила 2,5 кВ/см; температура обработки – 60°С; расход жидкости – 20 мл/мин; расход ПАВ – 30 г/т.

ЛИТЕРАТУРА

1. Разработка устройства для обезвоживания и обессоливания нефти на электрическом принципе: Отчет о НИР / УИИ. Рук. М.В. Иванов. – УДК 622.

ПРИМЕНЕНИЕ КОМПОЗИЦИЙ ПАВ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО

ДЕЙСТВИЯ В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЯХ НЕФТЕДОБЫЧИ

Как известно, подъем высоковязких парафинистых обводненных нефтей и водонефтяных эмульсий сопровождается выпадением асфальтено-смолопарафинистых (АСП) осадков в призабойной зоне пласта, насосно-компрессорных трубах и подземном оборудовании, резким увеличением потерь давления на трение.

В практике нефтедобычи с целью повышения эффективности работы нефтяных скважин используется целый ряд поверхностно-активных веществ (ПАВ), успешность применения которых связана с изменением процессов, происходящих на границах нефть-вода-газ-порода. К недостаткам подавляющего большинства применяющихся ПАВ относится то, что они, как правило, используются для конкретной технологической операции.

С точки зрения оптимального решения вопроса, по-видимому, следует признать применение реагента многофункционального действия, введение которого в высоковязкие парафинистые обводненные нефти и водонефтяные эмульсии приводило бы не только к изменению структурно-механических свойств (СМС) указанных систем, но и способствовало улучшению работы газлифта, ШГН, обеспечивало предупреждение отложений или отмыв АСПосадков с поверхности НКТ и подземного оборудования, улучшало состояние призабойной зоны пласта.

Как показали лабораторные исследования, к реагентам многофункционального действия можно отнести препараты МЛ-72, МЛ-80 и многофункциональную водорастворимую низкотемпературную композицию ПАВ (НМК) – составы и технология их применения разработаны институтом ВНИИнефть (Москва) и Институтом океанологии АН СССР (Москва) на уровне авторских свидетельств, представлялись на ВДНХ.

Указанные препараты производятся в соответствии с техническими условиями и представляют собой смесь СПАВ разных классов и различного химического строения, обладающую комплексом заранее заданных свойств, обусловленных как свойствами отдельных компонентов, так и новыми физикохимическими свойствами, полученными при их целенаправленном смешении.

Эти свойства сохраняются в пресной, морской или пластовой воде любой минерализации и реализуются в большом интервале температур (минус 45… плюс 90°С) и соотношений объемов фаз (нефть – вода) как при турбулентных, так и ламинарных режимах течения жидкости.

Широкая промысловая апробация препаратов МЛ-72, МЛ-80 и НМК на ряде месторождений Мангышлака, Азербайджана, Самарской области, Западной Сибири подтвердила его высокую эффективность.

В зависимости от условий и вида технологической операции препараты МЛ-72, МЛ-80 и НМК применяются в виде водных растворов (0,5-50 г/л), приготовленных на пресной, морской или пластовой воде.

Рабочие растворы препаратов МЛ-72, МЛ-80 и НМК приготавливаются в любой технологической емкости необходимого объема, например в емкостях цементировочного агрегата (ЦА). При этом в мерную емкость ЦА заливается расчетное количество указанных препаратов и до заданного объема добавляется вода, после чего вода и препараты перемешиваются насосом ЦА 10-15 мин.

Полученный раствор оставляют в покое на 15-20 мин для оседания пены.

Технологическая схема применения водных растворов препаратов МЛ-72, МЛ-80 и НМК в глубиннонасосных скважинах:

к затрубному пространству работающей скважины при закрытой затрубной задвижке подключают ЦА, в мерных емкостях которого находится рабочий раствор препаратов МЛ-72 (МЛ-80, НМК), и производят опрессовку нагнетательной линии на полуторакратное ожидаемое затрубное давление;

открывают затрубную задвижку и на первой скорости агрегата производят закачку заданного объема рабочего раствора;

после закачки заданного объема рабочего раствора препаратов МЛ- (МЛ-80, НМК) в затрубное пространство останавливают насос, закрывают затрубную задвижку и разбирают нагнетательную линию.

Из двух возможных механизмов (диффузионного и гравитационного) поступления водных растворов МЛ-72 (МЛ-80, НМК) на прием насоса превалирует гравитационный. За счет разности плотностей водных растворов указанных препаратов и жидкости, находящейся в затрубном пространстве, раствор будет поступать на прием насоса и перемешиваться с фильтрующейся из пласта жидкостью. Периодичность закачки растворов в скважину, его концентрация и объем устанавливаются практически.

Технологическая схема применения водных растворов препаратов МЛ-72 (МЛ-80, НМК) в газлифтных скважинах:

к рабочей линии ГРБ подключается насосно-дозировочное устройство (НДУ) и с помощью его насоса рабочий раствор препаратов МЛ- (МЛ-80, НМК) закачивается в рабочую линию и далее – в скважину.

Для установления эффекта от применения указанных препаратов и его продолжительности на скважине как до, так и после закачки рабочего раствора проводят комплекс исследований (отбивку динамического уровня, замер дебита жидкости, отбор проб, определение обводненности и удельного веса проб, определение давления в выкидной линии, определение силы тока на электродвигателе СК, снятие и расшифровку динамограмм, замер рабочего давления, замер расхода газа), а также производят расчет эксплуатационных параметров до и после введения препарата МЛ-72 (МЛ-80, НМК).

На основании результатов испытаний было установлено:

уменьшение максимальной нагрузки на головку балансира;

снижение силы тока на электродвигателе СКН при ходе вверх;

уменьшение коэффициента газосодержания;

увеличение коэффициента подачи;

рост дебита жидкости… Эффект от одноразового введения препарата МЛ-72 в скважину продолжается в среднем 10 сут., МЛ-80 – 20 сут.

Для проведения работ по очистке поверхности труб, деталей и узлов нефтепромыслового оборудования используются 0,1-0,3% водные растворы препаратов серии МЛ. С целью повышения эффективности моющего эффекта указанных растворов их следует применять нагретыми до температуры 60С.

Очистка насосно-компрессорных труб в скважине от АСП-осадков может быть совмещена со стандартной операцией глушения и ограничиваться временем отмыва, необходимым для заполнения скважины водными растворами композиций ПАВ многофункционального действия. При этом не потребуется пропарка труб на поверхности, которая занимает около 13 часов на 1000 м НКТ, а также необходимость подъема труб, когда нужна только их очистка от АСП - отложений.

Очистка выкидных линий (от скважины до сборного пункта), а также труб промысловых коммуникаций, по которым перекачивается нефть, осуществляется путем разовой, а в случае необходимости – двух или трехкратной прокачкой водного раствора указанных препаратов объемом 3-5 м3.

Очистка деталей и узлов подземного оборудования может осуществляться как в скважине, так и на поверхности. В последнем случае очистку следует производить в специальных ваннах напором затопленной струи.

Производственные испытания препаратов типа МЛ (МЛ-72, МЛ-80) для интенсификации работы промыслового трубопровода, по которому перекачиваются высоковязкие обводненные парафинистые нефти и водонефтяные эмульсии, проводились на промысловых трубопроводах Якушкинского месторождения (объединение «Куйбышевнефть») и месторождения Каражанбас (Казахстан). Зафиксированы снижение гидравлических сопротивлений в среднем на 40-45% и устойчивая продолжительная работа трубопровода с указанными препаратами вместо применявшихся ранее (диссолван), но при значительно меньших концентрациях (4-5 г вместо 15–20 г на 1 т перекачиваемой жидкости).

Наибольший интерес представляют практические данные о том, что после прекращения ввода МЛ-80 насос в течение длительного времени продолжал работать при пониженном давлении. Это обстоятельство подтверждает то, что снижение гидравлических сопротивлений связано с образованием на внутренней поверхности трубопровода коллоидного слоя, уменьшающего силу трения потока о стенки трубы.

Также разработаны и успешно испытаны технологии применения ПАВ многофункционального действия при комплексном воздействии на призабойную зону пласта (с соляной кислотой, ТГХВ и др.). Такое сочетание и последовательность проведения операций способствовало усилению каждого из воздействующих факторов.

УДК 539.

ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ДЕФОРМАЦИИ ПОЛЗУЧЕСТИ В ПОЛЯХ

СТАТИЧЕСКИХ И ПЕРЕМЕННЫХ МЕХАНИЧЕСКИХ НАПРЯЖЕНИЙ

Ю.А. Теплинский, (филиал ООО «ВНИИГАЗ» – «Севернипигаз») Подавляющая часть реальных металлических конструкций нефтегазопромыслового комплекса, например элементы системы магистрального газопровода, находится в условиях, имеющих статическую и квазистатическую составляющую нагрузки, и поэтому могут подвергаться деформации ползучести.

Ползучесть является довольно распространенным механизмом деформации и имеет место практически всегда, где есть статическая составляющая нагрузки.

Она выражается в непрерывном нарастании деформации с течением времени при неизменной нагрузке, это приводит не только к накоплению микроповреждений, но к возникновению направленных, односторонних деформаций, величины которых, как правило, не учитываются обычными СНИПами, а следовательно, и не закладываются в соответствующие проекты сооружений. По нашему мнению, указанные необратимые деформации могут инициировать частичное ухудшение размерной стабильности элементов конструкции, что может приводить к возникновению локальных перенапряжений, потере устойчивости и другим нежелательным последствиям для конструкций. Как следствие, с этим явлением связаны проблемы длительной прочности и долговечности материалов.

Поэтому в данном сообщении была предпринята попытка на примере реологического закона ползучести (1) показать, что поля механических напряжений как постоянные, так и переменные во времени способны инициировать заметные остаточные деформации. В качестве основной рабочей модели использовали структурно аналитическую теорию прочности Лихачева-Малинина [1] согласно определяющим соотношениям (1-3).

где точка здесь и ниже означает производную по времени; A t, U1, n, 31 – постоt янные, зависящие от материала и его структуры; sgnx – оператор знака; в 31 – сдвиговая составляющая скорости деформации ползучести в локальном базисе;

б ik – направляющие косинусы, переводящие локальный базис в лабораторный;

f() – ориентационная функция, тождественно равная для изотропного состояd 3щ – элемент ориентационного пространства, представленния металла ный в углах Эйлера.

В работе решена система уравнений (1-3) численными методами для n = 2.75. Временной интервал интегрирования разбивался на 4000 равных участка, и для каждого контретного времени t i осуществляли численное интегрирование выражения (2) для 10000 точек ориентационного пространства, взятого в углах Эйлера с последующим пересчетом для 20000.

Результаты компьютерного моделирования численными методами представлены в условных единицах на рис. 1-2. На рисунке 1а представлены 4 зависимости деформации установившейся ползучести для гипотетического материала при одноосном напряженном состоянии от текущего времени при постоянных напряжениях (1-3) и для знакопостоянного ассиметричного режима нагружения (4). Расчеты показывают, что при постоянных напряжениях деформация ползучести е растет пропорционально текущему времени и скорость изменения деформации е тем больше, чем больше напряжение. При ассиметричном характере нагружения на этапе изменения напряжений от у min до у max с коэффициентом ассиметрии r = у min у max соответствующая деформация ползучести е r возрастает со временем уже не по линейному закону, причем при t > T/2 & > 0, при T/2 < t < T, && < 0. Характерным оказалось то, что е r (T) е(T), где последнюю деформацию рассчитывали при постоянно действующем напряжении = ( min + max ) / 2.

Рис. 1а. Зависимость деформации ползучести для гипотетического материала при одноосном напряженном состоянии. При постоянных напряжениях = 200 (1);

300 (2) и 400 МПа (3). И (4) для знакопостоянного асимметричного цикла нагружения, представленного на рис. 1б, с коэффициентом асимметрии r = у min у max = 0. Рис. 1б. Схема знакопостоянного асимметричного цикла нагружения при min = 200 МПа и max = 400 МПа и Т = 20000 с Во второй серии математических экспериментов напряжения задавали в виде асимметричного синусоидального закона по формуле (4) с коэффициентом асимметрии r = 0.33.

где н - частота колебания.

Влияние асимметрии цикла и частоты колебания на деформацию ползучести представлено на рис. 2. Кривая 1 показывает, что при = 1 кривая ползучести качественно повторяет кривую 4 на рис. 1, а прямая 2 при = 5; 50; отвечает линии стационарной ползучести при напряжении = ( min + max ) / 2 = = 400 МПа.

Сказанное выше свидетельствует о том, что при проектировании конструкций и сооружений нефтегазопромыслового комплекса необходимо учитывать остаточные деформации инициированные как постоянными, так и переменными полями механических напряжений.

Рис. 2. Зависимости деформации ползучести от времени нагружения для синусоидального цикла при min = 200 МПа; max = 600 МПа; r = 0.33. Для = 1 (1);

= 5; 50; 500 с-1, а также для статического нагружении при = (min + max)/2 (2) Важно отметить, что для оценки деформаций, инициированных ползучестью в условиях циклического действия напряжений, можно использовать приближение ползучести при статической нагрузке под напряжением

ЛИТЕРАТУРА

1. Лихачев В.А., Малинин В.Г. Структурно-аналитическая теория прочности. – СПб, 1993. – 471 с.

УДК 622.243.

ИССЛЕДОВАНИЕ ПОПЕРЕЧНЫХ СИЛ В БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЕ

ПРИ ПРОВОДКЕ НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

При строительстве глубоких наклонно-направленных, горизонтальных, многозабойных и естественно-искривленных скважин под действием замков бурильной колонны возникают осложнения, вызванные образованием желобных выработок. Механизм, интервалы и глубины образования желобов обусловлены поперечными силами, возникающими в бурильной колонне, находящейся в деформированном состоянии в скважине, что позволяет определить критерии и допущения при проектировании профиля ствола и технологии бурения.

По данным инклинометрии или проекта исследуется пространственная траектория направленной скважины в прямоугольных координатах x, y, z, при этом ось z направлена вертикально вниз. Анализ распределенной нагрузки q, действующей вдоль оси z, показал, что она в целом возрастает при каком-либо изменении направления траектории скважины, демонстрируя экстремальные всплески в точках резких изгибов упругой линии колонны. Таким образом, изучая вид упругой линии, можно определить те интервалы в скважине, в которых базовая нагрузка принимает экстремальные значения.

На основании проведенных математических исследований получена зависимость величины распределенной поперечной силы, действующей на бурильную колонну, от параметров искривления ствола скважины.

На рис. 1 представлен фрагмент дуги S – элемент дуги бурильной колонны, Р – соприкасающаяся плоскость, n – главная нормаль пространственной кривой, e1 – касательная к упругой линии оси бурильной колонны в точке с координатами X, Y, Z.

Рис. 1. Модель действия поперечной силы Основные соотношения выглядят следующим образом:

где Z – глубина скважины; X, Y, Z – вторые производные по скалярному параметру Z = t (очевидно Z = 0 ); – радиус кривизны траектории; М И – изгибающий момент, плоскость действия которого лежит в соприкасающейся плоскости. Очевидно в такой постановке для устья скважины X = Y = Z = 0.

Согласно теории, развитой в [1], уравнение изогнутой оси бурильной колонны можно представить в виде дифференциального уравнения:

где N – осевая сила, равная N = q 0 (L S) ; L – длина всей бурильной колонны;

S – длина определенного участка; W – отклонение представительной точки с координатами X, Y, Z от исходного положения оси Z; n – главная нормаль; q – вектор распределенной нагрузки, обусловленный погонным весом и Архимедор(D 2 d 2 ) стали; p – плотность глинистого раствора; D и d – внешний и внутренний диаметры трубы; - угол между направлением касательной к кривой e1 и осью Z; q R – боковая распределенная нагрузка, действующая на бурильную колонну и лежащая в соприкасающейся плоскости.

Поперечная сила, лежащая в соприкасающейся плоскости, может быть найдена как (3) Вторая производная от изгибающего момента М И и первая производная от осевой силы по длине дуги окружности S находится согласно (4-5) Величина боковой распределенной нагрузки, лежащая в соприкасающейся плоскости, получена при решении численными методами системы уравнений (1-5).

Чтобы найти M И, используя формулу (1), требуется посчитать производные x ', x", y', y" по переменной z, где x, y, z – координаты скважины:

По этим формулам посчитаны производные для первых трех и для последних трех точек. Для средних точек использовали формулы (7):

Далее требовалось вычислить длину S. Для этого были использованы формулы аналитической геометрии:

где n количество точек разбиения.

Отклонение представительной точки с координатами (x, y, z) от исходного положения оси Z получено при помощи формул дифференциальной геометрии:

где ( x 0, y 0, z 0 ) – координаты точки касания.

Слагаемое qn = 0, т.к. векторы q, n взаимноперпендикулярны.

Итак, все найденные выше значения были подставлены в формулу (2).

Ниже на рис. 2-7 приведены виды упругих линий бурильных колонн для скважин № 16, 17 Печорогородского месторождения (исполнитель-Вуктылгазгеофизика).

Рис. 2. Профиль скважины ПГ Рис. 3. Зависимость поперечной нагрузки, действующей на колонну, от глубины скважины ПГ Рис. 4. Зависимость интенсивности искривления от глубины скважины ПГ Рис. 5. Профиль скважины ПГ Рис. 6. Зависимость поперечной нагрузки от глубины скважины ПГ Рис. 7. Зависимость интенсивности искривления от глубины скважины ПГ На рисунках 2, 5 – вид упругой линии, которую образует бурильная колонна в скважине. Упругая линия была построена по данным инклинометрии для каждой точки разбиения (координаты скважины).

На рисунках 3, 6 представлена зависимость распределенной поперечной нагрузки q r, найденной по формуле (2), от глубины z.

На рисунках 4, 7 – зависимость интенсивности искривления 1 p (кривизны скважины) от глубины z.

Графики 2, 3, 4 и 5, 6, 7 помещены рядом для сравнения.

Итак, график поперечной нагрузки q r = q r (z) имеет характерные всплески в тех точках, в которых упругая линия z = z (x, y) бурильной колонны искривляется, и чем значительнее это искривление (смотрите графики интенсивz) ), тем выше всплеск поперечной нагрузности искривления скважины ки на бурильную колонну.

Следовательно, боковая поперечная нагрузка на бурильную колонну увеличивается на участках ее искривления.

График зависимости q r = q r (z) дает возможность сделать прогноз о наиболее вероятных участках желобообразования и минимизировать их при бурении скважины.

ЛИТЕРАТУРА

1. Светлицкий В.А. Механика гибких стержней и нитей. – М.: Машиностроение, 1978. – 222 с.

УДК 622.

ОПТИМИЗАЦИЯ ОТБОРОВ ГАЗА ПО ЭКСПЛУАТАЦИОННОМУ ФОНДУ

В ПЕРИОД ПОСТОЯННОЙ ДОБЫЧИ

Т.Г. Ксёнз, (филиал ООО «ВНИИГАЗ» – «Севернипигаз») Разработка газовой залежи в период постоянной добычи отличается тем, что уровень поддерживаемого годового отбора меньше, чем добывные возможности данной залежи. Последние определяются динамикой пластового давления, потерями давления в системе сбора и условиями подготовки продукции, в частности, ограничением на минимальное давление на входе в установку комплексной подготовки газа (УКПГ). Таким образом, в данный период существует возможность без снижения общей добычи перераспределять отборы газа по эксплуатационным скважинам, исходя из каких-либо соображений. В данной работе предлагается методический подход осуществления такого перераспределения на этапе прогнозных расчетов с использованием постоянно действующей модели месторождения. Целью является выбор оптимального по некоторому критерию распределения. В общем виде здесь рассматривается один из вопросов, относящихся к проблеме управления процессом разработки.

Для наглядности ограничимся рассмотрением газовой залежи, хотя приводимые ниже рассуждения естественным образом распространяются на газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения.

Пусть на газовой залежи имеется n эксплуатационных скважин. Запланированный уровень добычи обозначим Q, а уровни отборов по каждой скважине – q i (i = 1,..., n ). Требуется оптимизировать (для определенности зададимся минимизацией) распределение отборов по скважинам по некоторому суммарному критерию (фильтрационные потери, количество выносимой воды и т.д.), каждое слагаемое которого для i-ой скважины обозначим i. Таким образом, в общем виде задача может быть сформулирована так:

Формулировка (4) представляет собой не что иное, как классическую задачу динамического программирования. Однако в данном случае следует отметить два важных момента:

на каждую, вообще говоря, величину q i накладывается ограничение, обусловленное добывными возможностями соответствующей скважины;

даже для непрерывных функций задача (1) решается, как правило, в некоторой сеточной области, то есть дискретно. В настоящее время, учитывая почти неограниченные ресурсы оперативной памяти ЭВМ и их высокое быстродействие, данный вопрос перестает быть проблемой. Тем не менее, представляемые ниже два пути нахождения непрерывного решения могут оказаться полезными.

Первый подход представляет собой дискретное решение задачи (1) с последовательным измельчением шага. Разобьем отрезок [0; Q] на N равных частей, где N выбирается кратно большим n. Экстремальное значение целевой функции может быть найдено с шагом (то есть в данном случае точностью) h 0 = Q /( N 1) с помощью функций Беллмана [2]. Обозначим значения аргументов, доставляющих экстремум с вышеуказанным шагом, (q1,..., q 0 ). При достаточно плавном изменении, что характерно для рассматриваемой в данном случае проблемы, уместно предположить, что искомое непрерывное решение находится в области q imin [q i0 h 0 ; q i0 + h 0 ], i = 1,..., n. Теперь аналогичную процедуру можно повторить с шагом h1 = 2h 0 /( N 1), произведя измельчение каждого из указанных отрезков. Очевидно, что использованный ранее алгоритм остается неизменным. Таким образом, повторяя измельчение, можно получить искомое решение со сколь угодно высокой точностью.

Следует подчеркнуть, что при данном подходе возможно возникновение нештатных ситуаций, когда q i0 h 0 < 0 либо q i0 + h 0 превышает добывные возможности скважины. Данная проблема может быть решена наложением “штрафных санкций” на i, то есть прибавлением к указанной функции достаточно большого довеска при выходе аргумента за границы допустимых значений: таким образом, алгоритм дискретного динамического программирования будет автоматически возвращать аргумент в заданные пределы. Последний вычислительный прием снимает необходимость требования, чтобы N было кратно больше n.

Для лучшей иллюстрации второго, аналитического подхода, следует воспроизвести алгоритм решения задачи (1) с помощью функций Беллмана (обозначим их i, i = 1,..., n 1 ). Аргументы данных функций определяются соотношениями а сама функциональная зависимость задается условием где экстремум ищется по всем q i [0; u i ]. Отметим, что в предположении дифференцируемости в (5) функций данный экстремум для каждого ui может быть найден либо на концах отрезка, либо из условия 1 (u i q i ) = (q i ), а это в свою очередь означает, что q i, доставляющая минимум i 1 (u i q i ) + i (q i ), является функцией u i, то есть Экстремальное значение целевой функции определяется как а искомое решение по последнему аргументу в соответствии с (3):

Далее обратным ходом следуют расчеты по цепочке Отметим, что данная расчетная схема может быть легко реализована в случае, когда аналитические зависимости слагаемых целевой функции достаточно просты (например уравнение притока в скважину). Однако это не исключает применения данного подхода при более сложных зависимостях, которые в ряде случаев могут быть заданы даже неявно. В этом случае следует получить значения каждой функции i в табличном виде, а затем выполнить интерполирование с помощью кубических сплайнов, широко применяемых в численном дифференцировании. То же самое можно произвести и с функциями Беллмана.

Тогда уравнение 1 (u i q i ) = (q i ) для каждого u i является, вообще говоря, квадратным, и найти его решение не составляет труда.

В качестве примера рассмотрим результаты приложения указанных расчетных методик для реального газоконденсатного месторождения, расположенного на территории Республики Коми. Основная залежь этого месторождения представляет собой изометричную в плане структуру, эксплуатируемую в настоящее время семью скважинами (№№ 101-105, 107, 108). Коэффициенты фильтрационных сопротивлений и пластовые давления по скважинам приведены в табл. 1.

На представленных исходных данных выполнены расчеты в условиях статического режима (то есть при неизменном пластовом давлении) в двух вариантах: при условии равенства давлений на входе в сепаратор для всех скважин [1] и с минимизацией суммы фильтрационных потерь в призабойной зоне.

Последнее означает решение задачи:

Результаты расчетов приведены в табл. 2.

Следует отметить, что:

выбранный для примера критерий оптимальности означает минимизацию потерь пластовой энергии в самом пласте. Отсюда не следует, что представленный подход не может использовать другие критерии;

при имеющемся в данном примере пластовом давлении весь отбор распределяется на две наиболее высокопродуктивные скважины. Однако, если рассмотреть данный процесс в динамике, очевидно, что такое распределение дебитов вскоре приведет к снижению давления в районе данных скважин и последующему подключению остальных;

минимизированная сумма фильтрационных потерь в призабойных зонах существенно меньше той, которая получается при эксплуатации системы сбора без каких-либо дополнительных мероприятий.

ЛИТЕРАТУРА

1. Назаров А.В., Северинов Э.В. Учет потерь давления в скважинах и системе сбора при математическом моделировании разработки газовой залежи // Проблемы разработки сложных нефтегазоконденсатных месторождений Тимано-Печорской провинции. – Ухта: Севернипигаз, 2. Сухарев А.Г. и др. Курс методов оптимизации / А.Г. Сухарев, А.В. Тимохов, В.В. Федоров. – М.: Наука, 1986. – 328 с.

УДК 622.692.

ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ

АНОМАЛЬНЫХ НЕФТЕЙ В УСЛОВИЯХ ЕВРОПЕЙСКОГО СЕВЕРА

Транспорт высокопарафинистых нефтей при низких температурах окружающей среды осложняется двумя проблемами.

Первая – высокопарафинистые нефти «застывают» при положительных температурах. Если такую нефть оставить в трубопроводе в покое, т.е. остановить процесс перекачки при температурах, близких или равных температуре застывания перекачиваемой нефти, то в ней начинают образовываться парафинистые структуры, прочность которых будет зависеть от содержания в нефти парафина и времени остановки нефтепровода. При этом прочность образовавшихся структур может достичь такой величины, что для их разрушения необходимо будет создавать усилия, которые превышают величину предела прочности материала труб.

Вторая – такие условия создаются низкими температурами окружающей среды в случае остановки нефтепровода. Чтобы организовать безаварийную работу нефтепровода в условиях Европейского Севера, где даже летние температуры окружающей среды находятся в пределах застывания высокопарафинистых нефтей, необходимо для каждого нефтепровода решать ряд сложных технических и технологических задач, т.е. на стадии проектирования предусматривать предупреждение аварийных ситуаций, связанных с вышеуказанными проблемами.

Предупреждение возникновения аварийных ситуаций в процессе пуска нефтепровода в работу и непосредственно в процессе эксплуатации нефтепроводов возможно при условиях:

безостановочное движение нефти в нефтепроводе;

температура застывания нефти должна поддерживаться ниже температуры окружающей среды.

Первое условие выполнить практически не удается, т.к. в процессе пуска нефтепровода в работу и при его эксплуатации всегда возможны и необходимы аварийные или плановые остановки нефтепровода.

Выполнение второго условия можно обеспечить техническими или технологическими решениями при проектировании и сооружении нефтепроводов.

В настоящее время известно много технических и технологических решений безаварийной и бесперебойной поставки высокопарафинистых нефтей в условиях низких температур окружающей среды, такие как:

транспорт нефтей в газонасыщенном состоянии;

транспорт нефтей с их предварительной термообработкой;

транспорт нефтей с предварительным смешением их с нефтями, имеющими улучшенные транспортабельные характеристики;

транспорт нефтей с обработкой их депрессорными присадками;

транспорт нефтей с путевым подогревом (теплоспутники, печи, электронагрев) и т.д.;

гидротранспорт, где в качестве рабочей среды могут использоваться соленая (пластовая) вода, углеводородные жидкости;

транспорт в виде эмульсий, суспензий, брикетов, капсул и т.д.

В каждом отдельном случае для конкретного нефтепровода, необходимо находить оптимальные решения.

Ниже приводится ряд технических и технологических решений, рекомендованных для практической реализации при проектировании, сооружении, заполнении и первоначальной эксплуатации магистрального нефтепровода «Уса-Ухта»протяженностью 406 км диаметром у700 мм. Состав и свойства нефтей Усинского и Возейского месторождений (залежи девона), которые предполагалось перекачивать по нефтепроводу «Уса-Ухта», приведены в таблице 1.

Вязкость кинематическая, сСт, 20°С Выход фракций, % мас.

Компонентный состав по ВНИИНП % (вес):

Содержание, % мас.

Как видно из таблицы, температура застывания нефтей и их смесей находилась в пределах 6-8°С. Температура грунтов на глубине прокладки нефтепровода ожидалась от +10°С летом до минус 2°С зимой. В случае остановки процесса перекачки и особенно в начальный период эксплуатации (заполнение и первые 2-3 года эксплуатации, когда производительность ожидалась до 1 млн. т в год) нефть может принять температуру окружающей среды через 12-24 часа и произойдет «застывание» нефти в трубопроводе. Его запуск будет осложнен либо станет невозможным. Поэтому необходимо было найти решение этой проблемы.

В результате многочисленных лабораторных, стендовых и промысловых исследований было рекомендовано осуществлять транспорт высокопарафинистых нефтей Усинского и Возейского месторождений в газонасыщенном состоянии. Для перекачки нефтей в газонасыщенном состоянии рекомендована следующая технологическая схема.

Нефтегазовая смесь с группового сборного пункта дожимными насосами или энергией пласта подается на головные сооружения (рис. 1), где находится сепарационный узел 2, 3 (I и II ступени сепарации).

1 – ГЗПУ (групповая замерно-переключающий пункт); 2, 3 – сепарационный узел;

4 – подпорная насосная; 5 – аварийный резервуарный парк;

Рис. 1. Схема головной нефтеперекачивающей станции Пройдя I ступень сепарации (давление сепарации 0,4-0,6 МПа), нефть с остаточным газонасыщением 10-12 м3/т поступает на прием насосов головной перекачивающей станции 6 и подается в нефтепровод.

На промежуточной насосной станции (рис. 2) нефть, минуя аварийный сепарационный узел 1 и подпорную насосную 2, поступает на прием основных насосов 4 промежуточной насосной станции и подается в нефтепровод.

1 – вторая ступень сепарации; 2 – подпорная насосная; 3 – аварийный резервуарный парк; 4 – основная (промежуточная) насосная; 5 – регулятор давления Рис. 2. Схема промежуточной насосной станции Для обеспечения однофазности потока в магистральном нефтепроводе необходимо, чтобы давление в любой его точке (в том числе и на приеме промежуточных насосных станций) было на 15-20% выше давления сепарации. Это обеспечивается установкой регуляторов давления 5 типа «до себя» на приеме насосов перекачивающей станции.

Аварии на нефтепроводе могут быть на участках до промежуточной насосной станции и на участках после промежуточных насосных станций.

В первом случае нефть после первой ступени сепарации 2 (рис. 3) поступает на вторую ступень 3, где полностью разгазируется и затем на прием насосов подпорной насосной станции 4, которая закачивает ее в аварийный резервуарный парк 5.

1 – ГЗПУ; 2 – первая ступень сепарации; 3 – вторая ступень сепарации; 4 – подпорная насосная; 5 – аварийный резервуарный парк; 6 – основная насосная; 7, 8, 9, 11 – узлы линейных задвижек; 10 – промежуточная насосная станция Рис. 3. Схема аварийной ситуации перед промежуточной насосной станцией Аварийный участок отсекается линейными задвижками 7, 8. Аварийные запасы нефти на головной и промежуточной насосных станциях при помощи подпорных насосов подаются на прием основных насосов, которые периодически подают нефть на I, II, III участки, поднимая в них давление и одновременно производя страгивание нефти в неподвижных участках нефтепровода.

Страгивание нефти в аварийном участке нефтепровода, отсеченном линейными задвижками 7 и 8, производится после ликвидации аварии и открытия этих задвижек насосами головной и промежуточной насосных станций. Если это невозможно, у линейных задвижек 7 или 8 подключается передвижной насосный агрегат и при помощи нефти, подаваемой из неповрежденного участка I или II (см. рис. 3), производится страгиванием нефти на аварийном участке, после чего нефтепровод вводится в нормальную эксплуатацию. Разгазированная нефть, накопленная в резервуарном парке 5 за время ликвидации аварии, при выходе нефтепровода на режим подается подпорными насосами в нефтепровод и в смеси с газонасыщенной нефтью перекачивается потребителю.

Во втором случае аварийный участок отсекается линейными задвижками 11 и 12 (рис. 4).

1 – ГЗПУ; 2 – головная насосная станция; 3 – вторая ступень сепарации (промежуточная насосная станция); 4 – подпорная насосная; 5 – аварийный резервуарный парк;

6 – основная насосная (промежуточная); 7-12 – узлы линейных задвижек Рис. 4. Схема аварийной ситуации после промежуточной насосной станции Нефть поступает на промежуточную насосную станцию, подается на II ступень сепарации 3 и подпорными насосами 4 закачивается в резервуарный парк 5. Страгивание нефти на I и II участках осуществляется насосами промежуточных насосных станций. Пуск нефтепровода и перекачка накопленной разгазированной нефти осуществляется аналогично первому.

При длительном простаивании всего нефтепровода (например при отсутствии электроэнергии) пуск его можно осуществить с помощью передвижных насосных агрегатов, подключаемых в узлах линейных задвижек. Количество агрегатов и их расстановка по трассе нефтепровода определяется расчетами.

Опыт заполнения и пуска нефтепроводов «Уса-Ухта», «УхтаЯрославль», «Возей-Уса» показал, что пуск и вывод на режим нефтепроводов, перекачивающих высокопарафинистые нефти остаточным газонасыщением, никаких затруднений не вызывают. Описанная технология перекачки газонасыщенных нефтей опробована в промышленных условиях и может быть рекомендована для внедрения.

Отличительные особенности принципиальной схемы нефтепровода при перекачке газонасыщенных нефтей состоят в следующем (см. рис. 2).

На промежуточных насосных станциях и конечном пункте перекачки, где предусмотрены аварийные резервуарные парки, устанавливают сепарационные узлы 1.

Обвязка основных насосов промежуточной насосной станции предусматривает возможность подачи нефти в участок нефтепровода, предшествующий этой насосной станции.

В узлах линейных задвижек 7, 8 и 9 с обеих сторон производят врезку патрубков диаметром 150-200 мм с поставленными на них задвижками для подключения передвижных насосных агрегатов.

В резервуарных парках 5 и 3 головной и промежуточной насосных станций имеется аварийный запас нефти (100-200 м3) для осуществления периодического страгивания нефти в остановленном нефтепроводе.



Pages:   || 2 | 3 |
Похожие работы:

«шем архитектурном и дизайнерском образовании : материалы международной научной конференции 12–18 сентября, 2008, СГАСУ. – Самара, 2008. – С. 24–31. 2. Лернер, Г. И. Психология восприятия объемных форм / Г. И. Лернер. – М. : МГУ, 1980. – 135 с. 3. Овсянникова, В. В. Самооценка учащегося ПТУ как субъекта профессиональной деятельности : дис..канд. пед. наук / В. В. Овсянникова. – Л., 2000. – 187 с. 4. Оконь, В. Метод дидактического эксперимента / В. Оконь // Введение в общую дидактику. – М.,...»

«19 Великий ученый-геолог и учитель, В.Е.Хаин. В сб.: Азово-Черноморский полигон изучения геодинамики и флюидодинамики формирования месторождений нефти и газа. Тезисы докл. X междунар. конференции Крым-2012. Симферополь, 2012. С. 19-23. Юдин В.В. Национальная академия природоохранного и курортного строительства ВЕЛИКИЙ УЧЕНЫЙ-ГЕОЛОГ И УЧИТЕЛЬ, В.Е. ХАИН 24 декабря 2009 г., на 96-м году жизни ушел один из самых выдающихся геологов Отечества, Виктор Ефимович Хаин. Родился он у берега Каспийского...»

«HEWLETT-PACKARD Дайджест мировых новостей логистики №18 19 марта – 26 марта Отдел по связям с общественностью 2012 АО НЦРТЛ Дайджест мировых новостей логистики №18 19 марта – 26 марта Отдел по связям с общественностью www.kazlogistics.kz 19 марта – 26 марта НОВОСТИ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА В РК будут строить 2 новые железные дороги Пассажирские вагоны для Казахских железных дорог О повышении тарифов на пассажирские перевозки А.Жумагалиев ознакомился со строительством актюбинского участка...»

«  Гражданское общество и рациональное регулирование опасными отходами в Республике Казахстан В апреле 2009 года в столице Казахстана Астане состоялась международная конференция экспертов “Асбест и стойкие органические загрязнители (СОЗ): политика и практика в Казахстане и странах Европейского Союза”. Организаторы конференции - международная сеть Впервые в Казахстане проблема хризотил-асбеста обЖенщины Европы – за общее будущее” (WECF), Универси- суждалась в процессе общественных открытых...»

«Пермские татары – история, проблемы, пути решения (доклад на научно-практической конференции: История Перми - вклад татарского народа в становление и развитие города) 19 апреля 2013 г. Д.Г. Закиров, д.т.н., профессор, краевед, член союза журналистов РФ, председатель совета Татарской национально-культурной автономии г. Перми Татары в Пермском крае проживают издавна. Появление татар в этих краях уходят в VIII-X века, временам Поволжской Булгарии. По численности в крае и городе Перми они занимают...»

«МИНИСТЕРСТВО ТРАНСПОРТА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИЗЫСКАНИЙ, ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ РОССИЙСКИХ ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ МАТЕРИАЛЫ ВСЕРОССИЙСКОЙ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКОЙ КОНФЕРЕНЦИИ 10-11 октября 2007 Том 2 ИРКУТСК 2007 УДК 624.131 УДК 681.3:656.1 УДК. 625.1.033 УДК 625.111 Проблемы и перспективы изысканий, проектирования, строительства и эксплуатации российских...»

«Министерство транспорта Российской Федерации Федеральное агентство железнодорожного транспорта Иркутский государственный университет путей сообщения Восточно-Сибирский институт проектирования транспортных систем ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИЗЫСКАНИЙ, ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ Труды Всероссийской научно-практической конференции с международным участием Том 1 Иркутск 2009 УДК 625.11 + 656.21 ББК 38 + 39.28 П 78 Редакционная коллегия: В.А. Подвербный, д-р техн. наук,...»

«Министерство образования и наук и Российской Федерации Академия педагогических наук Казахстана Федеральное государственное научное учреждение Институт педагогики и психологии профессионального образования Российской академии образования Международная группа КНАУФ Академия наук Республики Татарстан Кабинет министров Республики Татарстан Казанский государственный архитектурно-строительный университет ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ГОСУДАРСТВЕННЫХ И КОРПОРАТИВНЫХ УЧЕБНЫХ ЗАВЕДЕНИЙ КАК РЕСУРС ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА...»









 
2014 www.konferenciya.seluk.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Конференции, лекции»

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.