WWW.KONFERENCIYA.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Конференции, лекции

 

Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |

«ФИЛИАЛ УГНТУ В Г.ОКТЯБРЬСКОМ 20 апреля - 16 мая 2009 г. Уфа 2009 2 УДК 550.8 ББК 26.3 М 34 Редакционная коллегия: В.Ш.Мухаметшин (отв. редактор) Н.Д.Зиннатуллина М.С.Габдрахимов ...»

-- [ Страница 1 ] --

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего

профессионального образования

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ФИЛИАЛ УГНТУ В Г.ОКТЯБРЬСКОМ

20 апреля - 16 мая 2009 г.

Уфа 2009

2

УДК 550.8 ББК 26.3 М 34 Редакционная коллегия:

В.Ш.Мухаметшин (отв. редактор) Н.Д.Зиннатуллина М.С.Габдрахимов Р.Т.Ахметов И.Г.Арсланов Ю.А.Гуторов Р.И.Сулейманов (отв. секретарь) Ю.В.Ионова (техн. секретарь) Рецензент Профессор кафедры нефтегазового оборудования Альметьевского государственного нефтяного института, доктор технических наук

А.С.Галеев М 34 Материалы 36-й научно-технической конференции молодых учёных, аспирантов и студентов: в 3 т.-Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. – Т.1. - 262 с.

В сборнике представлены материалы 36-й научно-технической конференции молодых учёных, аспирантов и студентов филиала ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском, проведенной с 20 апреля по 16 мая 2009 года, в которых отражены результаты исследований в области разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, нефтепромысловых машин и оборудования, рассмотрены вопросы общеинженерных дисциплин, социальногуманитарных наук и применения информационных технологий.

Сборник предназначен для студентов, аспирантов и преподавателей технических вузов.

УДК 550. ББК 26. © Уфимский государственный нефтяной технический университет, © Коллектив авторов,

СЕКЦИЯ «РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ

И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

УДК: 622.

АНАЛИЗ ВОЗМОЖНОСТЕЙ И ПЕРСПЕКТИВЫ ВНЕДРЕНИЯ

ТЕХНОЛОГИИ ОРЭ ПРИ РАЗРАБОТКЕ

ШАФРАНОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В.В. Ахметгареев (аспирант), Ю.А. Гуторов (профессор) (филиал ГОУ ВПО УГНТУ в г.Октябрьском) Одной из основных задач при проектировании разработки нефтяных месторождений является обоснование выделения эксплуатационных объектов.

Данной проблеме посвящен ряд работ [1, 2, 3, 4, 5, 6].

В «Правилах разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» [7], согласно п.2.2.2, «Под эксплуатационным объектом следует понимать продуктивный пласт, часть пласта или группу пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насыщающих их флюидов, величины начальных приведенных пластовых давлений». Таким образом, вопросы создания эксплуатационных объектов сформулированы лишь в общей форме и не имеют конкретных численных значений. Это приводит к тому, что выражение «близкий» разными авторами понимается по-разному. В утверждаемом новом варианте Правил разработки [8], а также в «Методическом Руководстве по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» 2006 г.

[9] изменений тоже нет.

Опыт разработки многопластовых и многогоризонтных месторождений как в России, так и за рубежом показывает, что коэффициенты нефтеизвлечения и, соответственно, уровни добычи и дебиты нефти существенно ниже при совместной разработке нескольких пластов или горизонтов, объединенных в один эксплуатационный объект, чем при раздельной. Лишь на этапе освоения добыча выше при совместной разработке пластов. Учитывая современную рыночную экономику и новую систему недропользования, когда негосударственные нефтяные компании лицензию на разработку месторождения приобретают на определенный ограниченный срок, но не до конца разработки месторождения с его ликвидацией с учетом всех природоохранных мероприятий, с точки зрения экономии капитальных вложений, вариант совместной эксплуатации представляется более эффективным. Это то, что нужно временному недропользователю, но не государству. В результате вскрытием одной сеткой скважин несколько пластов и горизонтов обеспечиваются кажущаяся эффективность в самом начале разработки и значительные осложнения в эксплуатации в дальнейшем.

Как же угодить в таком случае и недропользователю, и государству? Из существующих современных технологий наиболее эффективны в этом случае технологии одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), одновременнораздельной закачки (ОРЗ) и одновременно-раздельной добычи и закачки. К тому же в настоящий момент, в связи с мировым финансовым кризисом, недропользователи резко сокращают объемы бурения новых скважин, отдавая предпочтение наиболее эффективным методам увеличения нефтеотдачи и технологиям добычи.

Стоимость одного комплекта оборудования для организации ОРЭ, ОРЗ и одновременно-раздельной добычи и закачки колеблется в пределах 1,1-1,4 млн.

руб, что несравненно меньше стоимости бурения новой скважины (30 млн.

руб). Кроме того, сокращаются сроки разработки месторождения при использовании данной технологии, по сравнению с раздельной разработкой, т.к. скважины не переводятся с одного объекта на другой по мере выработки запасов, а эксплуатируют объекты одновременно, что также делает технологию экономически эффективной.

С точки зрения правильности разработки, технологии ОРЭ, ОРЗ и одновременно-раздельной добычи и закачки позволяют разрабатывать объекты с разными геолого-физическими характеристиками раздельно, исключая тем самым негативные последствия одновременной разработки.



Технологии ОРЭ, ОРЗ и одновременно-раздельной добычи и закачки начали применять в Татарии с 2005 г., в Башкирии с 2007 г. В настоящее время в разрабатываемых проектных документах для ОАО «Башнефть» для сокращения сроков разработки месторождений и уменьшения затрат предусматривается, по возможности, внедрение данных технологий на проектный период.

В работе был рассмотрен проект разработки Шафрановского нефтяного месторождения в котором автором настоящей статьи предложено внедрить технологии ОРЭ и ОРЗ на проектный период.

Шафрановское месторождение находится в юго-западной части Республики Башкортостан. В административном отношении месторождение находится большей своей частью в пределах Альшеевского района, южная часть – Миякинского, в 20 км юго-западнее поселка и железнодорожной станции Раевка. В тектоническом отношении месторождение расположено на юго-восточном склоне Русской платформы и приурочено к восточному борту Сергеевско-Демского грабенообразного прогиба. Месторождение открыто в 1969 году, введено в разработку в 1973 г. Геологический разрез вскрыт до глубины 2482 м и представлен отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной, девонской систем и верхневендским комплексом осадков.

Промышленно нефтеносными являются песчаные пласты Дкн1, ДI и ДIV терригенной толщи нижнего девона и карбонатные коллекторы фаменского яруса – пачки Дзв и Дфм. В таблице 1 приводится геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов Шафрановского месторождения.

Таблица 1 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Шафрановского месторождения Средняя глубина залегания кровли, м 2250 2200 2160 1940 Площадь нефтегазоносности, тыс.м2 15020 7438 1974 3219 нефтенасыщенная толщина, м Коэффициент пористости, доли ед. 0,166 0,179 0,170 0,096 0, Коэффициент нефтенасыщенности 0,855 0,888 0,840 0,800 0, ВНЗ, доли ед.

Коэффициент нефтенасыщенности 0,855 0,880 0,840 0,800 0, пласта, доли ед.

коллектора, доли ед.

условиях, мПа•с условиях, т/м Продолжение таблицы условиях, т/м Абсолютная отметка ВНК, м -1911,4 -1836,0 -1833,0 -648,6 -1596, Объемный коэффициент нефти, доли 1,059 1,119 1,122 1,090 1,096* ед.

МПа т/м условиях, т/м Сжимаемость, 1/МПа 10- Коэффициент вытеснения, доли ед. 0,625 0,631 0,591 0,488 0,482** * - Приняты по аналогии с Раевским месторождением ** - Принято по аналогии с Солонцовским месторождением адаптация фактических данных и затем рассчитаны технологические показатели разработки залежей месторождения на проектный период по вариантам.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Дияшев Р.Н. Механизмы негативных последствий совместной разработки нефтяных пластов. – Казань: Изд-во Казанского университета, 2004. – 192 с.

2 Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2000. – 517 с.

3 Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2001. – 287 с.

4 Каналин В.Г., Деменьтьев Л.Ф. Методика и практика выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях. – М.: Недра, 1982. – 224 с.

5 Базив В.Ф., Закиров С.Н. Некоторые проблемы разработки многопластовых месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2002. – №11. – С. 58Быков Н.Е. Выделение эксплуатационных объектов в разрезах многопластовых нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1975. – 145 с.

УДК 678.038+658.567.

ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПРОДУКТОВ УТИЛИЗАЦИИ

РЕЗИНОТЕХНИЧЕСКИХ ОТХОДОВ ДЛЯ СОРБЦИИ

НЕФТЕПРОДУКТОВ

М.Н. Гамрекели (д-р техн. наук, ст. науч. сотрудник, профессор) (Уральский государственный лесотехнический университет, г. Екатеринбург), С.Р.Ахметова (Филиал УГНТУ в г.Октябрьском) В результате пиролиза органических материалов образуется твердый угольный остаток, обладающий развитой поверхностью и достаточно высокой химической активностью.

Вследствие этого активный уголь органического происхождения является наиболее часто применяемым сорбентом для очистки вод от загрязнителей.

Сырьевыми источниками для производства активных углей являются различные органические материалы.

По сведениям Европейской ассоциации переработчиков шин, Европейским Союзом принято решение запретить с 2003 года захоронение целых шин, а с 2006 года — шин, разрезанных на куски, т.к. это будет иметь негативные последствия для экологии.

Это решение является основанием для применения пиролиза как наиболее эффективного метода утилизации резинотехнических отходов.

Лучшие результаты по очистке сточных вод, как от ионов тяжелых металлов, так и от органических веществ, например фенола и нефтепродуктов, могут быть достигнуты при использовании кокса, который получается при пиролизе отработанных автомобильных покрышек.

автомобильных шин содержит до 95 % масс. углерода (в пересчете на сухое беззольное вещество. Величина удельной поверхности невысока, она составляет 32 м2/г. Однако оценка сорбционных свойств твердого остатка Е.А.Трошиной с помощью различных адсорбтивов: метиленового голубого, фенола, йода дала результаты не ниже адсорбционной активности углей марки ДАК [1].

Для улучшения сорбционных свойств шинный кокс подвергается соответствующей переработке в зависимости от исходных параметров пиролиза. В результате активации суммарный объем пор адсорбента достигает 0,6-1,9 см 3/г, а адсорбционная поверхность увеличивается до 250 м2/г.





Поскольку применение в процессе сорбционной очистки сточных вод мелкодисперсного и пылящего шинного кокса недостаточно технологично, его гранулируют с получением частиц диаметром 0,5-1 мм и длиной 2-3 мм. Для гранулирования используют различные связующие.

Представляют интерес результаты применения твердого остатка пиролиза для очистки воды от нефтепродуктов.

Высокая сорбционная способность шинного кокса подтверждена другими исследователями путем сравнения с распространенными сорбентами «Турбоджет» и «Питсорб» [2]. В этом случае нефтеемкость кокса оказалась в 1,5-2 раза ниже. Однако стоимость 1 кг кокса ниже стоимости этих сорбентов в 18-20 раз.

Частицы сажи являются эффективным абсорбентом с показателями непиролизованных частичек резины) до 90 см3/100 г (для чистых микрочастиц сажи). Крупные поры между частицами кокса способствуют сорбции нефти и нефтепродуктов, разлитых по поверхности водоемов.

нефтеемкости кокса выявили тенденцию её роста. Это установлено при сопоставимых размерах гранул сорбента и толщины нефтяной пленки.

Определено, что сорбция идет лучше в том случае, когда размеры гранул сопоставимы с толщиной нефтяной пленки (0,2-2,0 мм) или превышают её.

Испытания показали, что при исходном содержании нефтепродуктов мг/л и высоте слоя сорбента 40 см степень очистки воды достигает 90%.

Для регенерации сорбционной способности насыщенного нефтью кокса целесообразно пользоваться термическим способом, нагревая его через стенку аппарата. Этот способ является наиболее распространенным способом регенерации углеродных сорбентов.

Достаточно высокая сорбционная ёмкость и дешевизна пиролизного угля, получаемого из отходов резинотехнических изделий, по сравнению с известными адсорбентами, позволяет рекомендовать его для широкого использования при масштабных экологических авариях. Потребность в угольном сорбенте очень высока. Следует также учитывать, что при его масштабном производстве в процессе пиролиза одновременно образуются другие ценные продукты и решается проблема утилизации огромного количества повсеместно накапливающихся изношенных автомобильных шин и других резинотехнических отходов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Пичахчи О.Ю., Трошина Е.А. Исследование сорбционных свойств углеродистого остатка, полученного в результате пиролиза автошин ДонНТУ (http://masters.donntu.edu.ua/, раздел «Рефераты по экологии», 30.03.2008).

2 Мухутдинов А.А., Минхайдарова Г.В., Мухутдинов Э.А., Акмаева А.А.

Применение твердого остатка пиролиза для сорбции нефти с поверхности воды.

–Казанский «ТатНИИНефтемаш», г. Казань // Экология и промышленность России, (дек.). - С. 40-41.

УДК 678.038+658.567.

ПРОИЗВОДСТВО ЖИДКИХ ОРГАНИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

ПРИ ПИРОЛИЗЕ АВТОШИН

М.Н. Гамрекели (д-р техн. наук, ст. науч. сотрудник, профессор) (Уральский государственный лесотехнический университет, г. Екатеринбург), По данным Европейской Ассоциации по вторичной переработке шин в 2000 году общий вес изношенных, но непереработанных шин достиг: в Европе – 2,5 млн. тонн; в США – 2,8 млн. тонн; в Японии – 1,0 млн. тонн; в России – 1,0 млн. тонн. В Москве ежегодно образуется более 70 тыс. тонн изношенных шин, в Петербурге и Ленинградской области – более 50 тыс. тонн. Проблема утилизации автошин представляет серьезную проблему для всего мира.

Наиболее перспективна утилизация шин и других резинотехнических отходов с использованием метода пиролиза. Пиролиз органических материалов является перспективным методом получения газообразного и жидкого топлива и масел [1,2].

Характеристика процесса пиролиза Пиролиз органосодержащих отходов (бытовые отходы, отработанные автопокрышки, бракованные изделия при производстве резинотехнических изделий, отходы пластмасс и др.) позволяет рекуперировать ценные вещества и энергию органики.

В сравнении с простым сжиганием пиролиз намного эффективнее с точки зрения предотвращения загрязнения окружающей среды.

Поскольку после пиролиза не остается биологически активных веществ, то продукты пиролиза удобно хранить и использовать, не нанося вреда природной среде. Резко сокращается объем отходов.

разнообразные продукты: газообразные (около 12%), твердые (около 36%), жидкие (35-52%), соотношение между которыми зависит от условий проведения процесса. В случае пиролиза пластика количество масла значительно увеличивается.

Варианты организации процесса Наиболее изучены и чаще применяются процессы низкотемпературного пиролиза.

Варианты процессов пиролиза отличаются температурными условиями и создаваемой газовой атмосферой в рабочем пространстве реактора и осуществляются при следующих условиях:

– под действием температуры в отсутствии воздуха с предварительным отделением неорганической части отходов;

– в присутствии воздуха, обеспечивающего неполное сгорание отходов при температуре 7600С;

– с более высокой температурой процесса за счет подачи чистого кислорода;

– без разделения отходов на органическую и неорганическую фракции при температуре 8500С.

Процесс пиролиза резины В процессе пиролиза резины при росте температуры до 3950С наблюдается выход неконденсируемых газов, не представляющих коммерческой ценности, при достижении температуры выделяемых пирогазов менялся появлялись конденсируемые пары температуре от 460 до 5000С. Таким образом, в реальных условиях производства можно достичь 45-50% от продуктов пиролиза по выходу жидких топливных фракций.

Повышение температуры приводит к увеличению выхода пиролизного газа и уменьшению выхода жидких и твердых продуктов. При дальнейшей увеличении температуры выход конденсируемых паров углеводородов уменьшается, что в конечном итоге приводит к полной газификации продуктов.

Для обеспечения температурных условий протекания процесса необходимо к реактору подводить дополнительное тепло, целесообразно сжигать продукты пиролиза непосредственно на установке, что чаще всего делается на практике.

Теплотворная способность органических отходов различна.

Максимальное значение, характерное для резины, составляет от 5000 ккал/кг, что соответствует углю высокого качества, до теплотворной способности природного газа 8600 ккал/кг.

Важным преимуществом высокотемпературного пиролиза (10000 С и более) является универсальность в отношении видов перерабатываемых органосодержащих отходов.

Кроме того, повышается экологическая безопасности процесса за счет более полного протекания реакций и устранения в отходящих газах высокотоксичных органических соединений — альдегидов, фенолов, хлорорганических соединений (диоксина, фурана).

Продукты пиролиза В состав отработанной покрышки входят приблизительно 50 % каучука, 35 % наполнителей (преимущественно технический углерод), 6 % стального корда.

Образующаяся при пиролизе жидкая фаза включает преимущественно изопрен, стирол, дипентен, трипентен, бутадиен и много других, чаще ненасыщенных соединений, и нефтяные масла. Твердый остаток пиролиза содержит наполнители, окись цинка, термически неразложимые углеводороды каучука и вторичные соединения.

При термообработке целых и измельченных шин наиболее высокий выход масел наблюдается при 5000С, при 9000С отмечается наибольший выход газа. Из тонны резиновых отходов можно получить пиролизные продукты: 450литров масла и 250-320 кг сажи, 55 кг металла, 10,2 куб. м пиролизного газа.

Качественное пиролизное масло без дополнительной обработки может непосредственно использоваться как печное топливо, а также в качестве горючего для дизельных генераторов электроэнергии.

Способы термического разложения их в среде углеводородных масел и в битуме В результате разложения образуется суспензия сажи в тяжелом масле, которую можно использовать в качестве топлива вместо мазута. В некоторых случаях смесь включают в процесс получения каучука. По определенной технологии получают текучий маслоподобный продукт. При дополнительной обработке его превращают в смолу, которую вводят в резиновые смеси.

Использование продуктов пиролиза антикоррозионные и гидроизоляционные мастики.

Жидкие продукты пиролиза используют также в качестве топлива, растворителей, пластификаторов, мягчителей смесей, как добавка к битуму, применяемому с целью повышения эластичности, влаго- и морозоустойчивости дорожного покрытия.

резинотехнических отходов:

– в США измельченные шины добавляют к другому сжигаемому материалу (до 10%)для повышения теплотворной способности (на целлюлознобумажных комбинатах и цементных заводах) или сжигают резину крупного дробления (до 25 мм) в циклонных топках энергетических котлов;

– Англии и США имеют 20-летний опыт сжигания шин в цельном виде в специальных печах;

– в Англии работает завод по переработке шин производительностью тыс. т/год; пиролиз ведут при 350-500°С в бескислородной среде, обеспечивая в результате переработки в течение года 3-4 тыс. т легкого дистиллята, 17 тыс. т твердого топлива, аналогичного древесному углю, 5-7 тыс. т металла;

– в США и Англии планируется построить серию электростанций, используя цельные шины;

проект ЗАО "Камея“ (Петербург) по комплексной утилизации покрышек в Петербурге и Ленинградской области.

К модернизированным способам сжигания отходов можно отнести замену воздуха, подаваемого к месту сжигания отходов, на кислород. Это позволяет снизить объем горючих отходов, изменить их состав, получить стеклообразный шлак и полностью исключить фильтрационную пыль. Сюда же относится и способ сжигания мусора в псевдосжиженном слое. При этом достигается высокая полнота сгорания при минимуме образования вредных веществ.

Наиболее перспективным является организация процесса пиролиза в печи прямого нагрева, когда сырье поступает непрерывно по мере его переработки.

В качестве теплоносителя, обеспечивающего высокую температуру пиролиза, используют газообразные продукты сгорания пирогазов в специальной топке, подаваемые под действием дымососа непосредственно на нагрев всего слоя сырья.

Пиролиз как процесс переработки резинотехнических отходов заслуживает особого внимания исследователей и практиков, поскольку он позволяет утилизировать любые виды отходов резины, экономичен, позволяет достичь приемлемого экологического эффекта, а полученные продукты использовать в различных отраслях промышленности как сырье для производства асфальта, мастики, антикоррозийных покрытий и топлива.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Смидович Е. В. Деструктивная переработка нефти и газа. Ч. 2. Технология переработки нефти и газа. – 2-е изд. – М., 1968.

2 Паушкин Я. М., Адельсон С. В., Вишнякова Т. Пиролиз. Технология нефтехимического синтеза. – М., 1973. –Ч. УДК 622.

ПРИМЕНЕНИЕ МАЛОГЛИНИСТЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Р.Ф.Газиев (ГБЗ 03-11), Т.Д. Дихтярь (доцент) По данным гидродинамических исследований установлено, что реальная производительность большинства скважин в среднем в два раза ниже потенциально возможной. Для месторождений Западной Сибири средний показатель коэффициентов продуктивностей при заканчивании скважин равен 0,59. Ввод в эксплуатацию скважин пониженной продуктивности не только ограничивает ее добывные возможности, но и вызывает необходимость их освоения и эксплуатации с повышенными депрессиями на пласты, что соответственно ведет к осложнениям и преждевременному нарушению целостности крепи.

коллекторские свойства продуктивных пластов, являются:

- закупоривание поровых каналов коллектора твердой фазой бурового раствора;

- гидратация твердых частиц породы в пластах из-за воздействия дисперсионной составляющей бурового раствора;

- разупрочнение и разрушение коллектора в приствольной части;

- физико-химическое взаимодействие фильтрата бурового раствора со стенками скважины и пластовыми флюидами.

дифференциального давления и времени его воздействия на коллектор.

горизонтов на разных этапах развития нефтегазовой промышленности предлагались различные варианты: применение кольматации, вскрытие пластов на депрессии или равновесии, использование высококачественных буровых растворов с минимальным негативным воздействием на коллекторские свойства пластов и пр.

В ЗСФ ООО «БК «Евразия» ЭГЭБ-1 в качестве таких растворов применяются малоглинистые растворы «Порофлок» и полимерные растворы на основе АкваПак.

Малоглинистый буровой раствор “Порофлок”, разработанный в отделе бурения ООО «КогалымНИПИнефть», представляет собой раствор на водной структурообразователя используется глинопорошок марки ПБМВ, а в качестве утяжелителя и кольматанта, хорошо растворимого в кислоте, – технический мел. Для стабилизации и снижения водоотдачи в раствор дополнительно вводится КССБ. Регулирование рН и связывание ионов кальция осуществляется добавками кальцинированной соды. При необходимости используется пеногаситель ТБФ.

Малоглинистый полимерный раствор на основе АкваПак, разработанный специалистами ЗСФ ООО “БК ”Евразия”, является полимерным буровым раствором на основе высоковязких и низковязких полианионных целлюлоз французской компании “Hercules”. Раствор предназначен для бурения транспортного участка и вскрытия продуктивного пласта. Для приготовления и обработки раствора используются три вида полианионных целлюлоз: АкваПак R, АкваПак LV, АкваПак ULV.

Критерием качества и эффективности применяемых буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов является коэффициент восстановления проницаемости продуктивного пласта до естественной, достижение скважиной максимального уровня продуктивности, соответствующего его добывным возможностям, а также сроки выхода на необходимый уровень дебита.

предъявляемым к растворам для эффективной защиты продуктивных пластов.

Определенное соотношение дисперсной фазы и дисперсионной среды с водоотдачи и регулятора рН позволяет им создать кольматационный экран небольшой толщины. За счет малых значений фильтрации продуктивный пласт незначительно загрязняется фильтратами буровых растворов, что существенно сказывается на сохранении естественной проницаемости пласта.

По данным лабораторных исследований коэффициент восстановления проницаемости кернового образца после обработки растворами “Порофлок” и растворов на основе АкваПаков составляет 42,89 и 42,98% соответственно.

После воздействия глинистого раствора результаты фильтрации гораздо хуже – восстановление проницаемости происходит лишь на 30,50% (рисунок 1).

Рисунок 1 - Степень воздействия различных растворов на продуктивный пласт Оценка влияния указанных растворов на удельный дебит продуктивных пластов представлена в таблице 1.

Таблица 1 - Сравнительная оценка удельного дебита и времени вывода на режим в зависимости от типа применяемого раствора Глинистый раствор значение Порофлок значение Раствор на основе АкваПаков значение малоглинистых растворов скважины выводятся на режим в более короткие сроки и дают больший удельный дебит по сравнению со скважинами, где применялся обычный глинистый раствор.

УДК 622.276/277.681.

ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ИЛЬИНСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ В УСЛОВИЯХ ОУДНГ

А.М. Гареев (аспирант); Ю.А. Гуторов (профессор) Ильинское месторождение находится в активной разработке с 1986 года, когда начала применяться система закачки для поддержания пластового давления.

В ходе разработки выяснилось, что отдельные участки Ильинского месторождения разрабатываются неравномерно. Особенно это относится к югозападному участку, который существенно остается по наклонной добыче от центрального и северо – восточного участков, хотя по начальным запасам он им не уступает. Это обстоятельство хорошо иллюстрирует карта накопления добычи, представленная на рисунке 1.

Однако корректировка технологии добычи путем перевода режима эксплуатации невыработанных целиков нефти на очаговый не дала существенных результатов поскольку выяснилось, что несмотря на то, что некоторые участки продуктивного пласта имеют давление существенно выше начального, однако это обстоятельство практически мало сказалось на выработки отдельных локальных целиков нефти.

Было выявлено, что причина низкой выработки «перекачанных» участков месторождения связана с кольматационными процессами в ПЗП эксплутационных скважин.

Для того чтобы проверить правильность сделанного предложения, были проведены гидродинамические исследования в проблемных скважинах.

Результаты замеров представлены в сводной таблице 1.

Продолжение таблицы Исследования показали, что во всех проблемных скважинах скин-фактор достаточно велик (+3,5), является признаком значительной кольматации ПЗП.

Поскольку анализ показал, что в этих скважинах идет активный процесс отложения АСПО на нефтепромысловом оборудовании, было решено, что аналогичный процесс протекает и в ПЗП этих скважин.

Практика борьбы с АСПО показала, что наиболее эффективной технологией является применение ЗГРП. Применение этой технологии на всех проблемных скважинах (с высоким скин-фактором) позволило его уменьшить в среднем до -2,5 и получить устойчивый прирост суточной добычи нефти в пределах до 1,5 т/сут.

На рисунке 2 показана в качестве примера динамика сточной добычи нефти по СКВ. №1642 до и после ЗГРП, что подтверждает наглядно эффективность данной технологии.

Рисунок 2 - График динамики суточной добычи нефти по СКВ. 1642 до и после ЗГРП На основании вышеизложенного можно сделать вывод о том, что продуктивность скважин является многофакторной функцией и для того, чтобы установить влияние на нее наиболее значимых факторов, необходимо проводить на месторождении комплексные исследования для выявления основных причин, влияющих на процесс нефтедобычи.

УДК 622.

УВЕЛИЧЕНИЕ ДОБЫВНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ “ПАРАФИНОВЫХ”

СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УШГН

Р.Р. Гарипов (ГР-04-11), А.Ш. Муслимов (ст.преподаватель) Проблема АСПО существует при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона. К фонду скважин, осложненных АСПО, относят скважины, в которых применяют любой из методов защиты от АСПО. На сегодняшний день весь осложненный фонд основной залежи Бавлинского месторождения оснащен скребками – центраторами.

По сравнению с предыдущими годами высокий рост ремонтов из-за парафиновых отложений не наблюдается, поэтому отсюда можно сделать вывод, что скребки – центраторы играют серьезную роль. Для борьбы с отложением парафина предложены различные конструкции штанговых центраторов, скребков и скребков – центраторов. Недостатком всех этих конструкций является несовершенство формы. Неполный обхват поверхности НКТ, а также наклонно направленные рёбра скребков и скребков–центраторов, которые в сумме на всю штанговую колонну, движущуюся возвратнопоступательно, образуют значительный вращательный момент, вынуждает использовать на устье скважины штанговращателей, которые не всегда могут сократить количество ремонтов связанных с АСПО.

По результатам проведенного анализа причин ремонтов скважин УШГН показанных на диаграмме можно увидеть, что по причине «Отворот штанг»

произошло 23 ремонтов (9,2%).

Проблема предупреждения отворота штанг в процессе эксплуатации УШГН остается актуальной. Основные причины отворотов штанг следующие:

1) Напряжения изгиба, возникающие в нижней части колонны за счет сжимающих усилий либо за счет изгиба штанг на искривленных участках, ведущие к раскрытию стыка между упорным буртом штанги и муфты.

2) Возникновение крутящих моментов на отдельных участках колонны штанг за счет искривленности профиля скважины.

3) При определенном числе качаний, в условиях высокого гидравлического сопротивления, возникают рывки (удары в подземной части) в связи с тем, что из-за спирального изгиба и растяжения штанговой колонны при ходе вниз движение плунжера насоса отстает от движения точки подвеса колонны. Точка подвеса идет вверх, а плунжер насоса продолжает идти вниз. Когда спираль колонны распрямляется, происходит рывок или удар в подземной части, что ведет к ослаблению резьбового соединения. Вероятность ударов в подземной части скважины возрастает при увеличении числа качаний, диаметра плунжера и вязкости откачиваемой жидкости.

4) Несовершенство формы скребка - центратора (базового) способствует возникновению крутящего момента на самом скребке – центраторе. Скребок имеет ребра, расположенные под углом относительно оси. Поэтому жидкость, протекая через скребок - центратор, при поступательном движении колонны штанг создает в нем момент кручения, который в зависимости от спуска или подъема колонны штанг действует на заворот или отворот. Если также учесть растяжение колонны штанг, то получается, что верхние скребки создают момент больший, чем нижние. Таким образом, возникают самоотворот и заворот колонны штанг. Если скважина также имеет значительную искривленностью или АСПО в НКТ, то величины моментов отворота и заворота значительно возрастают. Для исключения этого явления необходимо применение штанговращателя, причем с чем большим ходом закручивания, тем лучше; или проектирование скребка - центратора с расположением ребер, исключающим возникновение на нем крутящего момента.

При закручивании колонны штанг штанговращателем требуется создание момента, достаточного для проворота колонны штанг в свободном состоянии, плюс момент на преодоление дополнительного сопротивления, возникающего на скребке - центраторе в наиболее искривленном участке скважины из-за формы скребка - центратора (неполной поверхности контакта с внутренней поверхностью НКТ). При достижении такого момента происходит резкое проворачивание колонны штанг на этом участке. Из-за инерционных сил и свойств материала происходят резкое закручивание низа и отворот верха колонны. При достижении волны скручивания на верхней штанге из-за упругости системы возникает обратная волна вращения колонны штанг, в направлении отворота начиная с верхней штанги. Таким образом, в верхней части получаем дополнительный отворот. Более сложная и опасная картина возникает при наличии нескольких участков со значительной кривизной. Для исключения этого явления необходимо сконструировать скребок с максимальной поверхностью контакта с НКТ и отказаться от штанговращателя.

Таким образом, получается система противоречивых условий, оптимальным решением которой будет отказ от штанговращателя и разработка новой конструкции скребка - центратора с учетом вышеизложенных требований.

Наплавляемая с помощью матрицы, форма скребка-центратора (новой) конструкции лишена вышеперечисленных недостатков, что на практике дает возможность работать без штанговращателей. Основная идея - расположение ребер на скребке – центраторе подобно расположению зубьев шевронного зацепления. В результате расчета оптимизирующей формы скребка центратора полностью исключается крутящий момент, возникающий на базовом скребке – центраторе, обеспечивается максимальная поверхность контакта с внутренней поверхностью НКТ, что позволяет отказаться от штанговращателя. Кроме того, проходное сечение скребка - центратора на 10 % больше, что в совокупности с максимально обтекаемой формой, обеспечивает меньшее гидравлическое сопротивление.

Скважины осложненные образованием АСПО, как правило, оснащены скребками – центраторами, поэтому за счет этого возникают дополнительные гидравлические сопротивления, причем поршневой эффект различных скребков неодинаков. Дополнительное увеличение нагрузки происходит за счет отложения АСПО на скребке – центраторе и штангах (приблизительно на 10%) и за счет нагрузки, связанной непосредственным удалением парафина скребком - центратором с внутренней поверхности НКТ.

Анализ данных, построенных на основе теоретических данных, показывает, что новый скребок-центратор более эффективен при работе на вязких жидкостях, по сравнению с ранее применяемым скребком.

Экономический эффект при внедрении скребка-центратора на скважинах, оборудованных ШГН, можно условно разбить на следующие составляющие:

Эффект от отказа эксплуатации штанговращателей:

где Nшв – кол-во штанговращателей, потребляемых НГДУ за год = 140 шт/год;

Сшв – средняя стоимость одного штанговращателя = 19 000 руб.

Эффект от снижения расхода материала на изготовление СЦ:

Пм = Ncц*365 *М*См = 700*365*0,009*43,3 = 99 568 руб./г, где: Nсц – количество СЦ наплавляемых ПРС за сутки =700 шт./сут;

M – сэкономленная масса материала - полиамида на один СЦ = 0,009 кг;

См – стоимость одного кг полиамида = 43,3 руб./кг;

Эффект от предотвращения ремонтных работ ПРС по ликвидации отворота:

где Nпрс –количество ПРС, за год проводимых по ликвидации отворотов на скважинах со СЦ = 38 рем.;

Спрс – стоимость одной работы ПРС по ликвидации отворота = 43 600 руб.

Суммарный экономический эффект составил Э = Пшв+ Пм+ Ппрс = 3 303 160 руб./г, Таким образом, суммарный экономический эффект без учета экономии энергии составил - 3 303 160 руб./г. Стоимость изготовления матрицы – 500 тыс. рублей, поэтому срок окупаемости с учетом плана ремонтов скважин осложненных АСПО ЦПРС составляет менее 1 года.

УДК 622.

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

ПО СРЕДСТВАМ СОЗДАНИЯ ИСКУССТВЕННЫХ

КАВЕРНОНАКОПИТЕЛЕЙ НЕФТИ (ИКНН)

М.А.Даутов (ГР-06-11), И.Г.Фаттахов (аспирант) Поздняя стадия разработки требует поддержания текущих темпов добычи нефти при помощи различных методов обработки призабойной зоны пласта предназначенных для увеличения ее проницаемости. В первую очередь это касается скважин с карбонатными трещиновато-пористыми коллекторами.

Основным методом обработки ПЗП (призабойной зоны пласта) для этих коллекторов является соляно-кислотная обработка. Существуют несколько различных способов воздействия соляной кислотой на карбонатный пласт.

На Бавлинском месторождении был испытан метод воздействия на карбонатные коллекторы путем создания в призабойной зоне искусственных кавернонакопителей нефти многократными кислотными ваннами. В пласт закачивается соляная кислота, первоначальный объем которой составляет - 3 м 27 %-й концентрации. По происшествии времени, необходимого на её полную реакцию с породой, (что составляет 6-24 часов), производится извлечение продуктов реакции различными способами, после этого цикл повторяется, причем объем каждой последующей порции увеличивается на 20 % (объем растворенной породы). Число циклов может составлять 6 - 10. Общий объем используемой соляной кислоты доходит до 25 - 50 M3.

Рассматриваемый метод позволяет увеличить диаметр ствола скважины и степень совершенства призабойной зоны. Одновременно призабойная зона очищается от различных загрязнений, которые выносятся вместе с продуктами реакции.

Что касается продолжительности эффекта искусственного создания кавернонакопителей нефти, то по некоторым скважинам она может достигать 8 лет. После первых двух лет эффективность создания ИКНН снижается.

Годовая добыча нефти на 1 скважину в среднем уменьшилась до 400 т.

Причины снижения эффективности могут быть различны: истощение запасов на некоторых участках, разрабатываемых длительное время; нарушение технологии в условиях острого дефицита спецтехники; отсутствие обоснованных критериев подбора скважин.

Общая статистика эффективности этой технологии свидетельствует о том, что при обработках скважин с перфорированной толщиной менее 6 м она резко падает. По этой причине при выборе интервала перфорации следует учитывать данный фактор.

В таблице 1 представлены технологические результаты создания ИКНН в 2008 году.

скважины обработки В результате проведенных исследований следует, что применение ИКНН наиболее приемлемо при низких коллекторских свойствах призабойной зоны пласта, при значительных нефтенасыщенных мощностях.

УДК 622.

ИЗУЧЕНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ РЕАГЕНТА БИОПАВ КШАС-М

В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ ЗНАМЕНСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

И.Р.Дубровская (ГРВ 03-11), Л.В.Петрова (доцент) В настоящее время большинство разрабатываемых месторождений находятся на поздних стадиях разработки, характеризующихся высокой обводненностью добываемой продукции и значительной выработанностью геологическим строением, низкопродуктивные, с ухудшенными коллекторскими свойствами, усложняющими извлечение нефти. В связи с этим особую актуальность приобретают проблемы повышения эффективности разработки месторождений, за счет применения новых методов повышения нефтеотдачи пласта, способных увеличить коэффициент извлечения трудноизвлекаемых запасов.

Одной из групп технологий, эффективно решающих данную задачу, является группа микробиологических технологий увеличения нефтеотдачи.

На месторождениях Республики Башкортостан внедрение технологии на основе продуктов биосинтеза начато в 1992 году. Технология прошла промысловые испытания в условиях терригенных и карбонатных коллекторов на месторождениях девяти УДНГ филиалов ОАО «АНК «Башнефть», в том числе и на Знаменском месторождении Аксаковского УДНГ ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть – Ишимбай».

биосинтеза показал, что наиболее перспективной и эффективной по результатам воздействия на продуктивные пласты является технология с применением биологического поверхностно – активного биоПАВ реагента КШАС-М. Он имеет много преимуществ, например, способствует вытеснению остаточной нефти, выравниванию профиля закачки, экологически безопасен. А также к достоинствам можно отнести доступность реагента, относительно низкую стоимость и технологичность применения композиций на основе биоПАВ КШАС-М. Все вышесказанное свидетельствует о перспективности их широкого использования для увеличения нефтеотдачи пластов.

В геологическом разрезе Знаменского месторождения выделяются продуктивных пластов, промышленная ценность которых (кроме пласта Dkn) установлена в процессе опробования и эксплуатации. Пласты неравноценны, как в силу чисто геологических причин, так и их изученности. Основные запасы углеводородов по месторождению приурочены к турнейскому ярусу (71,2 %) и песчаным пластам DIV и D1 (19,3 %). По составу нефть относится к тяжелым, сернистым, парафинистым, смолистым, повышенной вязкости.

Пластовые воды высокоминерализованные плотностью 1160-1118 кг/м3, хлоркальциевые.

Знаменское месторождение разрабатывается с 1960 года, в настоящее время находится в последней стадии разработки, характеризующейся прогрессирующим обводнением и снижением добычи нефти. Коэффициент нефтеотдачи равен 0,29.

увеличения нефтеотдачи пласта, в том числе микробиологические.

увеличивается. Суммарный эффект составил более 200 тыс. т дополнительно добытой нефти за последние десять лет.

На рисунке 1 показана динамика дополнительной добычи нефти (в тыс.т) месторождении.

микробиологических методов Технология увеличения нефтеотдачи пластов с применением композиции специалистами ДООО «БашНИПИнефть» ОАО «АНК Башнефть».

находящиеся на поздней стадии разработки при высокой обводненности нефти (80% и более), с любой степенью минерализации пластовых вод.

В качестве одной из составляющей композиции является водный раствор биоПАВ КШАС – М (продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas aeroginosa S – 7) содержащий полисахариды и поверхностно-активные вещества. Вторая составляющая композиции – углеводородный растворитель (нефрас марки 150/330, ЖОУ и др.). Третья составляющая – бентонитовая глина.

Физико-химические свойства композиции позволяют использовать ее в технологиях обработки как нагнетательных, так и добывающих скважин.

Процесс закачки в нагнетательные и добывающие скважины композиции биоПАВ КШАС – М производится в количестве 8 т. Одновременно с биоПАВ закачивается глинистый раствор (содержащего 500 - 600 кг глинопорошка).

Положительный результат достигается тем, что в пласте при контакте с минерализованной водой, происходит образование водонефтяных эмульсий.

Вязкие водонефтяные эмульсии, стабилизированные биополимером, увеличивают скин-фактор и создают фильтрационное сопротивление в промытых водой каналах пласта, а образующаяся микроэмульсия на границе с нефтью способствует обеспечению низкого межфазного натяжения, смачивающей способности и увеличению нефтеотдачи.

В качестве объекта изучения была выбрана нагнетательная скважина № 444, расположенная на Знаменском месторождении ЦДНГ-1 Аксаковского УДНГ ОАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Ишимбай». Расположенные рядом добывающие скважины характеризуются высокой обводненностью продукции.

Движение закачиваемой воды происходит по промытым каналам, фронт вытеснения неравномерен. Косвенно подтверждающими предположение о неравномерности выработки пласта, могут служить рабочие характеристики нагнетательной скважины очага воздействия.

После воздействия выровнялся профиль приемистости скважины за счет увеличения приемистости интервалов, ранее незначительно поглощавших воду, а также за счет уменьшения приемистости ранее обводненных интервалов. Это привело к увеличению охвата пласта заводнением, выравниванию фронта вытеснения на участке воздействия, увеличило поступление воды в слабо поглощающие интервалы и, в конечном счете, увеличению нефтеотдачи.

Продолжительность эффекта от проведенного мероприятия составит 1 год.

Технологическая эффективность составит 151,6 т дополнительно добытой нефти на 1 т биоПАВ КШАС-М.

Таким образом, ожидаемый технологический эффект от проведения мероприятия по закачке биоПАВ КШАС-М в нагнетательную скважину № принимается равным среднестатистическому эффекту, рассчитанному по ранее проведенным мероприятиям, на данный объект разработки (пласт DI Знаменского месторождения).

Подводя итог, хотелось бы отметить высокую эффективность технологии закачки в нагнетательные скважины реагента биоПАВ КШАС-М. Низкая стоимость реагента и затрат на проведение мероприятия, а также экологическая безопасность и доступность благоприятно сказываются на перспективности данного метода. Анализ показал высокую эффективность обработок на скважинах с плохими эксплуатационными характеристиками и, более того, позволил вывести из бездействующего фонда часть скважин. Еще одним из достоинств метода является эффективность на участках с большой неоднородностью пластов, это позволяет увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи на этих участках.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Инструкция по применению композиции биоПАВ КШАС-М, углеводородного растворителя и глины для увеличения нефтеотдачи пластов на нефтяных месторождениях Башкорстостана. – Уфа: БашНИПИнефть, 2000. – 11с.

2 Мерзляков В.Ф. Разработка залежей нефти в карбонатных коллекторах Знаменского месторождения/ В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков, А.М. Попов (ОАО АНК «Башнефть», НГДУ «Аксаковнефть»)// Нефтяное хозяйство. - 2003.

- №3. – С.51-53.

3 Лукьянов Ю.В. Результаты воздействия на продуктивные пласты нефтяных месторождений Башкортостана композициями на основе продуктов биосинтеза/ Ю.В. Лукьянов, Ю.М Симаев., В.В. Кондров и др.// Нефтяное хозяйство. – 2007. - № 4. – С. 52-54.

УДК 622.

ПОВЫШЕНИЕ СТОЙКОСТИ ДОЛОТ ПО ДИАМЕТРУ

А.К. Зарипов (БГР-06-11), И.А. Зарипов (ст. преподаватель) Сохранение диаметра долота при бурении скважины - важная задача, так как потеря диаметра долота даже при работоспособных его опорах и вооружении делает его непригодным для использования. Более того, ствол скважины, пробуренной долотом, потерявшим диаметр, становится аварийно опасным для вновь спускаемого полноразмерного долота. При резкой посадке полноразмерного долота в суженный ствол скважины может произойти заклинивание его в стволе, затем авария. Условия работы долота по расширению ствола скважины, особенно в крепких абразивных породах резко отличны от условий нормального бурения, что ведет к интенсивному изнашиванию опоры и неравномерному и преждевременному изнашиванию вооружения шарошек.

Учитывая изложенное при конструировании шарошечных долот, большое внимание необходимо уделять повышению износостойкости калибрующей части, основа которой - обратные конуса шарошек. Стойкость обратных конусов против износа при трении о стенки скважин и предопределяет сохранность диаметра скважин. Калибрующая способность шарошек долота важнейшая часть обработки долот.

Повысить износостойкость долот по диаметру можно нанесением на всю поверхность калибрующей части высокоабразивностойких материалов или запрессовкой и запайкой в отверстия обратных конусов шарошек износостойких твердосплавных штырей с плоской головкой в долотах с зубковым вооружением.

Однако такого армирования не всегда достаточно для надежного сохранения диаметра долота во все время его работы. Необходимо также армировать спинки лап специальными износостойкими элементами, установленными выше уровня шарошек. Такая установка калибрующих элементов позволяет использовать большее пространство тела долота. При таком оснащении снижается вибрация низа бурильной колонны. Такое армирование позволяет использовать долото как элемент, способствующий стабилизации бурильной колонны в скважине.

Долото-калибратор представляет собой трехшарошечное долото, спинки лап которого оснащены калибрующим элементом, который может иметь различную конструкцию твердосплавные наплавки, нанесенные трехшарошечного долота скважина в сечении приобретает вид четырех угольника, причем вписываемая в него окружность меньше номинального диаметра долота. Это происходит в связи с тем, что долото совершает планетарное движение по стенкам забоя, а вертикальная ось долота круговое движение. Следовательно, основной путь приближения профиля скважины к окружности - увеличение числа калибрующих элементов долота. Можно исключить планетарное движение долота по стенке скважины. На спинке каждой лапы закреплен калибрующий элемент. Спинка лапы должна быть установлена с наклоном относительно оси в сторону гидромониторного канала, а калибрующий элемент смещен по окружности относительно оси лапы также в сторону гидромониторного канала, а выходное отверстие должно быть расположено в боковой грани спинки.

Решающее влияние на эффективность работы данного долота оказывает гидравлика призабойной зоны. Снижение обратных токов жидкости под эжектирующим действием гидромониторных струй позволит уменьшить повторное перемалывание шлама и износ элементов долота. Изогнутой гидромониторного канала, преграждая путь обратному течению жидкости, при этом увеличивается площадь свободного сечения по другую сторону от гидромониторной струи, что снижает величину обратных токов. Большой интерес представляет создание тангенциальное действие струй на забой. При этом каждая приближенная к забою насадка снабжена боковыми отверстиями, струи из которых оказывают тангенциальное действие на забой и вымывают шлам из-под двух соседних шарошек. Универсальных схем промывки нет-они зависят от типоразмера долота и физико-механических свойств разбуриваемых пород, а также режима промывки. Также необходимо обеспечить свободный и беспрепятственный выход восходящих с забоя потоков жидкости с буровым шламом в наддолотное пространство с учетом направления движения потоков по забою скважины. Сочетание калибрования стенок скважины горной породы позволит снизить прихватоопасность инструмента и улучшить качество скважин. В целом оптимизация процесса промывки забоя скважины и выноса шлама из призабойной зоны представляет немало возможностей для улучшения характеристик долот путем совершенствования их конструкции, особенно системы промывки.

УДК 622.276.

ВДОГ – ЭФФЕКТИВНЫЙ СПОСОБ ДОБЫЧИ

ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

А.К.Зарипов (БГР-06-11), Р.Н.Сулейманов (доцент) Запасы высоковязких нефтей на территории России составляют довольно 35-50 млрд. тонн.

Очевидно, что по мере выработки легких подвижных нефтей процесс добычи высоко вязких нефтей понадобиться переводить на промышленную основу, что потребует создания современных рентабельных технологий добычи.

К настоящему времени известны несколько подобных технологий, к которым можно отнести технологии с применением в качестве вытесняющего агента горячей воды или перегретого пара.

Однако эти технологии при их достаточной успешности обладают одним существенным недостатком – они высокозатратны. Это объясняется тем, что на их разогрев тратится до 25-30% добываемого углеводородного сырья.

Поиск менее затратного метода добычи привел к решению добывать высоковязкую нефть с помощью технологии внутрипластового горения. Одним из вариантов этого метода является метод «внутрипластового движущегося очага горения» (ВДОГ).

Метод создания ВДОГ относится к термическим способам извлечения нефти, при которых тепло для воздействия на нефтяной пласт получают за счет сжигания наиболее тяжелых компонентов пластовой нефти. Этот метод применим для месторождений с очень тяжелыми малоподвижными нефтями, при разработке которых обычными методами удается извлечь до 30% от имеющихся запасов.

Сущность метода ВДОГ заключается в том, что вначале в призабойной зоне зажигательной (нагнетательной) скважины при помощи различных топливных горелок, электрических нагревателей или химических реагентов создают мощный очаг горения. После образования очага горения для поддержания процесса горения нефти в скважину с поверхности нагнетают окислитель — воздух, обогащенный кислородом, или кислородосодержащую газовую смесь. При непрерывной подаче окислителя начинается движение очага горения в пласте в направлении к потоку окислителя.

После того как очаг горения получил достаточную стабильность и начал продвигаться по направлению к эксплуатационной скважине, зажигательная скважина становится только нагнетательной, и забой ее охлаждается.

Глубинный нагревательный аппарат извлекают на поверхность.

По опытным данным, температура воспламенения нефти в пласте находится в пределах 150—315° С. Однако возможны случаи зажигания нефти в пластах и при более высоких температурах (500° С и выше).

Под действием высокой температуры фронта горения нефть в пласте претерпевает термохимические изменения, при которых часть ее превращается в углеводородные газы, а часть — в коксоподобный остаток, откладывающийся в поровых каналах. Углеводородный газ вместе с продуктами горения и частью нефти отбирается через эксплуатационные скважины, а коксоподобный остаток сгорает в пласте.

Выделяющиеся продукты горения с высокой температурой, двигаясь по пласту, отдают тепло нефтесодержащей породе.

В результате того что вязкость нефти резко снижается, увеличиваются нефтеотдача пласта и дебит эксплуатационных скважин. В процессе осуществления ВДОГ часть пластовой нефти (до 15%) сгорает. Технология разработки пласта при помощи ВДОГ может быть различной. Наиболее распространенным является прямоточный вариант (рисунок 1), когда зажигание пласта и подачу окислителя осуществляют через одну и ту же скважину. При этом очаг горения и поток окислителя движутся в одном направлении — от зажигательной (нагнетательной) скважины к эксплуатационным. На рисунке показана схема распределения температур по зонам процесса горения.

Весь процесс внутрипластового горения представлен отдельными зонами, характеризующимися различными реакциями и различным состоянием веществ. Выделяются зоны: пластовой температуры, предварительного нагрева, испарения, термохимической реакции, горения, регенерации тепла.

Температуру каждой зоны можно определить по кривой, ограничивающей заштрихованные области.

Первая зона характеризуется низкой температурой, близкой к пластовой.

Здесь нефть еще не подвергается тепловой обработке.

В зоне предварительного нагрева температура достигает 100° С. В конденсируются, а вязкость пластовой нефти снижается. В этой зоне конденсируются и пары пластовой воды.

В зоне испарения температура достигает 150—200° С. Основная особенность зоны заключается в наличии перегретых насыщенных паров нефти и воды. В последующей зоне температура сильно возрастает, и процессы испарения переходят в термохимические с образованием твердого коксового остатка, откладываемого в порах пласта. Этот остаток является основным топливным материалом, обеспечивающим поддержание в пласте горения при непрерывном нагнетании с поверхности окислителя.

1–зажигательная и нагнетательная скважина, 2– эксплуатационные скважины, 3 – зона горения, 4 – выгоревшая зона пласта, 5 – установка, нагнетающая окислитель, 6–устройства сбора и хранения нефти, 7– клапан Рисунок 1 - Схема технологии разработки нефтеносного пласта по прямоточному варианту ВДОГ [1] Дальнейшее развитие окислительного процесса происходит в зоне горения.

Если в зоне термохимической реакции помимо продуктов полного сгорания образуются легкие углеводородные фракции и кислородные соединения, то в зоне горения кислород взаимодействует в основном с коксовым остатком, занимающим поры пласта и обволакивающим отдельные песчинки породы.

Максимальная температура в зоне горения достигает 500—600° С. При достаточном количестве окислителя коксовый остаток полностью сгорает. В последней зоне — регенерации тепла — аккумулируется все тепло, которое затем отдается потоку окислителя. Кроме продуктов горения, имеющих высокую температуру, извлечению нефти способствуют пары воды и конденсат легких углеводородов.

зона пластовой температуры, 2 – зона предварительного повышения 1температуры, 3- зона испарения, 4- зона термохимической реакции, 5 – зона горения, 6 – зона распределения тепла Рисунок 2 - Схема распределения температур по зонам процесса горения [1] Пары воды, конденсируясь, образуют оторочку (вал) из горячей воды, которая эффективно вытесняет нефть. Таким образом, высокая нефтеотдача при ВДОГ обусловлена совместным действием различных методов воздействия на пласт — горячей воды, пара и растворителей.

Условиями, благоприятствующими проведению процесса ВДОГ, являются:

1) залегание залежи на глубине 50—1000 м с коллекторами, мощность которых колеблется в пределах 3—15 м;

2) остаточная нефтенасыщенность должна составлять не менее 50—60%, первоначальная обводненность не более 40% и пористость пласта 12—43% и более.

Существуют два способа разжигания пласта: самопроизвольное и искусственное. Первый способ используют на месторождениях, где нефть быстро окисляется кислородом. Для создания очага горения в пластах, где самопроизвольное горение не происходит, применяют различные глубинные электрические и газовые нагреватели, химические средства и др.

При втором способе количество тепла, вводимого на прогрев 1 м мощности пласта, колеблется в пределах от 1,041 до 11,5 ГДж при расходе воздуха от до 1100 м3/сут.

Наиболее распространены электрические нагреватели. Они довольно просты и удобны. Электронагреватели, используемые для этих целей, эксплуатируются продолжительное время на забое скважины при температуре более 700° С. Мощность их колеблется в пределах 10—75 кВт.

Газовый нагреватель обычно спускают в зажигательную скважину до кровли продуктивного пласта на трубах через лубрикатор или колонну труб с обратным клапаном. Мощность забойных газовых нагревателей составляет 6,3—16,8 ГДж.

Нагреватель спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, по которым под определенным давлением подается топливо-воздушная смесь.

До поступления в камеру сгорания топливо и воздух разделяются в сепараторе. Нагреватель имеет запальное устройство. Тепловая мощность нагревателя колеблется в пределах 5,8—23,2 кВт.

О начале горения в пласте и об образовании внутрипластового очага горения судят по данным замеров забойной температуры, приемистости нагнетательной скважины, а также по данным анализа выходящей газообразной продукции. Повышение температуры на забое нагнетательной скважины, снижение ее приемистости, резкое снижение содержания кислорода и увеличение содержания СО2 и СО в выходящей газообразной продукции свидетельствуют об образовании в пласте очага горения. Регулирование скорости перемещения фронта горения к эксплуатационным скважинам и обеспечение равномерности его продвижения достигается путем ограничения (или увеличения) отборов продукции из соответствующих эксплуатационных скважин.

Рисунок 3 -. Карта разработки месторождения Павлова гора [1] Процесс ВДОГ заканчивается прорывами воды в эксплуатационные скважины и резким увеличением газового фактора. Это свидетельствует о подходе фронта горения к эксплуатационным скважинам и, следовательно, о выработке всего участка пласта.

Для подачи воздуха в процессе ВДОГ используют различные типы компрессоров высокого (5—10 МПа) и среднего (3,5—5,0 МПа) давления с различными приводами.

Институт ТатНИИнефтемаш разработал несколько вариантов компрессорных станций для ВДОГ. Так, например, компрессорная станция типа КС-20/45 включает в себя два компрессора. Производительность каждого компрессора 20 м3/сут, давление нагнетания 4,5 МПа, общая мощность электродвигателей 500 кВт. Компрессорная станция выполнена в блочном исполнении, что упрощает монтаж в промысловых условиях, облегчает транспортирование и исключает необходимость в строительстве капитальных зданий и сооружений.

На рисунке 3 показана схема разработки нефтеносного пласта залежи тяжелой нефти месторождения Павлова Гора при осуществлении процесса ВДОГ на двух опытных участках. Максимальная эффективная мощность продуктивной пачки залежи равна 10 м, длина залежи около 1 км и ширина м. Средняя глубина пласта 225—247 м, пористость 28%, проницаемость от до 176 мД, пластовая температура 21° С. Нефть тяжелая (0,945 г/см3), смолистая (36%), вязкость ее в пластовых условиях составляет 173 сПз, обводненность 58%. Залежь эксплуатируется 13 скважинами, средний дебит скважин до внедрения ВДОГ не превышал 5 т/сут.

Разработка западного залива горизонта I месторождения Павлова Гора с воздействием на пласт движущегося фронта горения показала высокую эффективность процесса. Среднесуточная скорость продвижения фронта горения составила 0,08—0,1 м/сут. При нагнетании воздуха в количестве 10— 12 тыс. м3/сут каких-либо осложнений на забое эксплуатационных скважин (выноса песка, образования пробок) не наблюдалось. Окислительный процесс охватил значительную площадь залежи. В отдельных эксплуатационных скважинах, удаленных от нагнетательной на 200—500 м, зафиксирована высокая пластовая температура — до 240° С.

В результате разработки нефтяного пласта с помощью ВДОГ дебит нефти по залежи возрос с 5—6 до 15—20 т/сут. Дополнительная добыча нефти за счет осуществления процесса за два года составила около 7300 т.

Опытно-промышленная установка по созданию ВДОГ была построена на месторождении Зыбза Краснодарского края. Начаты опытно-промышленные работы по внедрению технологии внутрипластового очага на месторождениях Сахалина, Татарии и других нефтяных районов страны.

На основании изложенного и учитывая положительные результаты внедрения технологии ВДОГ, можно сделать следующие предварительные выводы:

1 Разработана эффективная технология добычи высоковязких нефтей и природных битумов, обладающая малыми затратами энергоресурсов по сравнению с известными термическими методами.

2 В процессе апробации технологии ВДОГ на разных месторождениях необходимо определить, в каких геолого-физических условиях она позволяет получить максимальный технико-экономический эффект.

3 Необходимо исследовать возможность управления процессом ВДОГ с целью повышения эффективности вытеснения нефти из пласта, при условии минимизации энергозатрат.

_ 1 Махмудбеков Э. А., Вольнов А. И. Интенсификация добычи нефти:

учебник. -М.: Недра, 1975. - 246 с.

УДК 622.276.

ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

ГОРНЫХ ПОРОД И НАСЫЩАЮЩИХ ИХ ФЛЮИДОВ

А. К. Зарипов (БГР-06-11), Р.Н. Сулейманов (доцент) В последние годы все более широкое распространение получают третичные методы повышения нефтеотдачи, основанные на тепловых методах воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП).

Диапазон применяемых тепловых воздействий чрезвычайно широк: это и прямой прогрев ПЗП с помощью электрических нагревателей, методы, основанные на применении высокотемпературных экзотермических реакций различных химических веществ, методы, основанные на интенсивном выделении тепла при сгорании различных пороховых зарядов и т.д.

Однако в последнее время, когда многие месторождения перешли на позднюю стадию эксплуатации, эффективность тепловых методов обработки ПЗП существенно снизилась. Объяснение этому явлению можно дать за счет изменения термодинамических условий эксплуатации нефтяных залежей связанных в значительной мере с применяемой технологией разработки.

В первую очередь это относится к широко распространенному методу вытеснения нефти из коллектора с помощью применения активной закачки воды в продуктивный пласт с целью поддержания стабильной величины пластового давления.

процессов в пластах-коллекторах в процессе их эксплуатации, рассмотрим основные теплофизические свойства горных пород и насыщающих их пластовых флюидов представленные в таблице 1.

Из представленных данных с достаточной очевидностью следует, что теплопроводность породы в целом повышается при насыщении пор флюидами, которые не только увеличивают площадь тепловых контактов, но и улучшают их.

Эффективная теплопроводность пород-коллекторов зависит от типа флюидов, которые по-разному проводят тепло. Теплопроводность пластовых жидкостей варьирует в пределах 0,11-0,56 Вт/(м·К). Средние значения теплопроводности для нефтей и пластовых вод составляют 0,12 и 0,49 Вт/(м·К) соответственно, что свидетельствует, что теплопроводность нефтей в среднем в раза меньше теплопроводности пластовых вод, а следовательно, нефтенасыщенных пород меньше водонасыщенных.

В целом теплопроводность пород при незначительных вариациях их плотности зависит от минералого-петрографического состава, а также на нее оказывают влияние характер цемента, коллекторские характеристики, теплопроводность насыщающих флюидов (вода, нефть, газ) гранулометрический состав, тип укладки и упаковки зерен, характер пор и т. д.

Таблица 1.[1] – Теплопроводность основных типов пород – коллекторов и пород – покрышек нефтяных месторождений Южно-Татарского свода (по Б.А.Яковлеву) В расчетах при проектировании тепловых методов добычи высоковязких нефтей и битумов и при решении других задач нефтяного дела необходимо располагать данными о тепловых свойствах пород-коллекторов и породпокрышек. В связи с этим Б. А. Яковлевым была предпринята попытка разработать классификацию пород-коллекторов по их теплопроводности в зависимости от формы и генезиса порового пространства, что в свою очередь связано с литологическим составом пород.

По принятой классификации породы делятся на коллекторы с межгранулярными порами (это терригенные, в основном обломочные породы), трещинные (карбонатные породы, как правило, хемогенные и кавернозные (карбонатные породы как хемогенного, так и органогенного происхождения)) и коллекторы с порами смешанного генезиса. Данные о теплопроводности породколлекторов и пород-покрышек приведены в таблице 1.

Тепловые свойства нефтеводонасыщенных пород-коллекторов Как уже отмечалось, теплообмен в твердой породообразующей части горных пород, в заполняющей поры среде (нефть, вода, газ) и на границах между ними является сложным процессом. Исследования показывают, что на теплопроводность пород существенно влияют насыщающие поры флюиды.

Проведенные лабораторные определения тепловых свойств пластовых вод, нефтей и водонефтяных эмульсий отдельных площадей и месторождений показывают, что теплопроводность пластовых флюидов [Вт/(м К)] варьирует в пределах от 0,111 до 0,562 при этом наименьшими значениями коэффициента теплопроводности (0,111-0,141) характеризуются нефти, а наибольшими (0,444пластовые воды.

Средние значения теплопроводности нефти и пластовой воды соответственно составляют 0,122 и 0,486, т.е. теплопроводность пластовых нефтей в 4 раза меньше теплопроводности пластовых вод.

Водо-нефтяные эмульсии с различным (от 10 до 40%) содержанием в них пластовой воды имеют теплопроводность от 0,114 до 0,217. С увеличением содержания воды в эмульсиях их теплопроводность увеличивается.

Удельная теплоемкость Суд и коэффициент температуропроводности пластовых флюидов изменяются в следующих пределах: удельная теплоемкость [кДж/(кг·К)] для пластовых вод 3,851-4,814, среднее значение 4,385, а для нефтей- 1,882-2,428, среднее значение 1,95; температуропроводность (10 м2/с) для пластовых вод 8,73-11,47, среднее значение 9,957, а для нефтей 5,5б-8,575, среднее значение 7,238.

Именно в связи с наблюдаемым различием значений теплопроводности воды и нефти теплопроводность нефтенасыщенных песчаников меньше водонасыщенных.

В связи с существенным влиянием минералого-петрографического состава на тепловые свойства пород зависимость их от нефтенасыщенности, пористости и связанной с ней плотности необходимо также рассматривать для литологически однородных отложений, а при лабораторных исследованиях - для одних и тех же пород при их различной насыщенности.

С целью выяснения влияния нефтенасыщенности на коэффициенты теплопроводности и температуропроводности проводились лабораторные испытания образцов песчаников при различной степени насыщения керосином, теплопроводность которого к=0,121 Вт/(м·К) мало отличается от теплопроводности нефти н=0,116 Вт/(м·К). Насыщенность определялась в процентах по отношению к массе:

где mо -масса сухого образца;, m- масса после насыщения.

В начале насыщения (до 10-15%) температуропроводность а и теплопроводность, образцов возрастают. При дальнейшем насыщении отмечается даже уменьшение а и до значений, иногда меньших первоначальных.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
Похожие работы:

«ISSN 2313-2248 Федеральное государственное бюджетное научное учреждение РОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ МЕЛИОРАЦИИ (ФГБНУ РосНИИПМ) ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОРОШАЕМОГО ЗЕМЛЕДЕЛИЯ Сборник научных трудов Выпуск 55 Новочеркасск РосНИИПМ 2014 УДК 631.587 ББК 41.9 П 901 РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ: В. Н. Щедрин (ответственный редактор), С. Д. Магай, А. В. Акопян, Т. П. Андреева. РЕЦЕНЗЕНТЫ: В. И. Ольгаренко – профессор кафедры Мелиорация земель Новочеркасского...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ МЕЖДУНАРОДНАЯ АКАДЕМИЯ ИНФОРМАТИЗАЦИИ РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ ИНЖЕНЕРНЫХ НАУК ИМЕНИ А.М. ПРОХОРОВА СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ НАУЧНЫЙ ЦЕНТР ВЫСШЕЙ ШКОЛЫ ЮЖНЫЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ДОНЕЦКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Уважаемые коллеги! Приглашаем Вас принять участие в работе Всероссийской научно-технической конференции с международным участием: “Компьютерные и информационные технологии в наук е, инженерии и управлении” КомТех-2013 Конференция...»

«Главные новости дня 22 августа 2013 Мониторинг СМИ | 22 августа 2013 года Содержание СОДЕРЖАНИЕ ЭКСПОЦЕНТР 22.08.2013 ТПП-Информ. Аналитика Матрица российской рекламы Осенью ведущие специалисты рекламного бизнеса соберутся в ЦВК Экспоцентр, где с 24 по 27 сентября пройдет 21-я Международная специализированная выставка Реклама-2013. Они обменяются опытом производства и внедрения рекламных средств, ознакомятся с перспективными технологиями и техническими решениями, обсудят возможности развития...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЮРГИНСКИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОДДЕРЖКИ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЙ В ЭКОНОМИКЕ Сборник трудов Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых 28-29 апреля 2014 года Томск, 2014 УДК 50(063) ББК 20л0 C65 Современные...»

«38 ЕСТЕСТВОЗНАНИЕ И МАТЕМАТИКА _ Анализ результатов вычислительного эксперимента позволяет сделать ряд выводов: 1. Наилучшего эффекта для F2 можно достичь в рамках ограниченного времени реализации проекта, используя директивное распределение с большим значением параметра с в начале реализации и, наоборот, с меньшим значением параметра с – во второй половине отведенного времени (рис. 3). 2. При неограниченном времени реализации с заданным желательным временем завершения проекта (относительный...»

«VII международная конференция молодых ученых и специалистов, ВНИИМК, 2013 г. РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КРАСНОДАРСКИХ СОРТОВ СОИ В СЕЛЕКЦИОННОЙ ПРОГРАММЕ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН Дидоренко С.В. 040909, Казахстан, п. Алмалыбак, ул. Ерлепесова, 1 ТОО Казахский НИИ земледелия и растениеводства kazniizr@mail.ru На протяжении 10 лет сорта сои селекции ВНИИМК включены в селекционную программу Республики Казахстан в отделе селекции и семеноводства зернобобовых культур ТОО Казахского НИИ земледелия и...»

«CBD Distr. GENERAL UNEP/CBD/SBSTTA/14/19 15 February 2010 RUSSIAN ORIGINAL: ENGLISH ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЙ ОРГАН ПО НАУЧНЫМ, ТЕХНИЧЕСКИМ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ КОНСУЛЬТАЦИЯМ Четырнадцатое совещание Найроби, 10-21 мая 2010 года Пункт 5 предварительной повестки дня* ПУТИ И СРЕДСТВА ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОРГАНА ПО НАУЧНЫМ, ТЕХНИЧЕСКИМ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ КОНСУЛЬТАЦИЯМ Записка Исполнительного секретаря I. ВВЕДЕНИЕ Настоящая записка подготовлена на основании доклада совещания бюро 1....»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО СВЯЗИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ТЕЛЕКОММУНИКАЦИЙ им. проф. М. А. БОНЧ-БРУЕВИЧА МЕ ЖД УНАР ОД НАЯ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ И НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ИНФОТЕЛЕКОММУНИКАЦИЙ В НАУКЕ И ОБРАЗОВАНИИ № 20–24 февраля 2012 года МАТЕРИАЛЫ СПб ГУТ))) САНКТ-ПЕТЕРБУРГ Международная...»

«Министерство образования и наук и Pоссийской Федерации Федеральное агенство по образованию Государственное образовательное учреждение Высшего профессионального образования Алтайский государственный технический университет им. И.И.Ползунова НАУКА И МОЛОДЕЖЬ – 2008 V Всероссийская научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых СЕКЦИЯ ИНФОРМАЦИОННЫЕ И ОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ подсекция БЕЗОПАСНОСТЬ ИНФОРМАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ЗАЩИТА ИНФОРМАЦИИ Барнаул – 2008 ББК 784.584 (2...»

«ХХХII ВСЕРОССИЙСКАЯ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ ПРОБЛЕМЫ ЭФФЕКТИВНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СЛОЖНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ И ИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМ Часть 1 Серпухов 2013 XXХII Всероссийская НТК, филиал ВА РВСН (г. Серпухов), 2013 УДК 681.51.037 ББК 30.14 П 78 Сборник трудов посвящён разработке проблем обеспечения эффективности и устойчивости функционирования сложных технических систем, а также развитию и совершенствованию системы военного образования в условиях реформы в вузах Министерства...»

«Министерство образования и наук и РФ филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования Московский государственный индустриальный университет в г. Вязьме Смоленской области (филиал ФГБОУ ВПО МГИУ в г. Вязьме) Республика Беларусь г. Витебск Учреждение образования Витебский государственный университет имени П. М. Машерова Республика Беларусь г. Брест Учреждение образования Брестский государственный технический университет...»

«Министерство образования и наук и Российской Федерации ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЛЕСОТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ С.М. КИРОВА Совет молодых ученых и специалистов СПбГЛТУ СОВРЕМЕННЫЕ ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЦИОНАЛЬНОГО ЛЕСОПОЛЬЗОВАНИЯ В УСЛОВИЯХ РЫНКА Материалы Международной научно-технической конференции молодых ученых и специалистов 12 ноября 2012 года MODERN PROBLEMS AND...»

«Министерство образования и наук и Российской Федерации Тамбовский государственный технический университет ЛЕКЦИИ Международной конференции с элементами научной школы АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ И ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ В ТЕХНИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ 23-25 апреля 2014 года Тамбов 2014 Министерство образования и науки Российской Федерации Тамбовский государственный технический университет ЛЕКЦИИ Международной конференции с элементами научной школы АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ И...»

«Атом для мира Генеральная конференция GC(57)/21 15 сентября 2013 года Общее распространение Русский Язык оригинала: английский Пятьдесят седьмая очередная сессия Пункт 28 предварительной повестки дня (GC(57)/1, Add.1, Add.2 и Add.3) Доклад о взятых обязательствах по взносам в Фонд технического сотрудничества на 2014 год К 16 час. 00 мин. 13 сентября 2013 года обязательства по взносам в Фонд технического сотрудничества (ФТС) на 2014 год, как показано в таблице, содержащейся в приложении, взяли...»

«Филиал ФГБОУ ВПО МГИУ в г. Вязьме Министерство образования и наук и РФ филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования Московский государственный индустриальный университет в г. Вязьме Смоленской области (филиал ФГБОУ ВПО МГИУ в г. Вязьме) МЕЖРЕГИОНАЛЬНАЯ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ СТОЛЕТИЕ ПЕРВОЙ МИРОВОЙ ВОЙНЫ: ИТОГИ, УРОКИ, ПЕРСПЕКТИВЫ г. Вязьма 2013 УДК - 940 ББК – 63.3 (О) С - 81 Межрегиональная научно-практическая...»

«Министерство образования и наук и Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Санкт-Петербургский государственный университет технологии и дизайна ИННОВАЦИИ МОЛОДЕЖНОЙ НАУКИ ТЕЗИСЫ ДОКЛАДОВ Всероссийской научной конференции молодых ученых Санкт-Петербург 2013 УДК 009+67/68(063) ББК 6/8+37.2я43 И66 Инновации молодежной науки: тез. докл. Всерос. науч. конф. И66 молодых ученых / С.-Петербургск. гос. ун-т технологии и...»

«Министерство образования и наук и Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Пермский национальный исследовательский политехнический университет Березниковский филиал Регионы в современном мире – 2014 Материалы международной научно-практической конференции (г. Березники, 25–26 апреля 2014 г.) Березниковский филиал Пермского национального исследовательского политехнического университета 2014 УДК 316, 343.6 ББК 74.58...»

«Генеральная конференция GC(51)/28/Rev.5 Date: 26 September 2007 General Distribution Russian Original: English Пятьдесят первая очередная сессия Пункт 26 повестки дня (GC(51)/22) Доклад о взятых обязательствах по взносам в Фонд технического сотрудничества на 2008 год 1. К закрытию пятьдесят первой очередной сессии Генеральной конференции обязательства по взносам в Фонд технического сотрудничества на 2008 год, как показано в таблице, содержащейся в приложении, взяли 67 членов Агентства....»

«УДК 378 ББК 74.58 С 668 Редакционная коллегия: Жук Т.А. – председатель; Ким И.Н. – зам. председателя; Бут И.В. – секретарь; Бубновская Т.В., Апанасенко О.А., Ширяева Е.В., Манич Н.Г. С 668 Состояние и тенденции развития уровневого высшего профессионального образования в России: материалы Региональной науч.-метод. конф. – Владивосток: Дальрыбвтуз, 2011. – 212 с. ISBN 978-5-88871-545-1 В докладах, подготовленных участниками конференции – представителями вузов Дальневосточного региона,...»

«Правительство Мурманской области Федеральное агентство по рыболовству ФГБУВПО Мурманский государственный технический университет Комитет рыбохозяйственного комплекса Мурманской области Институт экономических проблем им. Г. П. Лузина КНЦ РАН Университетский ФИНМАРК колледж, г. Альта, Норвегия ЕВРОПЕЙСКИЙ СЕВЕР: ИННОВАЦИОННОЕ ОСВОЕНИЕ МОРСКИХ РЕСУРСОВ (ОБРАЗОВАНИЕ-НАУКАПРОИЗВОДСТВО) (14–17 марта 2012 г.) (МАТЕРИАЛЫ МЕЖДУНАРОДНОЙ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКОЙ КОНФЕРЕНЦИИ) Часть 1 Мурманск Издательство МГТУ...»









 
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.